燃煤发电行业专题研究：煤炭保供稳价背景下燃煤发电行业值得关注

燃煤发电行业专题研究：煤炭保供稳价背景下，燃煤发电行业值得关注1、燃煤发电行业基本情况1.1、火电以燃煤发电为主目前我国综合应用多种不同方式进行发电，主要包括火力发电、水力发电、风力发电、太阳能发电、核能发电等。装机容量方面，截至2021年末，我国发电机组装机容量为23.77亿千瓦，其中，火电、水电、风电、太阳能发电、核电机组装机容量分别为12.97、3.91、3.28、3.07、0.53亿千瓦，占比分别为54.56%、16.45%、13.82%、12.90%、2.24%。发电量方面，2021年我国规模以上电厂发电量为8.11万亿千瓦时，其中，火电、水电、风电、核电、太阳能发电的发电量为5.77、1.18、0.57、0.41、0.18万亿千瓦时，占比为71.13%、14.60%、6.99%、5.02%、2.26%。综合来看，目前我国火电机组装机容量占比超过五成，火电发电量占比超过七成，火电为我国重要的电力来源。火电的原理是利用燃烧煤炭等可燃物所产生的热能对水进行加热，从而产生蒸汽。蒸汽推动汽机运转，产生机械能。汽机带动发电机运转，产生电能。通常而言，火电泛指燃煤发电、燃气发电、燃油发电、生物质发电等。截至2021年末，我国燃煤机组装机容量为11.09亿千瓦，占火电机组装机容量的比重达到85.52%；燃气机组装机容量为1.09亿千瓦，占比为8.37%；其他机组装机容量为0.79亿千瓦，占比为6.11%。燃煤机组装机容量占比超过八成，火电以燃煤发电为主。1.2、燃煤发电产业链燃煤发电产业链方面，上游主要由动力煤行业构成，代表性企业主要有中国神华、陕西煤业等。燃煤发电行业处于产业链的中游位置，代表性企业主要有华能国际、华电国际

等。下游主要由电网行业及电力用户构成，电网行业代表性企业主要有国家电网、南方电网等，电网公司通过输配电网将电力输送到终端电力用户。位于上游的动力煤行业属于周期性行业，我们梳理了申万动力煤指数18家企业的数据，2017-2021年平均毛利率与平均净利率分别在24%至31%之间与2%至12%之间，盈利能力波动幅度较大。另外，我们梳理了申万火电指数27家企业的数据，2017-2021年平均毛利率与平均净利率分别在1%至18%之间与-9%至8%之间，波动幅度均较大。通常而言，动力煤涨价时，动力煤企业盈利能力将提升。由于动力煤是燃煤发电企业最主要的原材料，随着动力煤涨价，燃煤发电企业盈利能力将下降。动力煤降价时同理。因此，中游燃煤发电企业与上游动力煤企业的盈利能力呈现反向变动关系。1.3、市场集中度有望提高市场竞争格局方面，我们梳理了行业上市公司披露的数据，截至2021年末，华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、浙能电力的燃煤机组装机容量分别为9211.82、7739.96、4795.40、4236.00、2887.50万千瓦，占比分别为8.31%、6.98%、4.32%、3.82%、2.60%。五家上市公司的燃煤发电机组装机容量之和占全国的比重为26.03%，市场竞争格局较为分散，主要因为地方政府为了保障发电及用电，通常会控股、支持地方的火电企业，如浙江上市公司浙能电力、广东上市公司粤电力A等。我们认为，我国对燃煤发电能耗控制较为重视，2021年国家发改委印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，要求进一步降低煤电机组能耗，2022年8月国家能源局印发《关于进一步提升煤电能效和灵活性标准》，要求抓紧整合修订《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》等煤电能效和灵活性相关考核约束性标准，未来能耗标准可能进一步提升。部分技术实力及资金实力较弱的火电厂较难推进煤电机组改造，将无法达到趋于严格的能耗标准，叠加煤价高企因素影响，这类火电厂将失去市场竞争力。根据企查查数据，截至2020年10月我国现存火电相关企业有1.14万家，但截至2022年2月我国现存火电相关企业仅有4276家。以粤电力A为例，2021年粤电力A控股子公司收购黄埔电厂、云浮电厂小火电机组容量指标，提升自身实力。我们认为，在能耗标准趋于严格的过程中，综合实力较强的大型火电厂可能并购整合部分中小火电厂，因而市场集中度有望提高。