本报告的信息均来自已公开信息，关于信息的准确性与完整性，建议投资者谨慎判断，据此入市，风险自担。请务必阅读末页声明。公用事业行业谨慎推荐（维持）煤炭保供稳价背景下，燃煤发电行业值得关注风险评级：中风险燃煤发电行业深度报告2022年8月31日分析师：刘兴文SAC执业证书编号：S0340522050001电话：0769-22119416邮箱：liuxingwen@dgzq.com.cn研究助理：苏治彬SAC执业证书编号：S0340121070105电话：0769-22110925邮箱：suzhibin@dgzq.com.cn行业指数走势数据来源：iFind，东莞证券研究所相关报告投资要点：◼用电需求有望加大。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。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。◼煤炭保供稳价政策有望促进行业燃料成本下降。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。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。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，燃煤发电行业燃料成本或将下降。◼上网电价市场化改革，助力企业向下游传导成本。近年来我国持续推进上网电价市场化改革，市场化电力交易规模不断扩大。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。◼投资建议：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。建议关注煤电装机占比较高且具备规模优势的龙头企业华能国际（600011）、华电国际（600027）、大唐发电（601991）。◼风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；项目建设进度不及预期；动力煤价格波动风险；上网电价波动风险；气温变化不及预期等。深度研究行业研究证券研究报告燃煤发电行业深度报告2请务必阅读末页声明。目录1.燃煤发电行业基本情况...................................................................41.1火电以燃煤发电为主...............................................................41.2燃煤发电产业链...................................................................51.3市场集中度有望提高...............................................................62.以燃煤发电为主的火电将助力保障用电需求.................................................72.1用电需求有望加大.................................................................72.2以燃煤发电为主的火电将助力电力保供................................................93.煤炭保供稳价政策有望促进行业燃料成本下降..............................................123.1发电领域的动力煤消费量占比超过六成...............................................123.2煤炭供应有望增加................................................................123.3动力煤稳价政策持续发力..........................................................143.4燃煤发电行业燃料成本或将下降....................................................154.行业变革促进燃煤发电行业良性发展......................................................164.1上网电价市场化改革，助力企业向下游传导成本.......................................164.2欠补有望发放，助力企业改善应收账款状况..........................................195.投资建议及重点公司分析................................................................225.1投资建议........................................................................225.2重点公司分析....................................................................236.风险提示..............................................................................24插图目录图1：2021年末发电机组装机容量（按使用能源分类）.....................................4图2：2021年规模以上电厂发电量（按使用能源分类）.....................................4图3：火电的能量转化路径.............................................................4图4：2021年末我国火电机组装机容量（按使用能源分类）.................................5图5：燃煤发电产业链.................................................................5图6：2017-2021年动力煤与火电行业的平均毛利率对比（%）...............................6图7：2017-2021年动力煤与火电行业的平均净利率对比（%）...............................6图8：2021年末我国燃煤机组装机情况（按企业分类）.....................................7图9：用电量累计值及同比增速.........................................................7图10：用电量当月值及同比增速........................................................7图11：全国当周新增新冠肺炎确诊病例数.................................................