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　　2022年尽管受到疫情的扰动，中国国内经济持续恢复。电力行业作为国民经济支柱行业，运行发展与中国整体经济形势同步。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.65亿千瓦，同比增长7.9%。分类型看，水电4.1亿千瓦、核电5,553万千瓦、并网风电3.65亿千瓦、并网太阳能发电3.93亿千瓦、化石能源发电13.32亿千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机容量11.2亿千瓦。2022年可再生能源装机容量首次超过煤电装机容量。是建立新型电力系统一个具有里程碑意义的年度。

　　2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，旨在实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。《意见》明确，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

　　底线方面，以保障电力供应为前提。电力市场建设要在尊重省为实体的格局基础上，充分发挥省间交易的保供支撑作用，健全市场应急处置和紧急干预机制，确保全国与各个省的电力电量平衡。同时，进一步丰富市场交易体系，研究建立发电容量充裕度保障机制、健全辅助服务市场，充分发挥源网荷储各环节资源作用保障系统平衡与安全可靠供应。风险方面，确保电价在合理区间波动。由于我国各省能源资源禀赋、经济发展水平不同，形成了东西部、南北方经济差异化发展模式和不平衡格局，对电价水平的承受能力差异较大。电力市场建设初期，要通过合理的市场机制设计，确保电价在合理范围内波动，保障电力市场建设平稳起步。

　　2022年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，要求综合运用市场化、法治化手段，引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制。当煤炭价格显著上涨或者有可能显著上涨时，将根据《价格法》第三十条等规定，按程序及时启动价格干预措施，引导煤炭价格回归合理区间；当煤炭价格出现过度下跌时，综合采取适当措施，引导煤炭价格合理回升。同时，明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理；燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。

　　3月份，健全煤炭价格监测制度，对数百家企业煤炭出矿、港口、到厂各环节现货价格开展日监测，对中长期交易价格开展周监测。4月份，发布公告明确煤炭领域哄抬价格行为认定标准，明确煤炭现货交易价格区间上限。部署重点燃煤发电企业建立电煤采购合同月报制度，每月对数千份合同进行梳理排查。5月份，密集开展政策宣传，发布16篇系列解读和工作动态，向重点煤炭企业发放数千份宣传手册，全面完整解读煤炭价格“新政”，做到应知尽知。6月份，开展落实煤炭价格政策拉网式调查，全面调阅重点燃煤发电企业煤炭采购合同，查阅相关煤炭生产流通企业合同发票，对发现的违规线月份，组成多个工作组赴山西、内蒙古、辽宁、河北、河南、山东等煤炭重点产销省份开展实地调研，了解煤炭市场运行情况，督导煤炭价格政策落地。8—12月份，密切监测煤炭市场价格变化，持续抓好线家企业进行公开通报。截至2022年底，累计核查煤炭价格涉嫌违规线余条进行了相应处理。在煤炭价格调控监管系列措施综合作用下，2022年国内煤炭市场一直保持平稳，价格总体运行在合理区间。12月份，重点燃煤发电企业煤炭综合平均到厂价每吨846元，同比下降13%，与国际煤炭价格上涨1倍以上形成鲜明对比。

　　2022年全国碳排放权交易市场碳排放配额年度成交量5088.95万吨，年度成交额28.14亿元；其中，挂牌协议交易年度成交量621.90万吨，年度成交额3.58亿元；大宗协议交易年度成交量4467.05万吨，年度成交额24.56亿元。全国碳市场的交易主要集中在年初和年末，1-2月、11-12月成交量分别占全年总成交量的19%、66%。2022年12月22日，全国碳市场累计成交额突破100亿大关。全国碳市场上线运行以来，市场运行平稳有序，交易价格稳中有升，主体有序参与交易，企业减排意识不断提高。下图为2022年1月4日至2022年12月31日全国碳市场成交量及成交价格情况。

　　2022年，全国全口径发电量为8.85万亿千瓦时，比上年增长6.47%。全国非化石能源发电量2.96万亿千瓦时，比上年增长11.1%，占全国发电量的比重为33.5%，比上年增长1.4%，其中，水电比上年增加0.9%，核电、风电分别比上年增加2.5%、16.3%，太阳能发电比上年增加63.6%。全国全口径化石能源发电发电量5.89万亿千瓦时，比上年增长4.3%，略低于全口径发电量增速；太阳能发电及风电发电量增长率超过传统发电类型。