2、以燃煤发电为主的火电将助力保障用电需求2.1、用电需求有望加大2022年1-7月，全社会用电量为4.93万亿千瓦时，同比增长3.40%。分季度来看，一季度用电量为2.04万亿千瓦时，同比增长6.20%；二季度用电量为2.05万亿千瓦时，同比增长2.04%；7月用电量为0.83万亿千瓦时，同比增长7.30%。二季度用电量增速较慢，主要因为4月前后多地疫情散发影响开工生产，导致用电需求受到影响。5月，工业增加值累计同比增速、用电量累计同比增速均为1-7月的最低值，6-7月两指标均逐步改善。6月，疫情有所缓解，稳经济政策促进工业生产恢复，同时，多地天气持续高温导致降温用电需求增加，当月用电量同比增速回升。7月用电量同比增速进一步加快，主要因为工业生产继续恢复，以及我国迎来持续时间较长的高温天气。7月全国平均气温23.2℃，较常年同期偏高1℃，全国有245个国家气象站日最高气温突破7月历史极值。同时，7月平均高温日数为（日最高气温≥35℃）5.6天，较常年同期偏多2天，为1961年以来历史同期第2多（仅次于2017年）。截至8月30日，中央气象台已连续41天发布高温预警，其中8月12日至23日连续12天发布了最高级别的红色预警。我们认为，短期来看，较高的气温将增加空调等电器的使用频率，从而提升电力需求。中期来看，6月以来，疫情相对可控，疫情缓解地区加快复工复产，并且稳经济政策持续发力，促消费、促就业、推动外贸、扩大有效投资相关的政策举措有望逐步落地。随着疫情影响减弱以及稳经济政策持续发力，工业生产有望继续恢复，用电需求有望加大。2022年7月中电联预计2022年全社会用电量8.75万亿-8.83万亿千瓦时，同比增速在5%-6%之间。据此估算，今年8-12月全社会用电量约为3.82-3.90万亿千瓦时，同比增速约为6%-8%之间。2.2、以燃煤发电为主的火电将助力电力保供2022年1-7月，我国规模以上电厂发电量为4.77万亿千瓦时，同比增长2.75%。其中，水电发电量为0.73万亿千瓦时，同比增长16.66%，主要因为上半年我国多条重要河道来水偏丰。根据水电行业重点公司披露，长江电力表示，2022年上半年长江上游溪洛渡水库来水总量约509.70亿立方米，较上年同期偏丰74.43%，三峡水库来水总量约1772.79亿立方米，较上年同期偏丰27.47%；华能水电表示，2022年上半年澜沧江流域小湾和糯扎渡断面来水同比偏丰超三成；国投电力表示，二季度雅砻江流域来水偏丰。同时，根据重点水电站的数据，二季度三峡水电站、潘家口水电站的水库水位明显高于往年。重要河道来水偏丰导致水电站的水库水位较高，充裕的水能资源带动发电设备发电，上半年水电发电设备平均利用1691个小时，同比增长13.03%，从而促进水电发电量同比大幅增长。2020年9月，我国在第75届联合国大会上提出将力争在2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和的目标。为实现碳达峰和碳中和的战略目标，我国陆续推出多项政策，持续推动具备零排放优势的新能源发电行业发展，对应的装机容量快速提升。截至2022年7月末，我国风电机组装机容量为3.44亿千瓦，同比增长17.26%；太阳能发电机组装机容量为3.44亿千瓦，同比增长26.71%。装机容量快速增加带动发电量快速提升，2022年1-7月，我国规模以上电厂风电发电量为0.39万亿千瓦时，同比增长18.55%；

规模以上电厂太阳能发电量为0.13万亿千瓦时，同比增长27.07%。2022年1-7月，我国规模以上电厂火电发电量为3.29万亿千瓦时，同比下降2.04%。我们认为，火电发电量同比下降一方面因为其他能源发电量同比增长，包括水电由于来水偏丰导致上半年发电量较多，以及风电、太阳能发电机组装机容量快速提升导致发电量增速较快；另一方面因为动力煤价格处于相对高位，火电发电成本较高，制约了火电企业发电意愿。2021年9月中旬起，浙江、江苏、广东、山东、辽宁、吉林、湖南等十多个省份出现电力短缺、限电停产等情况，对居民生活质量和经济发展水平造成影响。在此背景下，我国高度重视电力保供。2021年12月，中央经济工作会议强调2022年要加强煤电油气运等调节，促进电力充足供应。2022年5月，国常会指出，确保能源正常供应，决不允许出现拉闸限电。2022年7月，国资委强调央企要采取有力措施，切实提升能源资源供应保障能力，共同打好打赢迎峰度夏能源电力保供攻坚战，并做好今冬明春能源电力保供备战工作。8月，四川、重庆等地经历高温干旱极端天气，对水力发电造成影响。