火电行业市场分析2

火电行业市场分析1、火电行业概览1.1、行业发展回顾火电在我国电力系统中仍占据主导位置，2002年完成厂网分离并塑造当前行业格局。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋决定了中国以煤为主的一次能源结构，也使得火电在电力行业中占据主导地位。改革开放之前，我国电力从生产、运输到消费，采用完全计划的管理模式。改革开放后，为了解决电源不足的主要问题，电力行业进行电力投资体制改革，实行“集资办电、多渠道筹资办电”政策，引入“还本付息电价”，核定能够覆盖融资成本、保障协议利润的上网电价、销售电价，形成了多家办电的格局。此后，国家主导电力行业“政企分开”，撤销电力工业部，成立国家电力公司。2002年，将国家电力公司拆分为国家电网公司和南方电网公司，随后成立了华能、华电、大唐、国电（后并入国家能源集团）、中国电投（后并入国家电投集团）五大发电集团，实现了“厂网分离”。至此，火电企业形成了“采煤—发电—售电”的商业模式。煤价分别经历计划定价、指导定价、市场定价阶段，电价根基为煤电价格联动机制，电价市场化程度持续提升。1994年，国家宣布取消全国统一的煤炭计划价格，明确电煤仍执行指导价格；2002年，取消电煤政府指导价，实行市场定价；2004年，建立煤电价格联动机制，形成电煤价格“双轨制”；2005年，《电价改革办法》印发，燃煤机组上网电价形成机制由事后定价改为事前核定标杆电价。2012年，国务院印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，取消重点电煤合同，实现电煤价格并轨；2015年，国家主导“配售分开”改革，打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，推进建立相对独立运行的电力交易机构，形成了完整的输配电价体系，有序放开发用电价格，推动上网、售电环节由政府定价快速向市场定价转变；2017年，煤炭工业协会推动建立煤炭中长期合同与“基础价+浮动价”定价制度。2021年，国家发改委出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，同时扩大市场交易电价上下浮动范围，且现货交易不受涨跌幅限制。1.2、国内电力结构概况火电仍居支撑性电源地位，但比例与利用率双重弱化趋势显著。尽管火电的支撑性电源属性仍较强（国内火电以煤电为主，燃气机组主要承担政策调峰调频职责），但在结构上，因清洁电源投产的加速与全社会用电增速的放缓，火电发电量、装机量、利用小时数均呈中枢下移态势。2000-2022年，火电发电量占比由82.0%下降至69.8%，而在2008-2022年间，火电装机量占比由76.0%下降至52.0%，同期年平均利用小时数则由4885h下降至4379h。火电电量变化三大特征：1）发电总量仍处增长态势、2）与经济敏感度较高；3）灵活性优势令火电利用小时与清洁电源呈现“此消彼长”态势。总量上，火电发电量仍保持增长态势，2022年全年火电发电量为58531亿度，过去5年间（2017-2022年）复合增速为4.88%，对应十三五、十二五、十一五、十五期间的电量年化复合增速分别为4.7%、2.5%、9.4%、14.8%。火电在电源体系中居“支撑功能为主、调节功能为辅”的地位，因此一方面火电发电量中枢由全社会用电量增长驱动，另一方面受水电、风电、光伏等电源所能提供的出力影响，若上述清洁电源当期资源条件较差，则火电所需面临的负荷往往增大，反之则或减小，“此消彼长”态势较为显著。1.3、火电行业格局五大能源集团主导，地方电力集团并起，行业格局已近稳态。五大集团占据半壁江山。2002年电改，国务院印发《电力体制改革方案》，重组原国家电力公司管理的发电资产，形成三至四个各拥有4000万千瓦左右装机容量的全国性发电企业，华能直接改组为独立发电企业。各全国性发电企业占市场份额原则上不超过20%。本次电改后产生的中央直属五大发电集团火电装机量占全国近一半，是中国火电行业的第一阵营。第二阵营则主要由部分中央企业及实力雄厚的地方发电集团构成，主要包括华润电力、广东粤电集团、安徽省能源集团、北京能源集团等。