　　水电为主上市公司营业收入同比增长5.3%，增幅同比上涨3.8个百分点。主要是由于黔源电力和桂冠电力的收入增幅较大，分别为28.3%和26.3%。黔源电力收入增长主要由于水力发电和光伏发电增长较快，比上年同期分别增长23.86%和55.83%。桂冠电力收入增加的主要原因，一是广西、贵州、云南水电所在流域上半年来水好，使全年来水总体增长，水电电量同比大幅增加，二是平均上网电价同比增加。核电为主上市公司营业收入同比增长7.7%，增幅同比下降8.7个百分点。中广核电力的收入增幅下降明显，主要原因在于其附属公司上网电量同比下降导致的销售电力收入下降。

　　新能源发电上市公司2022年净利润同比增长4.2%，增幅较2021年下降31%，增幅下降主要是协鑫新能源净利润进一步下降所致，一方面协鑫新能源出售光伏电站导致售电收入减少，另一方面相关运维服务的毛利也较低；大唐新能源维持较高增长水平，增幅为86.6%，主要是装机规模增加及风资源变化致发电量增长所致。水电为主上市公司2022年净利润同比上涨2.6%（受流域水量下降影响，2021年下降10.7%），主要原因是水电上半年水流情况较好，全年来水量增长导致水电发电增加。

　　截至2022年底，上市发电公司总装机容量达736,872兆瓦，同比增幅5.0%，增速同比提高0.4个百分点。化石能源发电为主上市公司总装机容量494,482兆瓦，占上市公司总装机容量67.1%。其中，华能国际与中国电力本年装机容量增幅分别达到22.5%与17.5%。新能源发电为主的上市公司总装机容量65,798兆瓦，同比增幅11.4%，主要原因为龙源电力在2022年度自建投产和并购多个风电、光伏项目，装机容量有所增加。

　　新能源发电、水电及核电为主的上市公司本年发电量分别为151,463吉瓦时、 494,037吉瓦时及397,662吉瓦时，分别占本年上市公司总发电量的5%、16%及13%。新能源发电为主上市公司由于近年装机容量的稳步增长，发电量也同时得到提升，且新能源发电装机容量在2022年度的增长远高于发电量的增长，未来提高新能源发电量的消纳比例是提高新能源投资回报水平的关键措施。水电为主上市公司中，长江电力遭遇枯水年，长江来水偏枯且极端高温，导致发电量下降10.9% ；桂冠电力和黔源电力由于所在流域上半年来水好，使全年来水总体增长，发电量分别同比增长19.3%和23.6%，其余水电为主上市公司发电量无较动。核电为主上市公司发电量较上年增长3.6% 。

　　化石能源发电为主上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为4,185小时，同比降低1.4%。新能源发电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为2,477小时，同比减少6.1%。其中协鑫新能源由于发电量同比减少68.6%，而装机容量同比下降20.1%，导致发电小时数降幅高达60.7%。受所属流域来水偏枯，水电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为3,781小时，同比下降0.1%。核电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为7,600小时，同比下降2.6%。

　　2022年化石能源发电为主、新能源发电为主、水电为主及核电为主的上市公司平均应收账款周转天数分别为49天、247天、44天及71天。新能源发电为主上市公司周转天数经过多年持续攀升后趋于稳定，其他发电行业均无显著上升。新能源发电行业应收账款主要为应收地方电网公司的标杆电费及新能源电价补贴，由于可再生能源项目电价补贴受政府现行政策及付款惯例影响，结算周期较长，因此应收账款周转天数显著高于全部上市发电公司均值，经过多年持续走高后趋于稳定，并于2022年轻微回落。新能源发电为主上市公司由于应收账款回款缓慢，整体资金压力较大。近年来，越来越多发电企业积极发展绿色金融，通过进行应收账款保理，资产支持证券（ABS），及资产支持票据（ABN）等方式提前回笼应收账款。