同时，水电具有较为明显的季节性特征，主要表现为水电发电量受河流丰水期和枯水期的影响而呈现周期性变化。一般而言，雨季江河水流较多，带动水电厂发电，水电发电量通常在每年7月达到顶峰，其后各月份发电量逐步下降。因而未来数月，我国水电发电量或将下降，并且风电、太阳能发电等新能源发电装机规模仍较小，暂时无法满足较大的用电需求，因而火电需求有望提升。国家能源局表示，在当前的技术条件和装机结构下，煤电是最经济可行、安全可靠的灵活调节电源，煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。中长期来看，我国风电、太阳能发电等新能源发展起步相对较晚，且发电量受风况、日照时间等自然条件制约，较为不稳定。而火电装机容量相对较大，且火电发电量不受季节、天气等外部因素制约（冬、夏季火电发电量较高主要为火电厂主动增加发电以满足全社会取暖、降温等用电需求），未来在相当长的时期内以燃煤发电为主的火电仍将作为主要的电力来源，助力电力保供。3、煤炭保供稳价政策有望促进行业燃料成本下降3.1、发电领域的动力煤消费量占比超过六成煤炭是古代植物埋藏在地下经历了复杂的生物化学和物理化学变化逐渐形成的固体可燃性矿物。根据煤炭的使用用途，煤炭主要包括炼焦煤和动力煤。炼焦煤主要指用于生产焦炭的煤炭，2021年我国炼焦煤消费量为5.45亿吨。动力煤主要指用于作为动力原料的煤炭，2021年我国动力煤消费量为36.63亿吨，消费量较大，且动力煤消费量占二者消费量之和的比重达到87%。动力煤应用领域较为广泛，2021年发电、供热、建材、化工、冶金领域的动力煤消费量分别为22.54亿吨、3.24亿吨、3.13亿吨、2.21亿吨、1.69亿吨，占比分别为61.55%、8.85%、8.55%、6.02%、4.63%。发电领域的动力煤消费量占比超过六成。3.2、煤炭供应有望增加2021年，我国炼焦煤供应量为5.45亿吨，同比下降2.32%；炼焦煤消费量为5.45亿吨，同比下降2.20%，炼焦煤供需相对平衡。2021年，我国动力煤供应量为33.58亿吨，同比增长6.04%；动力煤消费量为36.63亿吨，同比增长5.74%，在经济恢复带动下持续增长。消费量与供应量的差额为3.05亿吨，动力煤市场存在供不应求情况。根据《2021煤炭行业发展年度报告》，截至2021年底，全国在建千万吨级煤矿24处左右、设计产能3.0亿吨/年左右。2021年，我国煤炭产量41.30亿吨，同比增长5.84%。2022年4月20日，国务院常务会议提出，发挥煤炭的主体能源作用，通力合作优化煤炭企业生产、项目建设等核准审批政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能。通过核增产能、扩产、新投产等方式，2022年我国将新增煤炭产能3亿吨。我们认为，2022年预计新增煤炭产能3亿吨约占2021年煤炭产量（41.30亿吨）的7%，煤炭供应有望增加。另外，政策强调发挥煤炭的能源作用，保供稳价政策主要针对动力煤，结合我国动力煤供不应求、炼焦煤供需相对平衡的背景，新增煤炭产能或将以动力煤为主。在国家发改委统一部署下，多个产煤大省均在加快煤炭优质产能的释放。山西计划2022年大幅增加煤炭产量，从5月份至12月底，保障广东、浙江、福建、江苏、辽宁、广西、海南、上海、山东等9省市电煤供应任务；新疆新立煤矿采矿权3个及扩大生产规模煤矿3个，预计分别新增产能690万吨/年、3200万吨/年；陕西力争2022年核增产能800万吨以上、建成巴拉素等5个煤矿、煤炭产量7.2亿吨；云南力争2022年全省煤炭新增产能1000万吨以上。我们认为，我国高度重视煤炭保供，地方积极通过核增产能、扩产等方式，推动煤炭先进产能释放。3.3、动力煤稳价政策持续发力2022年4月，国家发改委指出，哄抬价格行为被认为是煤炭（国产动力煤）价格非理性上涨的重要原因之一。动力煤作为关系国计民生的重要初级产品，稳煤价对于稳电价、稳经济意义重大，电力供应和安全事关经济社会发展全局。因此，我国高度重视稳煤价，并主要通过以下两方面政策举措促进动力煤价格回归理性。一方面，我国加快推进煤炭中长期合同签订履行有关工作。合同签订方面，2020年12月，国家发改委提出2021年规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%。