中国上市发电公司2024年回顾及未来展望

2025年6月 综述4一二零二四年业绩回顾1.营业收入增速放缓，盈利效率略有下降132.电力资产稳步增长，资本支出持续增加193.上网电量稳中有升，利用小时继续下降254.上网电价全面下降，电费回收速度稳定305.成本管理精益求精，成本要素持续下降356.资产负债结构收敛，借款利率全面下降417.市值管理日益凸显，投资回报大幅改善47二未来趋势及展望8.全球发电行业交易回暖，并购交易引领行业整合529.税务现状全面梳理，迎接变革防范风险6210.可持续披露迈入新纪元，促进企业绿色低碳发展7111.136号文推动新能源高质量发展，AI助力电力行业绿色智能转型80 引言 本报告的数据资料，除特别注明外，均来源于上述公司（以下合称“上市发电公司”）公布的年度报告。除华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、龙源电力、大唐新能源、京能清洁能源、协鑫新能源的数据源于其按国际财务报告准则或香港财务报告准则编制的财务报表外，其他与财务报表相关数据均摘自各公司按中国企业会计准则编制的报告。 本报告为安永华明会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“安永”）中国上市发电公司年度分析报告，旨在基于中国上市发电公司的业务发展情况、经营模式及监管环境的观察，展望中国发电行业未来发展的趋势。本年度报告涵盖了截至2025年4月末已发布年报的 20家上市公司。 7家以化石能源发电装机为主的上市公司 ►华能国际电力股份有限公司（“华能国际”）►大唐国际发电股份有限公司（“大唐发电”）►华电国际电力股份有限公司（“华电国际”）►国电电力发展股份有限公司（“国电电力”）►中国神华能源股份有限公司（“中国神华”）►华润电力控股有限公司（“华润电力”）►浙江浙能电力股份有限公司（“浙能电力”） 家以新能源发电装机为主的上市公司 ►龙源电力集团股份有限公司（“龙源电力”）►中国电力国际发展有限公司（“中国电力”）►中国大唐集团新能源股份有限公司（“大唐新能源”）►北京京能清洁能源电力股份有限公司（“京能清洁能源”）►新天绿色能源股份有限公司（“新天绿色”）►协鑫新能源控股有限公司（“协鑫新能源”） 家以水电装机为主的上市公司 ►中国长江电力股份有限公司（“长江电力”）►国投电力控股股份有限公司（“国投电力”）►广西桂冠电力股份有限公司（“桂冠电力”）►贵州黔源电力股份有限公司（“黔源电力”）►华能澜沧江水电股份有限公司（“华能水电”） 2家以核电装机为主的上市公司 ►中国广核电力股份有限公司（“中广核电力”）►中国核能电力股份有限公司（“中国核电”） 注：1.根据公开发布的年报信息、国家能源局发布的信息计算， 上述上市发电公司装机容量占中国发电行业装机容量的27.2%。2.本报告由于四舍五入以及数字单位计算原因，可能会导致数据分项合计与总计，占比计算略有差异。3.除特别注明外，本报告所采用的货币均为人民币。 1绿色低碳转型 社会用电量增长6.8%连续5年超越GDP增长速度 风+光+核电装机达到 14.7亿千瓦，首次超过火电装机规模源：国家统计局 2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年。2024年中国国内经济稳步增长，GDP增长5.0%，电力行业作为国民经济支柱行业，社会用电量于2024年增长6.8%，连续5年超越GDP增长速度，体现我国高技术及装备制造业转型升级，电动汽车、数据中心等战略性新兴产业高速发展推动工业用电增加，气候变化及居民生活质量提高推动居民用电需求增长。 2024年，中国发电行业总体呈现绿色低碳转型、市场交易主导、市值管理凸显特点。 截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%；风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0%。2024年，可再生能源保持高速发展，新能源发电（风+太阳）及核电装机达到14.7亿千瓦，首次超过火电装机规模。截至2024年12月底，全国可再生能源发电总装机达19.0亿千瓦，占全国发电总装机的56.9%。 2024年，全国全口径发电量为10.1万亿千瓦时，比上年增长6.7%。全国非化石能源发电量3.7万亿千瓦时，比上年增长16.4%，占全国发电量的比重为36.8%，占比提升3.1个百分点，其中，水电比上年增加10.9%，太阳能、风电和核电分别比上年增加43.6%、12.5%和3.7%。全国全口径化石能源发电量6.4万亿千瓦时，比上年增长1.7%；太阳能发电及风电发电量增长率超过传统发电类型。 太阳能发电连续增长，增速逐年提高，与风电共同拉动全国发电量增长，贡献一半以上全球可再生能源发电量的增长，助力全球能源转型。 同时，2024年水电发电量受全年降雨量提高影响，全年发电量增速突破10%。 国际能源环境智库Ember发布的2025年《全球电力评论》报告显示，自20世纪40年代以来，所有可再生能源（包括核能）的发电量在2024年首次超过全球电力的40%。太阳能发电量在过去三年内翻了一番，太阳能连续第三年成为全球新增发电量的最大来源，并连续第二十年成为增长最快的电力来源。2024年新增太阳能发电量多半来自中国，中国新增的清洁发电量足以满足其2024年新增用电需求的81%。 2024年，全国新增发电装机容量43,143万千瓦，比上年投产增加6,235万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量37,730万千瓦，占新增发电装机总容量的87.5%。主要装机容量增长贡献来自太阳能和风电，2024年全国新增风电和太阳能发电装机容量分别为7,982万千瓦和27,800万千瓦，分别比上年投产装机容量增加416万千瓦和6,198万千瓦。太阳能发电每年新增装机容量持续扩大，实现五年来太阳能发电装机容量增加2.5倍。 2024年新增非化石能源发电装机容量 太阳能发电每年新增装机容量持续扩大，实现五年来太阳能发电装机容量增加 2.5倍 2024年8月，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，新增绿证核销机制，明确绿证有效期，自此形成项目建档立卡、绿证核发、交易、应用、核销全过程闭环管理体系。