2022年电力行业盈利情况及发展趋势分析

1、2022年电力行业盈利情况及发展趋势分析标的选择，板块分类说明：我们共选取 SW 公用事业中 116 只标的，并根据其 发电类型划分为火电（包含燃机和热电）、水电、新能源发电和燃气 4 个子板块电力行业营收增速扩大，归母净利润大幅下滑。2021 年，电力行业合计实现营 业收入 15196.49 亿元，同比增长 23.26%，增速较 2020 年的 0.27%，增长 22.99pct。 利润方面，2021 年电力行业共实现归母净利润 422.06 亿元，同比减少 64.41%，增速 较 2020 年的 23.11%大幅下滑 89.52pct。电力行业营收增速大幅提升，归母净利润增 却大幅减少，主

2、要原因是在 2021 年四季度，动力煤价格快速上升，导致火电的发电 成本大幅提升，火电发电企业在四季度均出现大幅亏损，影响了全年利润水平。 2022Q1，电力行业实现营业收入 4147.04 亿元，同比增长 23.04%，实现归母净利润227.16 亿元，同比减少 23.72%。在一季度，火电仍未摆脱发电成本过高的困境，利 润持续被侵蚀。新能源板块整体营收利润双增，火电板块利润同比大幅下滑。2021 年，电力行 业三个子板块中，火电和新能源营收增速维持较快增长，水电几乎维持不变，其中火 电、水电和新能源发电的营收增速分别 27.19%、1.12%、21.22%，增速较 2020 年分 别变动

3、29.62/-2.07/13.62pct，水电板块营收增速出现下滑，火电营收增速增幅最为明 显。利润增速方面，火电、水电和新能源发电的归母净利润增速分别-176.66%、- 7.88%、19.92%，增速较 2020 年分别变动-216.08/-20.50/-2.23pct。火电和水电利润增 速为负，新能源表现亮眼，利润维持正增长。未来随着新能源装机规模的不断提升， 新能源板块的业绩将持续上升。2022Q1，火电、水电、新能源发电营收增速均同比 增长，分别为 26.01%、12.84%、13.55%，归母净利润增速分别为-76.85%、10.64%、 20.42%。一季度，随着用电需求的回升，

4、电力子板块在一季度营收表现均比较亮眼， 但火电板块仍然受制于发电成本的大幅提升，利润出现大幅下滑。 “十四五”期间， 随着国家碳中和、碳达峰的目标下达，新能源发电将成为新增装机主要贡献力，随着 规模的提升，运营收入会持续增长，未来新能源发电企业业绩有望持续增长。1. 电力行业整体毛利率呈下滑趋势，费用率环比同比均下降全年毛利率整体呈下滑趋势，水电毛利率最高。电力行业近年来毛利率没有太 大波动，但进入 2021 年，随着火电发电成本的抬升，火电毛利率快速下行，拖累电 力行业整体毛利率水平。2021 年整体毛利率为 12.92%，较去年同期下滑 13.6pct。细 分来看，火电、水电、新能源的毛利

5、率分别为 2.21%、47.00%、32.39%，分别较去年 同期变动-15.46pct、-6.29pct、-1.87pct。从数据上看，水电的毛利率最高，但是新能 源的毛利率一直维持较高水平，且相对稳定。2021Q1，毛利率环比提升，同比出现 下滑，电力行业毛利率为 16.14%，同比去年同期下滑 5.38pct，环比 2021 年底回升 3.22pct。细分子板块来看，水电、新能源毛利率均同比改善，火电毛利率大幅下滑，分别同比去年变动 1.33pct、1.57pct、-7.25pct。相对来说，新能源发电毛利率波动较 小，整体盈利能力较为稳定。电力行业三项费用率同比下滑，财务费用下滑明显。

6、2021 年电力行业三项费用率 合计为 7.98%，较去年同期下滑 1.48pct，整体呈现出下滑趋势。细分来看，火电、 水电、新能源发电各板块的销售费用率分别为 0.19%、0.23%、0.41%；较去年同期分 别变动-0.03pct、0.016pct、0.004pct，销售费用率维持较为稳定水平，且电力行业整 体销售费用偏低。火电、水电、新能源发电各板块的管理费用率分别为 2.49%、 3.01%、3.92%，分别较去年同期变动-0.37pct、-0.12pct、0.11pct。财务费用率方面， 火电、水电、新能源发电各板块分别为 4.28%、10.71%、8.92%，分别较去年同期变 动

7、-1.01pct、-0.65pct、-1.41pct，水电和新能源发电的财务费用率高于火电板块，我们 判断新能源发电运营商由于补贴拖欠，导致企业现金流紧张，融资成本增加，财务费 用率偏高。2022Q1，火电、水电和新能源发电的销售费用率分别为 0.15%、0.21%、 0.30%,分别较去年同期变动-0.04pct、-0.03pct、-0.08pct；财务费用率分别为 4.15%、 12.39%、9.08%,分别较去年同期变动-0.47pct、-1.56pct、0.36pct；管理费用率分别为 1.72%、2.98%、2.95%,分别较去年同期变动-0.54pct、-0.21pct、-0.17

