供电煤耗：火力发电机组每供出 1 千瓦时电能平均耗用的标准煤量，单位为：克/千瓦时或 g/kwh。
厂用电率：发电厂生产电能过程中消耗的电量与发电量的比率，单位为：%。
利用小时数：机组毛实际发电量折合成毛最大容量（或额定容量）时的运行小时数。
负荷率：平均负荷与最高负荷的比率，说明负荷的差异程度。数值大，表明生产均衡，设备能力利用高。
发电量：电厂（发电机组）生产的电能量，简称“电量”。它是发电机组经过对一次能源的加工转换而生产出的有功电能数量，即发电机实际发出的有
功功率与发电机实际运行时间的乘积。
上网电量：发电厂销售给电网的电量。
一、主营业务
公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。
截至 2022年12月31日，公司可控发电装机容量 127,228 兆瓦，其中清洁 能源装机容量 33,171 兆瓦，清洁能源装机占比达到了 26.07%，同比提升 3.68 个百分点。
公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在
巴基斯坦投资一家营运电力公司。
报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的 95%。公司的主要业绩驱动因素包括但不
限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。
2022 年，公司积极采取加强电量督导、减少机组备用等措施努力提升电量水平,但由于受到国
家整体经济运行形势、公司装机容量、区域布局、装机结构、市场竞争等多重因素综合影响,公司
中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量 4,251.86 亿千瓦时，同比下降 1.44%。公司交易电量 3,758.7 亿千瓦时，交易电量占比 88.4%；其中公司燃煤发电量基本全部进入市场，
交易电量占比 99.65%。全年公司供热量累计完成 3.22 亿吉焦，同比增长 8.3%。
电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2022 年，公司中国境内各运行
电厂平均上网结算电价为 509.92 元/兆瓦时，同比上升 18.04%。公司平均交易电价 481.4 元/千
千瓦时，较基准电价上升 19.4%。国家电价政策（发改价格〔2021〕1439 号）基本落实到位，燃煤交易电价 478.6 元/千千瓦时，较基准价上浮 20.28%。受国内外能源市场供应紧张形势影响，
2022 年燃煤价格高位运行，公司全年境内火电厂售电单位燃料成本为 372.56 元/兆瓦时，同比上
涨 17.73%。
公司积极参与全国电力辅助服务市场。2022 年，除广西外，公司其他区域电厂均参与了辅助服务，其中调峰辅助服务电费净收入 14.23 亿元，调频辅助服务电费净收入 0.50 亿元。
在碳市场配额履约方面，2022 年，公司出售碳排放配额交易收入约 4.78 亿元，购买碳排放配
额履约支出约 1.04 亿元，净收益约 3.74 亿元。
二、经营情况
2022 年，公司实现营业收入人民币 2,467.25 亿元，比上年同期上升了 20.31%。由于本年度煤价仍居高位，且公司煤机装机比例较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等情况影响，全年
业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-73.87 亿元，比上年同期减亏 26.17%，每股收益为
人民币-0.61 元。
2022 年，公司持续优化火电机组运行方式，合理安排检修时间，在完成电热保供任务的同时，
努力多发有效益的电量，但受燃料价格高位运行、电力市场交易规模扩大、用电量增长不及预期
等多重因素影响，公司火电发电量同比略有下降。公司大力推进绿色低碳发展，风电和光伏装机
容量持续增长，新能源发电量同比有较大幅度增长，促进年累计发电量降幅收窄。
2022 年，公司
中国境内各运行电厂累计完成上网电量 4,251.86 亿千瓦时，同比下降 1.44%；全年平均利用小时
3,785 小时，同比减少 273 小时，其中燃煤机组利用小时 4,228 小时，同比减少 260 小时。公司积
极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量年累计完成 3.22 亿吉焦，同比增长 8.3%。平均上网结
算电价为 509.92 元/兆瓦时，同比上升 18.04%。
2022 年，公司认真研判市场走势，强化国家政策落实，积极推动电煤中长期合同和进口煤应
急保障合同的签约、履约，不断优化内外贸供应结构，积极有效应对进口煤价格倒挂、煤炭资源