但随着2021年煤炭价格大幅波动对下游发电供热企业生产经营造成重大影响，2021年9月，国家发改委要求尽快组织协调煤源，补签一批中长期合同，将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%，煤炭中长期合同签订要求明显提升。合同履行方面，2021年12月，国家发改委提出2022年中长期合同月度履约率应不低于80%。2022年7月，国家发改委要求煤炭中长期合同相关工作要做到三个100%：发电供热企业全年用煤量签约100%，电煤中长期合同月度履约率100%，执行国家电煤中长期合同价格政策100%，其中，煤炭中长期合同履约率要求进一步提升。另一方面，我国加大了市场监管力度。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》，要求引导煤价在合理区间运行。截至2022年8月30日，已有12个地区明确了煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间。其中，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期、现货价格上限分别为770元、1155元/吨。另外，政府对煤价调控监管政策进行了一系列解读，其中包括对哄抬煤价的解读，根据《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》,煤炭（国产动力煤）领域经营者有下列行为之一的属于哄抬价格：（1）捏造涨价信息；（2）散布涨价信息；（3）囤积居奇；（4）无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。2022年8月，市场监管总局公布，近期组织了3个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展电煤价格监管调查，初步认定18家煤炭企业涉嫌哄抬煤炭价格，已对相关单位依法立案调查。根据《价格违法行为行政处罚规定》，经营者存在哄抬价格行为的，有关部门可责令其改正，没收违法所得，并处违法所得5倍以下的罚款；没有违法所得的，处5万元以上50万元以下的罚款，情节较重的处50万元以上300万元以下的罚款；情节严重的，责令停业整顿或吊销营业执照。我们认为，相关部门加大监管力度将对煤炭市场形成有力震慑，哄抬煤炭价格行为有望减少。综上所述，随着煤炭先进产能逐步释放，动力煤市场供不应求情况有望缓解。同时，我国加快推进煤炭中长期合同签订履行有关工作以及加强市场监管，有望促进煤炭价格回归理性。3.4、燃煤发电行业燃料成本或将下降我们以行业通用的价格指标——秦皇岛港Q5500动力煤价格进行煤价变动对燃煤发电行业燃料成本的敏感性分析。我们作出以下假设，（1）2022年8月30日，秦皇岛港Q5500动力煤价格为1252元/吨。根据政策规定，秦皇岛港Q5500动力煤现货交易价格合理区间上限为1155元/吨，当前价格高于政府限价区间上限。随着煤炭保供稳价政策逐步推进，煤价有望回归理性，假设现货交易煤价为1155元。（2）2022年7月，国家发改委指出，7月份中长期合同价格719元/吨，在合理价格区间里签订的中长期合同量占总量的76%，离国家要求还有很大的差距；国家发改委要求严格落实三个100%（签约率、履约率、价格政策执行）。假设三个100%政策得到严格落实，中长期合同量占总量的比例达到100%，且严格执行国家价格政策（中长期交易煤价为719元/吨）。（3）国家能源局表示2021年我国煤电度电煤耗大约为305克/千瓦时，假设煤电度电煤耗量为305克/千瓦时。（4）国家能源局表示2021年煤电生产了全国60%的电量。2021年规模以上电厂发电量为81121.8亿千瓦时。我们假设规模以上电厂燃煤发电量为总发电量的60%，即48673亿千瓦时。根据我们测算，燃煤发电行业燃料成本将减少1899亿元，下降15%。4、行业变革促进燃煤发电行业良性发展4.1、上网电价市场化改革，助力企业向下游传导成本上网电价是指发电企业将电力及电量接入主网架那一点的计量价格，即发电企业将电力及电量卖给电网公司的价格。2004-2019年，为了规范政府定价行为、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善，我国逐步建立了燃煤发电标杆上网电价机制，该机制的特点是上网电价在一段时期内保持不变，相对稳定。标杆上网电价通常由政府按区域或省平均成本统一制定。