8、pct。2. 能源结构低碳化转型背景下，绿电扬帆起航深化电价市场化改革，还原电价商品属性。2021 年 10 月 11 日，国家发改委发 布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，将燃煤发电市场交易价 格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原 则上均不超过 20%，实现真正意义上的市场化。据中电联数据，2021 年，全国各电 力交易中心累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占全社 会用电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直 接交易电量合计为 30404.6 亿千瓦时，

9、同比增长 22.8%，电力市场化交易进度加快。 随着我国电力市场化改革持续推进，预计我国的市场化交易电量及占比有望进一步增 加，市场化交易电量占比持续提升，将逐步还原电力的商品属性，上浮电价将增强电 力企业盈利能力，缓解煤价上涨带来的压力。火电至暗时刻已过，煤价下行叠加电价市场化助力火电盈利修复。2021 年下半 年，随着火电主要原料成本动力煤价格快速抬升，火电企业成本高企，盈利能力大幅 下滑。2021Q3 和 Q4，火电行业分别实现归母净利润-108.72 亿元和-487.95 亿元，出 现大幅亏损。进入 2021 年四季度，国家政策接连发文，对煤价进行调控，叠加煤炭 国内供应增加，煤价出现

10、显著回落。2021 年 10 月 11 日，国家发改委发布关于进 一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，将燃煤发电市场交易价格浮动范围 由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超 过 20%，此举一方面推动火电 100%市场化交易，另一方面拉大煤电交易价格浮动范 围，提高了火电的盈利空间，大大缓解了火电企业的煤价高企的成本压力。同年 12 月 3 日，国家发改委公布2022 年煤炭长期合同签订履约方案（征求意见稿）（以 下简称征求意见稿），征求意见稿强调了发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协，新一年的动力煤长协将每月一调，5500 大卡动力

11、煤调整区间在 550- 850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨。征求意见稿的发布，设定了煤 价的上限，有限推动了煤价长协订单的落地，推动了火电企业盈利能力的修复。在多 方政策的推动下，2022Q1，火电企业盈利能力得到显著修复，火电行业单季度实现 归母净利润 30.98 亿元，环比 2021Q4 增加 518.93 亿元，实现扭亏为盈。龙头企业加码新能源布局，加速新能源转型步伐。根据我国各大电力央企或集 团发布的新能源发展规划，各家纷纷提出了较高的新能源装机目标。尤其“五大四小” 电力央企，其规划的十四五新能源新增装机规模较大，区间基本在 7000 万千瓦-8000 万千瓦，加

12、速了新能源转型的布局。新能源发电收入也逐步成为各大发电集团的重要的收入来源，持续推动新能源装机规模增长，进一步开启火电企业新的成长点。随着 发电集团新能源电力运营规模的不断提升，业绩也有望得到释放。政策不断加码，大力推动新能源发展。2021 年 9 月 22 日，中共中央、国务院印 发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，提出到 2025 年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，重点行业能源利用效率大幅提升。单位 国内生产总值能耗比 2020 年下降 13.5%；单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年 下降 18%；非化石能源消费比重达到 20%左右 ；到 2030

13、年，经济社会发展全面绿色 转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平。单位国内生产总 值能耗大幅下降；单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上；非化石 能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上；到 2060 年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立， 能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到 80%以上。同年 10 月， 国务院印发2030 年前碳达峰行动方案（以下简称方案），“十四五”期间，产业 结构和能源结构调整优化取得明显进展，重点行业能源利用效率大幅提升，煤炭消费 增长得到严

14、格控制，新型电力系统加快构建，绿色低碳技术研发和推广应用取得新进 展，绿色生产生活方式得到普遍推行，有利于绿色低碳循环发展的政策体系进一步完 善。能源结构低碳化转型是实现“双碳”目标的关键举措，政府相继出台政策支持驱动 风光清洁能源发展，清洁能源将成为我国重要的能源供给来源，清洁能源消费量也将 会显著增加。能耗双控趋严，刺激绿电消费。根据国家发改委 2021 年 8 月发布的2021 年上 半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表显示，共有 9 个省（区）上半年能耗强度 不降反升；10 个省上半年能耗强度降低率未达到进度要求。而能源消费总量方面， 有 8 个省（区）为一级预警； 5 个省（区）为二

15、级预警。国家发改委指出，对能耗强 度不降反升的地区（地级市、州、盟），将暂停“两高”项目节能审查的地区名单报送 国家发展改革委，并督促各地采取有力措施，完成全年能耗双控目标。2021 年 9 月， 国家发改委印发完善能源消费强度和总量双控制度方案，指出要鼓励地方增加可 再生能源消费、重点控制化石能源消费，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五 年规划当期能源消费总量考核。“十四五”期间，在严峻的减碳背景下，全国的电力结 构势必将向绿电低碳转型，完善能源消费强度和总量双控制度方案的发布，有助 于促进可再生能源消纳水平提升

16、。绿电交易正式开启，高溢价增厚新能源企业利润。 2016 年，国家能源局发布 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见，强调了要不断完善促进 可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制，开启了配 额及绿证交易制度的发展。2021 年 9 月 7 日，国家发改委发布绿色电力交易试点工作方案，绿色电力交易正式开市。2021 年，9 月 7 日，国内首次绿色电力交易在 北京启动，共有 17 各省份的 259 家市场主体参与，首次交易电量达到 79.35 亿千瓦 时，预计将减少标煤燃烧 243.6 万吨，减排二氧化碳 607.2 万吨。首批绿色电力成交 价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03-0.