大型火电央企集团简介：中国华能集团有限公司（简称中国华能）：1985年，经中央和国务院同意，首先成立了华能国际电力开发公司，此后，陆续成立了华能发电公司、华能精煤公司等专业性公司。1988年8月，组建华能集团，成立中国华能集团公司。1996年，中国华能进入新组建的国家电力公司，成为其全资子公司。2002年电改拆分原国家电力公司时，中国华能继承的发电资产最多，电力装机容量常年稳居首位（直到国家能源集团成立，被其反超）。2021年末，中国华能资产总额13399亿元，利润总额133亿元，公司装机容量20592万千瓦，其中火电装机容量14006万千瓦。中国大唐集团有限公司：成立于2002年，是中央直接管理的国有特大型能源企业，主要业务覆盖电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴产业。中国大唐在役及在建资产分布在全国31个省区市以及境外的缅甸、柬埔寨等国家和地区，拥有大唐发电、华银电力、桂冠电力等三家A股上市公司；拥有中国第一家在伦敦、香港、大陆三地上市的上市公司——大唐发电，以及在香港上市的大唐新能源与大唐环境，拥有国内在役最大火力发电厂——内蒙古大唐国际托克托发电公司，2009年，中国大唐发电装机规模突破1亿千瓦大关，成为世界亿千瓦级特大型发电公司。截至2021年12月末，中国大唐总装机容量16006万千瓦，火电装机10500万千瓦。国家电力投资集团有限公司（简称国家电投）：前身为中国电力投资集团公司。中国电力投资集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业。2015年，国务院同意中国电力投资集团公司和国家核电技术有限公司（以下简称“国家核电”）按照平等原则实施联合重组，将国务院持有的国家核电66%的股权无偿划转给中国电力投资集团公司持有。重组后中国电力投资集团公司更为名国家电力投资集团公司。国家电投以电力生产和销售为主要业务，电力销售收入是公司主营业务收入的主要来源。通过调整产业布局，形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，并向金融、电站服务等业务延伸。作为我国五大发电集团之一，国家电投具有较强的规模优势；也是最早拥有核电资产的五大发电集团之一。截至2021年，火电总装机8,333.63万千瓦，资产主要分布在我国20个省区以及巴基斯坦、土耳其等国家。致力于火电清洁发展，持续推进超低排放，降低火电机组供电煤耗。1.4、资产属性与板块估值核心影响因素分析成本敏感型行业，重资产运营可提供现金流优势。火电资产盈利三因子为煤价、电价、负荷，从经营路径上看，煤价与电价的市场化程度不同，单年内煤价波动弹性大幅高于电价。因此在煤炭供给侧改革带来供给增量收缩的背景下，叠加海外煤炭供给受限，用电需求的波动传导至煤炭侧所带来的成本上行冲击，通常将大幅强于电量与电价上行所带来的收益补偿，因此火电盈利总体呈现典型的“逆周期”属性。从火电的成本至收入的经营路径上分析：成本端：重资产带来现金流优势，燃料价格主导成本且弹性较高。主体包含燃料（煤炭、天然气等）、折旧、直接人工成本等，以资产主体为火电的浙能电力为例（截至2021年底，公司总装机容量33.07GW，其中燃煤、燃气机组分别为28.88、4.03GW），上述三项成本分别占公司当年经营成本的83.15%、7.75%、4.70%。火电为典型的重资产行业，固定资产占总资产比例为56.4%（2022Q3），大额折旧令火电经营净现金流往往大幅高于净利润。此外，付现成本中，燃料占据成本端的绝大部分，同时亦为主要的成本弹性来源。以煤电为例，其煤炭采购路径包含长协煤、现货煤、进口煤，其中后两者受到供需关系、流动性等因素的影响而易产生较高的价格弹性。电价端：市场化比例提高增强电的商品属性，但长协电的存在令电价端整体变化弹性较低。除政策支持型电厂外，当前全部火电已开展市场交易，按时间维度可将其划分为年长协、月长协、现货。