近日，国电电力披露了2021年年度报告，年报显示，因燃煤价格持续上涨导致火电发电成本陡升，国电电力2021年净利润表现不佳，实现营收1681.85亿元，同比增长16.55%，归母净利润同比转亏，亏损金额为19.68亿元。

数据显示，2021年受高煤价影响，煤电企业普遍亏损严重，不过相比其他煤电企业来看，国电电力亏损幅度有限，这主要系其在2021年加快了新能源转型步伐，水电、新能源稳定创效，有效弥补了火电的盈利缺口;同时在火电端，发挥煤电一体化优势，加强成本控制，提质增效，提升火电发电效率，努力化解成本压力，减少亏损金额。

加速!清洁能源成为主要利润来源

自2021年9月，“双碳”目标的提出正式拉开了我国能源结构转型的帷幕，3月，《“十四五”现代能源体系规划》出台，规划指出要大力发展非化石能源，加快发展风电、太阳能发电，全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展。

国电电力也紧抓电力系统绿色转型机遇，全线推进新能源项目开发，非化石能源装机规模持续增长。2021年，国电电力投资完成292.84亿元，其中新能源、水电前期基建投资占据了绝对大头，合计投入占比59.94%;新投产风电和光伏并网装机89.34万千瓦，是2020年的3倍，2022年计划投产484万千瓦，是2021年的5倍，新能源转型持续 提速。全年完成核准或备案的风电装机47万千瓦，光伏发电装机609.19万千瓦;完成多个新能源并购项目，包括正泰新能源51.205万千瓦分布式光伏项目，为后续项目开工投产见效奠定了扎实基础。

从整体装机量来看，2021年，国电电力控股装机容量9980.85万千瓦，权益装机容量4976.67万千瓦，非化石能源权益装机规模达到1689.05万千瓦，占权益装机总容量的比重为33.94%;风电企业完成发电量151.97亿千瓦时，同比增长14.32%，光伏企业发电量4.29亿千瓦时，同比增长34.47%。

非化石能源投资额、装机量、发电量的持续增长有效对冲了因煤炭价格导致的发电亏损。2021年，国电电力水电板块、风电板块、光伏板块分别实现净利润25亿元、12.47亿元、0.57亿元，非化石能源已成公司主要利润来源。

从国电电力披露的经营计划来看，“双碳”背景下，新能源将会是国电电力未来投资的重点方向，低碳化转型或将全面加速。“十四五”期间，计划新增新能源装机3500万千瓦，清洁能源装机占比达到40%以上。

应对!内外兼修加强成本管控

2021年，全球逐渐走出疫情笼罩的阴影，经济活动持续扩张，经济复苏态势明显，能源需求持续旺盛，而供给端受去产能影响迟迟不能满足市场需求，供需错配下，煤炭价格持续走高。

为应对燃煤成本上涨，国电电力双管齐下，一方面充分发挥煤电一体化优势，抓实“燃料、生产、资金”三个成本管控关键环节，努力提升内部优质长协煤炭资源比例及兑现率。2021年，国电电力共采购煤炭1.91亿吨，其中长协煤占比92%，2022年，严格落实发改委政策要求，确保长协合同覆盖率将达到100%;入炉标煤单价900.42元/吨，同比增长48%，低于市场煤平均涨幅水平。

另一方面，国电电力加强能耗管控，通过三改联动，持续降低供电煤耗和碳排放强度，供电煤耗同比降低2.61克/千瓦时，煤电发电效率提升明显。

除了强化经营端的管控外，财务端也是国电电力发力的重点方向，多年来，国电电力一直保持着良好资信状况，长期维持AAA信用等级。2021年，国电电力财务费用支出79.36亿元，同比下降14.75%，资本成本下降明显。

双击!煤电或将迎来业绩拐点

煤电作为我国电力系统主力军，煤炭价格长期高位运行将不利于我国电力供应体系的长远发展，为更好的发挥煤电保供作用，化解高煤价对于传统煤电企业的影响，改善煤电企业经营效益，敦促煤炭价格回到合理区间内，国家发改委加大了对于煤炭市场的调控力度，高频率发布煤炭调控信息，从严加码调控措施。

2月24日，国家发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，引导煤炭价格回归合理区间，该通知自5月1日起实施，下一步，国家发展改革委表示将加强煤炭市场调控监管，引导煤价回归合理，保障能源安全稳定供应;4月28日，国务院关税税则委员会决定对煤炭实施税率为零的进口暂定税率，以加强能源供应保障，推进高质量发展。

同时，为进一步改善煤电企业经营效益，国家发改委积极推进电价体系改革，并出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，扩大市场交易电价浮动范围为20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

在发改委一系列调控措施下，传统煤电企业发电的成本压力有望缓解，带动盈利能力改善;叠加电价市场化改革的不断深入，多地电价出现顶格20%上浮，高耗能企业电价放开，煤电企业燃料成本得到较大比例疏导，这势必将进一步改善煤电企业后续盈利预期，在成本端与终端的双击下，火电行业盈利拐点将至。