8图12：工业增加值累计同比与用电量累计同比.............................................8图13：规模以上电厂发电量累计值及同比增速.............................................9图14：规模以上电厂水电发电量累计值及同比增速.........................................9图15：三峡水电站的水库水位（米）....................................................9图16：潘家口水电站的水库水位（米）...................................................9图17：规模以上电厂风电发电量累计值及同比增速........................................10图18：规模以上电厂太阳能发电量累计值及同比增速......................................10图19：2018年-2022年7月末风电机组装机容量及同比增速................................10图20：2018年-2022年7月末太阳能发电机组装机容量及同比增速..........................10图21：规模以上电厂火电发电量累计值及同比增速........................................11图22：秦皇岛港Q5500动力煤价格（元/吨）.............................................11燃煤发电行业深度报告3请务必阅读末页声明。图23：规模以上电厂水电发电量当月值（亿千瓦时）......................................11图24：规模以上电厂火电发电量当月值（亿千瓦时）......................................11图25：2021年动力煤及炼焦煤消费量的占比.............................................12图26：2021年动力煤消费量（按应用领域分类）.........................................12图27：2016-2021年动力煤供应量及同比增速............................................13图28：2016-2021年动力煤消费量及同比增速............................................13图29：2017-2021年煤炭产量及同比增速................................................13图30：各地区燃煤发电标杆上网电价（元/千瓦时）.......................................17图31：2019年-2022H1市场交易电量及同比增速..........................................19图32：2019年-2022H1市场交易电量占全社会用电量比重..................................19图33：江苏电力集中竞价交易的月度成交电价（元/兆瓦时）...............................19图34：2012-2021年可再生能源电价附加收入及同比增速..................................20图35：风电与太阳能发电量累计值及同比增速............................................20图36：2017-2021年末火电行业应收账款总额及同比增速..................................21图37：2017-2021年末火电行业应收账款总额与净资产的比例..............................21表格目录表1：国常会稳经济政策举措部署.......................................................8表2：地方政府新增煤炭产能规划......................................................14表3：秦皇岛港下水煤和重点地区煤炭出矿价格合理区间（元/吨）..........................15表4：煤价变动对燃煤发电行业成本的敏感性分析.........................................16表5：上网电价市场化改革历程........................................................17表6：燃煤发电企业布局可再生能源领域................................................20表7：解决欠补问题的工作进程........................................................22表8：重点公司盈利预测及投资评级（2022/8/30）........................................23燃煤发电行业深度报告4请务必阅读末页声明。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。图1：2021年末发电机组装机容量（按使用能源分类）图2：2021年规模以上电厂发电量（按使用能源分类）数据来源：Wind，东莞证券研究所数据来源：国家能源局，东莞证券研究所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。图3：火电的能量转化路径资料来源：东莞证券研究所通常而言，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。燃煤发电行业深度报告5请务必阅读末页声明。图4：2021年末我国火电机组装机容量（按使用能源分类）数据来源：Wind，东莞证券研究所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。图5：燃煤发电产业链资料来源：东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告6请务必阅读末页声明。图6：2017-2021年动力煤与火电行业的平均毛利率对比（%）图7：2017-2021年动力煤与火电行业的平均净利率对比（%）数据来源：Wind，东莞证券研究所数据来源：Wind，东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告7请务必阅读末页声明。图8：2021年末我国燃煤机组装机情况（按企业分类）数据来源：Wind，各公司年报，东莞证券研究所注：华电国际披露数据截至2022年3月26日；国电电力披露数据为火电机组装机容量。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%。