1）年长协电量占绝大部分，其定价总体参考“煤电联动”机制，在各地燃煤发电基准电价的基础上在上下20%的区间内浮动，以煤价中枢预测为该部分电价浮动比例定调，辅以供需关系考量，总体采用锁量锁价的方式，明确各月年长协电量比例，企业的生产计划稳定性较高；2）月长协也即月度交易价格，在上月末进行下月交易，定价逻辑在年长协电价的基础上加大考虑电力供需关系的权重，调价周期较快；3）现货交易为企业、用户、电网三方所开展的日前报价交易，在部分电力市场化程度较高的省份（如广东、云南等地）已大范围推广，虽占比仍较低但其量价弹性巨大，确定方式均随行就市，受电力供需关系影响较大。上网电量：上网电量即为火电企业的售出电量，火电发电量主要受用户侧需求与水电、风电、光伏等稳定度相对较低的电源出力能力影响。国内用电高峰通常为夏冬两季，若夏季西南来水偏枯且沿海需求旺盛，则火电负荷提升速度较高。2、火电三因子之煤炭2.1、供应端与价格：煤炭进口结构有望恢复国内供应为主，2022年净进口煤占表观消费量的6.0%。总量上，国产煤国内煤炭供应的主力，2022年国内原煤产量达到44.96亿吨，进口煤及褐煤为2.93亿吨，表观消费量47.85亿吨，净进口煤/表观消费量为6.0%，同比-1.3pct。当前稳产保供为行业主基调，但煤矿建设周期较长，新建核准项目实际产能贡献通常具有显著的滞后性，因此当前保供工作以核增产能、改扩建、新投产相结合的方式进行。印尼、澳洲为主要进口来源，诸多因素阻碍2021-2022年两国进口，令国内沿海电厂煤炭路径被迫调整至北方港下水煤。进口结构上，国内煤炭进口以印度尼西亚、澳大利亚、蒙古、俄罗斯四国为主，2020年四国合计进口量占我国总进口煤炭量的64.6%。近两年因2022年印尼短期煤炭出口禁令、澳洲外贸限制等因素，两国煤炭进口量出现大幅波动，澳大利亚煤炭进口量由2020年的7807万吨下滑至2022年的286万吨，印度尼西亚2022年煤炭进口量同比-44.5%，两方面因素令国内近两年煤炭进口受阻严重，尽管加大如蒙古、俄罗斯等其他地区的煤炭进口，但受国际能源价格高企影响，2022年进口总量依旧同比-9.3%。当前进口量边际回暖，叠加国际能源价格回落，边际上进口煤量有望大幅提升。印尼煤炭出口禁令于2022年2月解除，但其进口量的边际改善出现在2022年9月份，此后已出现连续的趋势修复。2023年1月起，澳洲煤炭货船已陆续抵达中国港口，此部分供给量同样将成为重要的沿海补充供给。同时，国际能源价格的下滑令印尼、澳煤的采购更具性价比。截至2023年2月16日，广州港外贸印尼、澳洲动力煤（5500大卡）价格已分别回落至992、997元/吨，相较于国内北方港下水煤的价格优势已重新建立，进口煤常态优势有望恢复。以2016-2020年间两国的年平均进口煤量为参考，该数值较2022年两国进口煤量将提升约0.69亿吨，若假定其余国家进口量同比持平，则该部分增量所带来的增幅预计为23.5%。国内方面，晋陕蒙新为我国煤炭主产区，供给侧改革加快优质产能释放。我国煤炭资源总体呈现“西多东少，北富南贫”的分布格局，随着供给侧改革推进，煤炭生产重心向资源禀赋及开采条件俱佳的优质地区集中。2019-2022年，山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽6个亿吨级省区的原煤产量由31.18亿吨增长至38.80亿吨，占全国总产量的比重由83.24%提升至86.30%；其中2022年度晋陕蒙新四省区原煤产量36.4亿吨，占全国总产量的80.97%，同比提升1.09pct。2022年原煤产量增量同样主要由山西、内蒙古贡献，分别增产1.14、1.35亿吨。国内煤炭产地与负荷重点地区存在明显错位，故煤炭运输路径普遍较长。国内煤炭运输路径大体包含四类：铁路运输（直达）、铁路运输转海运、公路运输（短途）、内河运输（长江、京杭运河）。其中6条主要重载铁路包含A大秦铁路通道（联通晋北、蒙西、陕北等地煤矿，通过干线完成西煤东运，至秦皇岛港、曹妃甸港下水，2021年运量4.21亿吨）、B神朔黄铁路通道（神华控股，运输国能集团在陕西、内蒙古的自产煤与贸易煤，至黄骅港以及天津港南疆港区下水，2021年运量3.64亿吨）、C蒙冀铁路通道（蒙西煤矿通过集包线（京包线）、张集线、张唐线在唐山港曹妃甸港区下水，2021年运量9000万吨）、D中南铁路通道（运送陕北、晋北煤炭，铁路直达运输与日照港下水，2021年运量约8000万吨）、E浩吉通道（起内蒙古浩勒报吉站，终点到达江西省吉安市，北煤南运的最大规模重载铁路专线，2021年运量约为3300万吨）、F兰新线一主两翼（疆煤外送唯一通道）；港口：北方下水七港口包括秦皇岛港、青岛港、曹妃甸港、天津港、黄骅港、日照港、连云港港，南方主要接卸货港包括上海港、宁波港、镇江港、防城港港、广州港，2021年沿海港口煤炭吞吐量为17.9亿吨。