2024年11月，《中华人民共和国能源法》确立了绿证制度的法律地位。 绿证核发数量及交易数量爆发式增长，全年交易数量占累计交易数量 80.7% 国家能源局发布2024年12月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据，2024年1—12月，国家能源局共计核发绿证47.34亿个，其中可交易绿证31.58亿个。截至2024年12月，全国累计核发绿证49.55亿个，其中可交易绿证33.79亿个，基本完成对已建档立卡的集中式可再生能源发电项目2022年6月以来历史电量绿证核发。2024年1—12月，全国交易绿证4.46亿个，其中随绿电交易绿证1.69亿个，呈现爆发式增长，2024年交易绿证数量占累计交易数量80.7%。截至2024年12月，全国累计交易绿证5.53亿个，其中随绿电交易绿证2.38亿个。京津冀、长三角、粤港澳均被纳入国家重大区域发展战略，地方政府通过补贴、税收等优惠政策鼓励企业参与绿证交易，推动绿色低碳能源转型。 2024年受政策、供需关系等因素影响，全国绿证交易价格呈现震荡下行态势，2024年全国绿证单独交易全年均价约为 5.59元/个 全年绿电交易量2,048亿千瓦时，同比增长2.8倍，交易量创新高。 同时，2024年受政策、供需关系等因素影响，全国绿证交易价格呈现震荡下行态势，2024年全国绿证单独交易月度均价位于3~24元/个区间，全年均价约为5.59元/个。 根据中电联发布的2024年全国电力市场交易数据，全年绿电交易量2,048亿千瓦时，同比增长2.8倍，交易量创新高。价格方面，部分省份全年绿电交易价格相差较大，湖北、广东、浙江等地价格较高，新疆、云南等地价格较低。 2020年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。 碳达峰碳中和战略持续推进，2024年成交额181.14亿元 2021年7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所启动上线交易。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过2,000家。 创全国碳市场2021年上线交易以来年成交金额新高。 2023年10月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称“《办法》”），对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任，全国温室气体自愿减排交易（CCER）市场是中国国家碳排放交易体系（ETS）的重要补充机制。2024年1月22日，CCER市场在北京启动，它与2021年7月启动的全国碳排放权交易市场共同构成完整的全国碳市场体系。 2024年12月31日收盘价97.49元/吨较第二个履约周期最后一个交易日（2023年12月29日）上涨22.75%。 2024年初，国家市场监督管理总局等十八部门联合印发《贯彻实施〈国家标准化发展纲要〉行动计划（2024—2025年）》，要求健全“双碳”标准体系。2024年11月中旬，生态环境部发布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》，标志着全国碳市场第三个履约期（2023年度）清缴启动，同时也提前明确第四个履约期（2024年度）配额分配和清缴安排。 2024年，全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）碳排放配额年成交量1.89亿吨，年成交额181.14亿元，创全国碳市场2021年上线交易以来年成交金额新高。2024年每日综合价格收盘价在69-106元/吨之间。碳价于二季度总体上扬，收盘价于4月24日首次破百。5-8月逐步回落至90元/吨上下。四季度收盘价总体稳定在97-106元/吨之间。12月31日收盘价97.49元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日（2023年12月29日）上涨22.75%。 下图为2024年全国碳市场成交量及成交价格情况。 2024年4月，国家发改委连续发布《电力市场监管办法》以及《电力市场运行基本规则》，对维护电力市场秩序，规范电力市场行为，依法保护市场成员的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序提供了根本遵循。 2市场交易主导 《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委2024年第20号令）及《电力中长期交易基本规则》（发改能源规[2020]889号）、《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规[2023]1217号）、《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管[2024]9号）、《电力市场注册基本规则》（国能发监管规[2024]76号）等基本规则陆续完成制修订，逐步构建起全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 电力市场交易电量占比逐年提高，2024年市场交易电量占比 62.7% 构建全国统一电力市场“1+N”基础规则体系；136号文推动新能源全面入市，与1439号文明确燃煤发电电量全面入市形成市场化改革接力。 2024年10月发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》进一步明确了时间表、各省区电力现货市场的建设要求，提出扩大经营主体范围、完善中长期交易机制等方向。 在市场交易主体方面，2021年10月，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》（发改价格[2021]1439号）（简称“1439号文”），明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，电力现货价格不受上下浮动幅度限制。在“十四五”收官之年，2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格[2025]136号）（简称“136号文”