图9：用电量累计值及同比增速图10：用电量当月值及同比增速数据来源：国家能源局，东莞证券研究所数据来源：国家能源局，东莞证券研究所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，燃煤发电行业深度报告8请务必阅读末页声明。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。图11：全国当周新增新冠肺炎确诊病例数图12：工业增加值累计同比与用电量累计同比数据来源：Wind，东莞证券研究所注：数据截至2022年8月28日。数据来源：Wind，东莞证券研究所表1：国常会稳经济政策举措部署日期会议内容4月13日要求部署促进消费的政策举措，助力稳定经济基本盘和保障改善民生；决定进一步加大出口退税等政策支持力度，促进外贸平稳发展；确定加大金融支持实体经济的措施，引导降低市场主体融资成本。4月27日决定加大稳岗促就业政策力度，保持就业稳定和经济平稳运行；听取交通物流保通保畅工作汇报，要求进一步打通堵点、畅通循环。5月5日部署进一步为中小微企业和个体工商户纾困举措，以保市场主体稳就业；确定推动外贸保稳提质的措施，助力稳经济稳产业链供应链。5月11日要求财政货币政策以就业优先为导向，稳住经济大盘；部署进一步盘活存量资产，拓宽社会投资渠道、扩大有效投资。5月23日进一步部署稳经济一揽子措施，努力推动经济回归正常轨道、确保运行在合理区间。6月1日按照中央经济工作会议和《政府工作报告》总体思路、政策取向推出稳经济一揽子政策措施，主要是对政策实施提速增效。6月15日在“十四五”规划102项重大工程和国家明确的重点建设领域，选择一批示范项目吸引民间资本参与。已确定的交通、水利等项目要加快推进，在招投标中对民间投资一视同仁，并尽快推出以工代赈具体措施。7月21日我国经济正处于企稳回升关键窗口，三季度至关重要。要贯彻党中央、国务院部署，高效统筹疫情防控和经济社会发展，推动稳经济一揽子政策进一步生效，下大力气巩固经济恢复基础，着力稳定宏观经济大盘，保持经济运行在合理区间，优先保障稳就业、稳物价目标实现。燃煤发电行业深度报告9请务必阅读末页声明。8月18日当前经济延续恢复发展态势，但仍有小幅波动。要贯彻党中央、国务院部署，有针对性加大财政、货币政策支持实体经济力度，进一步巩固经济恢复基础，保持经济运行在合理区间。资料来源：政府官网，东莞证券研究所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。图13：规模以上电厂发电量累计值及同比增速图14：规模以上电厂水电发电量累计值及同比增速数据来源：国家统计局，东莞证券研究所数据来源：国家统计局，东莞证券研究所图15：三峡水电站的水库水位（米）图16：潘家口水电站的水库水位（米）燃煤发电行业深度报告10请务必阅读末页声明。数据来源：Wind，东莞证券研究所数据来源：Wind，东莞证券研究所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%。图17：规模以上电厂风电发电量累计值及同比增速图18：规模以上电厂太阳能发电量累计值及同比增速数据来源：国家统计局，东莞证券研究所数据来源：国家统计局，东莞证券研究所图19：2018年-2022年7月末风电机组装机容量及同比增速图20：2018年-2022年7月末太阳能发电机组装机容量及同比增速数据来源：Wind，东莞证券研究所数据来源：Wind，东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告11请务必阅读末页声明。图21：规模以上电厂火电发电量累计值及同比增速图22：秦皇岛港Q5500动力煤价格（元/吨）数据来源：国家统计局，东莞证券研究所数据来源：Wind，东莞证券研究所注：价格数据截至2022年8月30日。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。图23：规模以上电厂水电发电量当月值（亿千瓦时）图24：规模以上电厂火电发电量当月值（亿千瓦时）数据来源：国家统计局，东莞证券研究所数据来源：国家能源局，东莞证券研究所国家能源局表示，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、日照时间燃煤发电行业深度报告12请务必阅读末页声明。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。图25：2021年动力煤及炼焦煤消费量的占比图26：2021年动力煤消费量（按应用领域分类）数据来源：iFinD，东莞证券研究所数据来源：iFinD，东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告13请务必阅读末页声明。图27：2016-2021年动力煤供应量及同比增速图28：2016-2021年动力煤消费量及同比增速数据来源：iFind，东莞证券研究所数据来源：iFind，东莞证券研究所根据《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。图29：2017-2021年煤炭产量及同比增速数据来源：国家统计局，东莞证券研究所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年全省燃煤发电行业深度报告14请务必阅读末页声明。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。表2：地方政府新增煤炭产能规划区域规划山西2022年，山西计划大幅增加煤炭产量，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1.截至2022年4月底，挂牌煤矿空白区20个，面积37.84平方千米；延续煤矿采矿权14个，面积422.09平方千米；新立煤矿采矿权3个，面积109.29平方千米，预计新增产能690万吨/年；扩大生产规模煤矿3个，预计新增产能3200万吨/年。2.“十四五”时期将全面加快推进国家给予新疆“十四五”新增产能1.6亿吨/年煤矿项目建设，充分释放煤炭产能。陕西加快煤炭优质产能释放，力争2022年全年核增产能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年全年全省煤炭新增产能1000万吨以上。数据来源：政府公告，东莞证券研究所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家煤燃煤发电行业深度报告15请务必阅读末页声明。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。表3：秦皇岛港下水煤和重点地区煤炭出矿价格合理区间（元/吨）地区热值中长期交易价格合理区间现货交易价格合理区间上限秦皇岛港5500千卡570~7701155山西5500千卡370~570855陕西5500千卡320~520780蒙西5500千卡260~460690蒙东3500千卡200~300450河北5500千卡480~6801020黑龙江5500千卡545~7451118山东5500千卡555~7551133安徽5000千卡545~7451118辽宁5500千卡590~7901185贵州5000千卡350~500750四川4000千卡445~595892.5资料来源：发改委，东莞证券研究所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克燃煤发电行业深度报告16请务必阅读末页声明。