价格方面，煤炭市场报价与买卖双方交割地点及时点相关，主要包括坑口价、车板价、平仓价三种类型。1）坑口价：指煤炭从地下采集到坑口，买卖双方在坑口直接进行交易的价格，包含煤炭完全成本、煤矿合理利润、各项基金（煤炭可持续发展基金、矿山转产发展资金提取、矿山环境恢复治理基金等）、资源税、增值税、地方政府收费等。2）车板价：指在火车已装载煤炭且即将发车时的交易价格，不包含火车运费。车板价格一般在坑口价的基础上，加上汽车运费、火车站台费、铁路计划费、税费等。3）平仓价：指煤炭在港口装船后（即越过船舷）的价格，包含登船之前发生的所有费用（港杂费及堆存费等），不包含海运费。其中港杂费交付给港口，包含场地使用及装卸费用。2023年电煤长协价格机制延续，采用“基准+浮动”定价。电煤中长期合同由供需双方按照市场化机制自主协商，以低于市场价的价格锁定较长期限（一年及以上）的供应量。根据发改委《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，2023年度以港口价格计算的电煤中长期合同价格由基准价及浮动价构成，二者比重各占50%。其中：1）基准价：由发改委在对煤炭企业生产成本抽样调查的基础上，协调煤炭生产企业和煤电企业，经过多轮反复沟通形成的价格。2023年度下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，相较2022年度维持不变；2）浮动价：实行月度调整，当月浮动价按国煤下水动力煤价格指数（NCEI）、环渤海动力煤综合价格指数（BSPI）、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定。选取以上3个指数每月最后一期价格，按同等权重确定指数综合价格。2.2、消费侧：火电的需求主要由用电量、水电发电量两大因素决定消费结构上，电力、炼焦、供热为国内煤炭的主要消费方向，2022年三者占消费比重分别为55.0%、12.9%、7.0%，其中电力和供热的煤炭消费量合计为26.63亿吨，合计占比62.0%，二者对于煤炭需求起到较大的影响，其中2016-2022年电力耗煤量增速分别为+1.8%、-1.6%、+4.8%、+4.0%、+1.7%、+8.1%、+4.9%，同期火电发电量的增速则分别为+4.4%、+4.9%、+8.0%、+3.7%、+2.2%、+9.3%、+1.4%。火电的需求主要由全社会用电量、水电发电量两大因素决定。火电发电量主要受用户侧需求以及水电、风电、光伏等稳定度相对较低的电源出力能力影响。国内用电高峰通常为夏冬两季，若夏季西南来水偏枯且沿海需求旺盛，则火电负荷将快速提升。3、火电三因子之电价3.1、煤电上网电价机制复盘：从“计划”到“市场”电改持续深化，煤电上网电价转由市场形成。2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确我国煤电上网电价自2020年1月起改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，标志着运行15年的标杆电价机制落幕。2021年10月，发改委提出燃煤发电电量原则上100%进入电力市场，且将交易价格浮动范围扩大至上下浮动原则上不超过20%，火电市场化程度得以大幅提升。2004-2019年：“燃煤发电标杆上网电价+煤电价格联动”机制2004年4月，发改委印发《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》，明确同一地区新投产的同类机组，应依据其平均成本制定同一核定上网电价（通常与当地煤炭采购成本、其他电源供给情况、经济水平相关）；其中脱硫机组电价包括其环保投资、运行成本。同年12月，发改委提出以煤电联动机制为基础对电价进行调整，联动周期内平均煤价环比变化幅度达到或超过5%时相应调整电价；自此，全国性煤电标杆上网电价共经历11次调整，其中6次上调均与煤炭价格上涨相关。