由于煤炭资源丰富程度、运输费用等差异，全国各地区燃煤发电标杆上网电价存在差异，其中，西藏、广东、湖南等地区的燃煤发电标杆上网电价最高，新疆、宁夏及内蒙西等地区的燃煤发电标杆上网电价最低。随着外部环境不断变化，相对稳定的燃煤发电标杆上网电价机制逐渐无法有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，从而影响到电力行业上下游产业发展，比如当发电成本大幅上升时，相对固定的上网电价导致发电企业无法向下游传导成本。因此，近年来我国持续推进上网电价市场化改革。2018年，我国要求推进电力市场化交易，强调要充分调动发电企业、用户以及售电企业等市场参与者的积极性，完善相关制度，提高市场化交易电量规模。其后，我国持续深化燃煤发电标杆上网电价机制改革，2019年我国提出2020年起燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制

（基准价按当地燃煤发电标杆上网电价确定），2021年10月我国要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并将市场交易电价上下浮动范围由上浮不超过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%，进一步推进上网电价市场化改革。2022年，我国要求加快建设全国统一电力市场体系。当前我国暂未有全国性的电力交易中心（有33家地区的电力交易中心），随着全国统一市场体系的建立，电力资源有望在全国范围内得到进一步优化配置。随着上网电价市场化改革政策举措逐步实施，我国市场化电力交易规模不断扩大。2022年上半年全国各家电力交易中心累计组织完成市场交易电量2.48万亿千瓦时，同比增长45.84%；市场交易电量占全社会用电量比重达到60.58%，同比提升17.31个百分点，市场化电力交易规模不断扩大。同时，市场化电力交易将发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化。对于燃煤发电企业而言，动力煤等原材料价格上涨带来的成本上涨将通过更高的电价传导到下游，成本压力有望得到缓解。以用电量较多且月度数据充分披露的江苏电力交易中心为例，随着2021年10月我国进一步深化上网电价市场化改革，11月的成交电价明显提高，燃煤发电企业顺利向下游传导部分发电成本。4.2、欠补有望发放，助力企业改善应收账款状况为了发展可再生能源，我国设立可再生能源发展基金，对可再生能源发电进行电价补贴。2011年，财政部印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，明确可再生能源发展基金包括两部分，一是国家财政公共预算安排的专项资金；二是依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入，该部分附加收入主要与用电需求相关，2021年可再生能源电价附加收入为963.58亿元，同比增长7.98%。在政策支持、技术变革和补贴激励下，我国可再生能源行业快速发展，2021年风电发电量、太阳能发电量分别同比大增36.69%、29.25%，2017-2021年复合增速分别为20.42%、29.78%。新能源发电快速增长，导致电价补贴需求快速提升，增长相对平稳的可再生能源电价附加收入逐渐无法覆盖补贴需求，可再生能源补贴产生缺口。根据风能专委会测算，2021年底补贴拖欠累计在4000亿元左右。补贴拖欠问题对新能源发电行业影响较大，以光伏发电行业为例，截至2022年6月末，上市公司太阳能尚未结算的可再生能源补贴金额为108.27亿元，占应收账款的比重达92%；上市公司林洋能源光伏发电应收补贴为28.41亿元，占应收账款的比重为68%，补贴拖欠明显影响了光伏发电企业款项回收。同时，补贴拖欠问题对燃煤发电行业亦有所影响。在我国推动能源结构转型的过程中，多数燃煤发电企业向可再生能源领域布局，以燃煤发电行业龙头华能国际为例，截至2021年末，华能国际的风电、太阳能发电及生物质发电机组装机容量之和占总装机容量的比例为11.77%。因而，补贴拖欠亦会影响燃煤发电企业款项回收。华能国际、上海电力等燃煤发电企业均在2021年报中提到应收账款增加主要因为应收可再生能源补贴增加。