紧张、煤价高企等情况，全年共采购煤炭 1.94 亿吨，有效完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电 力、热力保供任务。受国内外能源市场供应紧张形势影响，燃煤价格高位运行，2022 年公司煤炭
采购均价（包括运输成本、其他税费）较去年同比上涨 49.26 元/吨；境内火电厂售电单位燃料成
本为 372.56 元/兆瓦时，同比上涨 17.73%。
2022 年末，公司中国境内火电可控发电装机容量为 106,956 兆瓦，其中，煤机 94,058 兆瓦，
燃机 12,738 兆瓦；全年各燃煤电厂税前利润汇总金额为-173.25 亿元，同比减亏 29.64 亿元，各燃
机电厂税前利润汇总金额为 5.75 亿元，同比减利 7.40 亿元。公司高度重视节能环保工作，目前全
部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并全部达到超低排放标准，各项指标均符合环保要求。
公司全年境内火电机组平均等效可用率为 93.37%，生产供电煤耗为 287.69 克/千瓦时，生产厂用
电率为 4.37%，主要能耗指标相较电力行业的总体水平具有明显的领先优势。
2022 年末，公司中国境内风电可控发电装机容量为 13,628 兆瓦，光伏装机 6,276 兆瓦；全年
各风电场税前利润汇总金额为 62.35 亿元，同比增利 13.41 亿元；各光伏电站税前利润汇总金额为
11.48 亿元，同比增利 4.23 亿元。
三、行业情况
根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2022 年，全国全口径发电量 86,941
亿千瓦时，同比增长 3.6%。其中煤电发电量为 50,770 亿千瓦时，同比增长 0.7%；风电和并网太
阳能发电量分别为 7,624 和 4,276 亿千瓦时，同比分别增长 16.3%和 30.8%。2022 年，全国 6,000
千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为 3,687 小时，同比减少 125 小时，其中，燃煤发电利
用小时为 4,594 小时，同比减少 8 小时。
国家高度重视能源安全供应工作，相继推出一系列电煤保供稳价政策措施。2022 年 2 月，国
家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确中长协价格合理区间，并
表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格；进一步加强电煤中长期合同签订、履约和监管工作，
并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率以及执行
国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。同时，陕西榆林、内蒙鄂尔多斯等主产地相继取
消煤管票制度，推动国内先进产能进一步释放，上述政策措施对促进煤价理性回归起到积极作用。
然而，国际煤炭市场受地缘政治冲突等因素影响，供应紧张，进口煤减量明显，煤炭价格大
幅上涨，国内煤炭供应增加不及预期，煤价继续持续高位运行。2022 年北方港 5500 大卡动力煤
市场均价为 1,296 元/吨，同比上涨 24.2%，煤电企业燃料采购成本大幅增加，给公司的煤电经营
带来极大压力。
电力供需方面，根据中电联分析预测，综合考虑国内外经济形势、冬夏两季气温情况及 2022
年低基数等因素影响，预计 2023 年全社会用电量同比增长 6%左右；在新能源发电快速发展带动
下，预计 2023 年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高，全年全国新增发
电装机规模有望达到 2.5 亿千瓦左右。
电力市场方面，2022 年国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》
要求得到落实，燃煤发电电量全面进入电力市场，交易电价上下浮动范围扩大至 20%。2023 年，
国家要求电力中长期交易高比例签约，各地高耗能企业名录将陆续推出，以及煤炭价格预计有所
回调，燃煤发电企业经营状况将得到一定程度的改善。但现货市场的全面铺开，电力市场竞争加
剧，市场不确定性将进一步增加。受新能源平价投产项目增多，入市比例提高的影响，风电、光
伏电价预计有所下降。
公用事业 -- 电力 -- 火力发电
可比公司：火电
所属地域：北京市
公司亮点：发电装机容量居国内行业可比公司第一
主营业务：利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。
关键字：火电、风电、光伏发电
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