标杆电价机制对于降低发电企业成本、疏导煤电价格矛盾起到了一定促进作用。但随着电改不断推进，其弊端日渐凸显：由于标杆电价仍以政府定价为主，且煤电联动调价周期过长导致机制弹性不足，标杆电价难以及时、准确地反映电力市场供求变化、燃煤发电成本变化，市场化电价机制应时而生。2019年至今：“基准价+上下浮动”市场化机制2019年起，我国煤电上网电价增添上下浮动部分，其为市场主体自愿交易的结果，而非政府调价行为，既能有效反映电力生产成本及电力需求弹性，亦具备较强时效性。在电力供需关系趋紧的背景下，近两年我国多地市场电价明显上浮，例如浙江、河北2022年年度交易电价分别上浮20.0%、19.99%，江苏、广东2023年年度交易电价分别上浮19.4%、19.6%；当地火电企业亦获益增收，2022年1-6月，粤电力A、浙能电力上网电价分别上浮19.8%、18.1%。分时电价与市场交易机制衔接加强，各地峰谷价差逐步扩大。分时电价指各地根据其电力系统供需关系、边际供电成本水平，对各时段分别制定不同电价，以引导电力用户削峰填谷、提升电能利用效率。2021年7月，发改委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出合理拉大峰谷电价价差，加强与电力市场衔接，要求电力现货市场尚未运行的地方，中长期交易电价亦需执行峰谷电价机制。随后多数省份陆续出台新版分时电价政策，尖、峰电价时区以及峰谷价差均有所扩大。3.2市场电量价梳理：规模持续扩张，仍以长协电价为主市场化交易电量快速增长，长协占比维持75%以上。随着市场化改革深入推进，电力市场交易规模加速扩张。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比+38.9%，占全社会用电量比重达60.8%，同比+15.4pct；其中，中长期市场交易电量为41407.5亿度，同比+36.2%，占总交易规模比例达78.8%，同比-1.7pct。市场化比例提升增强电的商品属性，但高占比的长协电令电价端整体变化弹性较低。除政策支持型电厂外，当前全部火电已开展市场交易，按时间维度可将其划分为年长协、月长协、现货。年长协：电量占绝大部分，其定价总体参考“煤电联动”机制，以各地燃煤发电基准电价为基础，于上下20%的区间内浮动。通常在上年11月开展，交易未来一年的电量，以煤价中枢预测为该部分电价浮动比例定调，辅以供需关系考量。总体采用锁量锁价的方式，同时明确各月年长协电量比例，有助于企业的生产计划稳定性。月长协：月度交易价格，在上月末进行下月交易，定价逻辑在年长协电价的基础上加大考虑电力供需关系的权重，调价周期较快。现货：企业、用户、电网三方所开展的日前报价交易，在部分电力市场化程度较高的省份（如广东、山西、山东等地）已大范围推广，虽占比仍较低但其量价弹性巨大，确定方式均随行就市，受电力供需关系影响较大。3.3、容量电价或为辅助服务补偿最优解灵活性改造或辅助服务相关政策频出，赋予火电第二收入路径。在清洁电源发展加速的背景下，火电作为灵活性电源与基荷电源将更大比例地承担调峰调频等辅助服务职责；而仅通过发电侧单边承担辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求。2021年12月，能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，提出完善用户分担共享新机制，按照“谁受益、谁承担”的原则，进一步完善服务考核补偿。2022年，我国电力辅助服务已实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成；煤电企业通过辅助服务获取补偿收益约320亿元。4、火电三因子之用电负荷4.1、国内电力负荷特征：电量季节性偏紧，尖峰负荷提升从用电结构上，国内用电负荷于年内大体呈现“低-高-低-高”趋势分布，季度用电差异主要由二产用电量决定。若按照总用电量多寡对各季度进行排序，序列通常为“三四二一”，核心因素在于国内二产用电量季度性变化通常为逐季度升高，且二产用电量占比大幅高于其他产业用电量；而三产、居民用电则于三季度达到用电峰值，故全社会用电量通常于三季度登顶。