我们梳理了申万火电指数27家公司的应收账款及净资产状况，截至2021年末，27家公司的应收账款总额为1678.29亿元，同比增长32.49%；应收账款与净资产的比例从2020年末的14.43%提高到2021年末的20.66%。今年以来，解决欠补问题的工作持续推进。3月，国家发改委等三部委联合印发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，自查范围主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。同期，财政部发布《2022年中央本级政府性基金支出预算表》，支出项目有所调整，“可再生能源电价附加收入安排的支出”等7个项目不再列示。“其他政府性基金支出”项目2022年预算数为4528.52亿元，2021年预算数为4.54亿元，预算增加幅度较大。我们认为，不再列示的7个项目可能合并到“其他政府性基金支出”项目中，导致其预算增加幅度较大。另外，2021年，“可再生能源电价附加收入安排的支出”项目预算数为836.03亿元，其余6个项目预算数之和为62.97亿元，差距较大，我们预期2022年“其他政府性基金支出”项目预算增加部分主要用于“可再生能源电价附加收入安排的支出”项目。5月，国务院常务会议提出，在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴500亿元、通过国有资本经营预算注资200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元。6月，财政部通知将下达可再生能源电价附加补助地方资金27.55亿元。7月，国家电网公告，财政部共预计拨付公司可再生能源电价附加补助资金年度预算399.37亿元，其中，风力发电105.18亿元、太阳能发电260.67亿元、生物质能发电33.52亿元。8月，南方电网表示，将成立广州可再生能源发展结算服务有限公司，另外，国家电网也将成立北京可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。从3月补贴自查工作到5、6月财政部拨付补贴，再到7月国家电网转付补助资金，8月两大电网分别成立结算服务公司，解决欠补难题的举措持续推进，可再生能源拖欠补贴有望发放，或将助力企业改善应收账款状况。5、投资分析及重点企业分析5.1、投资分析6月以来，疫情相对可控，疫情缓解地区加快复工复产，并且稳经济政策持续发力，促消费、促就业、推动外贸、扩大有效投资相关的政策举措有望逐步落地。随着疫情影响减弱以及稳经济政策持续发力，工业生产有望继续恢复，用电需求有望加大。8月，四川、重庆等地经历高温干旱极端天气，对水力发电造成影响。并且，水电具有较为明显的季节性特征，水电发电量通常在每年7月达到顶峰，其后各月份发电量逐步下降。因而接下来数月，我国水电发电量或将下降，并且风电、太阳能发电等新能源发电装机规模仍较小，暂时无法满足较大的用电需求，因而火电需求有望提升。同时，我国大力推进煤炭保供稳价政策，一方面推动煤炭先进产能释放，另一方面加快推进煤炭中长期合同签订履行有关工作以及加强市场监管。保供稳价政策举措有望促进煤炭价格回归理性，燃煤发电行业燃料成本或将下降。另外，上网电价市场化改革、可再生能源欠补发放等行业变革有望促进燃煤发电行业良性发展。5.2、重点企业分析华能国际公司是燃煤发电行业龙头企业。截至2022年6月30日，公司燃煤发电机组装机容量达到92467.98兆瓦，排在全国首位。公司可控发电装机容量为122199兆瓦，燃煤发电机组装机容量占比为75.67%，燃煤机组占比较高。同时，公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组，装备较为先进。公司通过科技创新持续提升技术实力。公司创新举措包括，全国产DCS在公司系统7家电厂12台机组推广应用；50台风机完成国产化PLC改造应用；开展智能化本质安全管控项目；污泥垃圾耦合发电技术、汽轮机低压缸零出力技术完成规模化应用。同时，公司海上风电、高温材料、燃机自主运维、深度调峰全过程节能等重点科技项目持续推进。通过不断创新，上半年公司获得发明专利授权63件，实用新型专利授权1472件，国际专利授权5件，技术实力持续提升。公司在原材料采购方面具备优势。一方面，公司火电厂多位于沿海沿江地区，原材料运输较为便利，因而公司可通过多种渠道采购煤炭；另一方面，公司拥有港口及码头资源，可以进行原材料集约化管理