因此各电网用电负荷最大值通常于7、8月的夏季时段出现，9、10月出现环比回落，至年末冬季用电负荷再度提升。受高温天气影响，2022年8月我国最高用电负荷提升至1290GW，同比增加157GW。单月最大用电负荷的极值差距呈逐年扩大趋势，旺季尖峰负荷显著拉升。在用电负荷中枢逐年提升的同时，国内单月用电负荷的极值差距正持续拉大。截至2022M11，2022年国内主要电网单月用电最高负荷的极值差距已达到377GW，较2010、2015年分别提升249、236GW；表明国内用电侧负荷波动进一步放大，尖峰负荷大幅提升，夏季、冬季等用电高峰阶段形成爆发式的火电需求。4.2、区域电力供需梳理：火电重要性再度凸显可再生能源出力波动性为我国区域性缺电的核心原因。结合2021年以来国内区域性缺电案例（如2021年广东、云南、东北等地，2022年川渝、江浙等地），我们认为缺电本质在于电力系统应对极端情况的能力不足。由于可再生能源受自然气候因素影响较大、不可预测性与波动性较强，若出现如来水极枯、来风极差、超高温等极端气候事件，火电的供应紧张程度将大幅提升，造成旺季尖峰出力紧张的现状；故灵活性电源与基荷电源（如火电）对于电力系统的基础抗压能力至关重要。此外，受资源禀赋影响，我国可再生电源与终端负荷存在明显空间错配现象。国内新能源机组主要布局于风光资源丰富的三北区域，水电以水利资源丰富的西南地区为主，而高用电需求省份主要集中在中东部地区。根据2022年各省用电量及发电量数据，我们测算当前中东部经济发达省份普遍存在较大供电缺口，主要依赖跨省外送电弥补；国内电力实时供需错配问题仍需通过特高压外送通道建设进一步改善。结合上文对于缺电原因的梳理，我们认为可再生能源电源比例高、火电出力不足、供电缺口大的城市或更易面临电力紧缺问题。以华中电网为例（覆盖湖北、河南、湖南、江西、四川、重庆六省），截至2022年12月底，六省6000千瓦规模以上电厂火电装机容量合计为199.31GW，水电合计170.32GW，扣除湖北三峡、葛洲坝电站外送华东、广东的约合13.16GW装机与四川地区约32.50GW的外送容量，且不考虑其他电网送入的电量，则华中电网水电的本地发电容量估算为124.66GW。对此，我们对于华中电网8月电力出力缺口进行敏感性测算，敏感性因子为电网最高电力负荷与水电出力能力。依据测算，水电出力能力对于华中地区电力供应的影响较大，若最高负荷持续提升且火电装机不出现大幅提升，电网系统面对水电偏枯、风光出力波动下的抗风险能力或大幅削弱。4.3、煤电投资回归，主力电源装机需求提升煤电托底保供职责凸显，火电电源投资总额拐点已现。在近两年区域电力紧缺现象频发的背景下，煤电托底保供的重要性再次凸显。二十大报告亦中强调，需“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动”，为中期维度内发展火电提供了强力支撑。火电电源投资额已于2021H2快速启动，2022年全年火电投资总额达909亿元，创2017年以来新高。此外煤电新增装机于“十三五”时期以来大幅降低，年均由“十二五”时期的45.94GW下降至“十三五”时期的35.38GW。叠加我国约57%的煤电机组服役年限为10年以内，“十二五”初期及以前投产的大量机组或将于未来5-10年内淘汰，因此，无论煤电新增装机或是升级改造需求，十四五时期均有望大幅提升。5、火电行业主要上市公司梳理1、华能国际华能国际作为我国火电龙头，于十三五时期发力转型综合能源公司。截至2022年9月底，华能国际控股股东为华能集团（合计持股比例为45.20%），实际控制人为国务院国资委。公司火电厂主要分布于华东华南区域（山东、江苏、浙江等地），沿海沿江地区机组利用效率突出；而此前受海外煤进口限制及国内煤炭现货价格大幅上涨影响，公司沿海电厂盈利受损幅度较大。随着目前进口煤规模放量及价格回落，公司成本端压力有望减轻，火电业绩或得以大幅改善。2、华电国际华电国际为华电集团（截至2022年9月底，控股45.20%）旗下综合性能源公司，其实控人为国务院国资委。目前公司发电资产遍布全国十二个省、市、自治区，主干资产位于国内电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富等区域；故其资产所处区位的产业链布局相对完善，从上游煤炭及其物流、贸易产业，到下游电力销售与服务，保障了公司的运营效率。此外，公司于2021年内完成了表内新能源资产剥离，持股华电新能源31.03%股权，后续华电新能挂牌上市后募投项目有望加速体量增长，公司投资收益或将进一步增厚。3、国电电力国电电力定位为国家能源集团（截至2022年9月底，控股50.68%）旗下综合能源发电业务整合平台，实控人为中央人民政府。公司火电业务主要布局于东部地区，其中江苏、浙江上网电量分别占比19.7%、10.6%（2021年数据），用电需求旺盛，电力消纳充足。此外，公司与中国神华同为国家能源集团旗下上市企业，燃料内部采购比例逾80%；中国神华作为我国最大的煤炭产销企业，在集团煤电联营的背景下，公司燃料成本优势突出，2022年在五大电力央企中率先实现火电业务扭亏。4、大唐发电公司为国内五大电力集团之一的大唐集团的旗下综合能源平台，体内资产包含火电、绿电、水电、煤炭物流等方面，公司前身由华北电力集团、北京国际电力开发投资公司、河北建设投资公司发起设立，股权于2004年划拨大唐集团，2006年登陆A股上市。截至2022H1末，公司总装机容量为68.99GW，其中火电煤机、火电燃机分别为47.95、4.62GW，公司火电资产主要位于京津冀与东南沿海区域，火电负荷近年来有所回落。此外，因具备较高新能源开发计划，故公司资产负债率总体维持高位，2022年三季报为75.32%。5、内蒙华电内蒙华电为华能集团旗下煤电一体化且转型新能源的二级子公司，截至2022年9月底，华能集团直接持有控股股东北方联合电力70%的股份，国务院国资委为公司实际控制人。公司电源结构以火力发电为主，电厂主要布局于内蒙古煤炭资源丰富、电力负荷较大区域。此外，公司于2017年收购龙源风电81.25%股份、2019年收购察尔湖光伏项目，加速拓展新能源发电业务；同时拥有全资子公司魏家峁煤电，2022年4月其露天煤矿生产能力已由600万吨/年核增至1200万吨/年；煤电联营和清洁能源逐渐成为公司的增长点。6、粤电力A广东区域电力市场化程度较高，得益于港口优势与区域负荷优势，粤电力A具备电量、电价、煤炭成本三方面的优势。公司为广东能源集团旗下唯一上市电力公司，亦为省内主要发电企业之一，其控股与受托管理机组占省内总装机量的24%。公司作为老牌电力企业，火电为其主营业务，煤电装机量20.55GW，受困于火电量本双增态势，于2021年到达上市以来业绩底部，并首次出现亏损。而得益于煤电价格传导机制，公司2022年成本端压力通过电价上涨得到部分缓解，基本面呈现底部向上态势。绿电为过往10年重点发展方向，公司“十四五”期间规划新增绿电装机14GW，加速转型成为“火电+绿电”并行的综合性电力运营商。公司电站位于大湾区，具备进口煤优势，电力负荷弹性较高，同时因广东省已执行电力现货交易机制，因此其电价相较于其他地区也具备一定弹性。7、浙能电力业绩弹性主要受用电负荷、西南来水、煤价三方面因素影响。浙能电力为浙江能源集团旗下的电力主业资产整合平台，火电业务为主，辅以进行核电项目的股权投资，其电力资产主体位于浙江省内，其余少量机组分别位于新疆、宁夏等地。浙江为电力输入大省，省内电力负荷较高，大量电力需求依赖于西南地区水电供应，因此公司所承担的电力负荷受本地用电与西南地区来水两方面因素共振影响。煤炭方面，因区位因素，公司煤炭来源总体依赖于北方港下水煤与海外进口煤。8、皖能电力公司为安徽省能源集团旗下的燃煤发电公司，实控人为安徽省国资委，成立于1993年，主体资产位于安徽省境内，少量火电资产位于新疆。除控股火电资产外，公司参股国能神皖能源公司49%股权、中煤新集发电45%股权等，其中国能神皖运行机组4.6GW，大股东为北京国电电力有限公司（国家能源集团旗下），因其集团优势，长协低价煤覆盖比例较高，故2022H1已实现6.40亿元的净利润（2021年全年为0.27亿元）。安徽省为国内老煤炭基地，省内煤炭上市公司包括淮北矿业（实控人为安徽省国资委）等，公司主体资产所在区域负荷稳定。9、江苏国信江苏国信主营业务为能源+金融“双轮驱动”，由江苏国信集团控股（截至2022年9月底，持股73.82%），实控人为江苏省人民政府。公司火电业务布局江苏