/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%。表4：煤价变动对燃煤发电行业成本的敏感性分析当前情况预期情况现货交易煤价（元/吨）12521155中长期交易煤价（元/吨）719719中长期合同量占总量的比例76%100%综合采购煤价（元/吨）847719度电煤耗量（克/千瓦时）305305度电燃料成本（元/千瓦时）0.260.22规模以上电厂燃煤发电量（亿千瓦时）4867348673燃煤发电行业燃料成本（亿元）1257310674数据来源：Wind，国家发改委，国家能源局，东莞证券研究所测算注：当前情况中现货交易煤价采用2022年8月30日秦皇岛港Q5500动力煤价格。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。燃煤发电行业深度报告17请务必阅读末页声明。图30：各地区燃煤发电标杆上网电价（元/千瓦时）数据来源：政府公告，东莞证券研究所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。表5：上网电价市场化改革历程时间单位通知内容2018国家发改委、国家能源局《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》要求提高市场化交易电量规模，推进各类发电企业进入市场，放开符合条件的用户进入市场，积极培育售电市场主体，完善市场主体注册、公示、承诺、备案制度，规范市场主体交易行为，完善市场化交易电量价格形成机制等。2019国家发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》将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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。本指导意见自2020年1月1日起实施。2020国家发改委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》为规范电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，制定《电力中长期交易基本规则》。燃煤发电行业深度报告18请务必阅读末页声明。2021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》有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。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%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。2021国家发改委《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求，对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快建设发展具有重要意义。取消工商业目录销售电价后，10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。2022国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》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，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。资料来源：政府官网，国家电网，东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告19请务必阅读末页声明。图31：2019年-2022H1市场交易电量及同比增速图32：2019年-2022H1市场交易电量占全社会用电量比重数据来源：国家统计局，东莞证券研究所数据来源：国家统计局，东莞证券研究所图33：江苏电力集中竞价交易的月度成交电价（元/兆瓦时）数据来源：江苏电力交易中心，东莞证券研究所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。燃煤发电行业深度报告20请务必阅读末页声明。图34：2012-2021年可再生能源电价附加收入及同比增速图35：风电与太阳能发电量累计值及同比增速数据来源：财政部，东莞证券研究所数据来源：国家统计局，东莞证券研究所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%。表6：燃煤发电企业布局可再生能源领域公司发电机组装机情况（截至2021年末）华能国际公司可控机组装机容量为11869.5万千瓦，其中，燃煤发电机组装机容量占比为77.61%，低碳清洁能源发电机组装机容量占比为22.39%。低碳清洁能源发电机组中，天然气发电机组装机容量为1224.3万千瓦，占比为10.31%；风电机组装机容量为1053.5万千瓦（含海上风电201.2万千瓦），占比为8.88%；太阳能发电机组装机容量为331.1万千瓦，占比为2.79%；水电机组装机容量为36.8万千瓦，占比为0.31%；生物质发电机组装机容量为12.0万千瓦，占比为0.10%。国电电力公司控股机组装机容量为9980.85万千瓦，其中火电机组装机容量为7739.96万千瓦，占比为77.55%；水电机组装机容量为1497.24万千瓦，占比为15.00%；风电机组装机容量为707.06万千瓦，占比为7.08%；太阳能发电机组装机容量为36.59万千瓦，占比为0.37%。大唐发电公司发电机组装机容量约为6877.00万千瓦，其中，火电煤机装机容量为4795.40万千瓦，约占69.73%；火电燃机装机容量为462.24万千瓦，约占6.72%；水电装机容量约为920.47万千瓦，约占13.38%；风电装机容量为507.91万千瓦，约占7.39%；光伏发电装机容量为190.98万千瓦，约占2.78%。上海公司控股机组装机容量为1905.31万千瓦，其中，煤电机组装机容量为852.80万千瓦，占比燃煤发电行业深度报告21请务必阅读末页声明。电力为44.76%；气电机组装机容量为286.62万千瓦，占比为15.04%；风电机组装机容量为379.84万千瓦，占比为19.94%；太阳能发电机组装机容量为386.05万千瓦，占比为20.26%。粤电力A公司控股机组装机容量为2822.92万千瓦，其中，燃煤发电机组装机容量为2055.00万千瓦，占比为72.8%；气电机组装机容量为547.20万千瓦，占比为19.4%；风电、水电、生物质等可再生能源发电机组装机容量为220.72万千瓦，占比为7.8%。资料来源：各公司公告，东莞证券研究所图36：2017-2021年末火电行业应收账款总额及同比增速图37：2017-2021年末火电行业应收账款总额与净资产的比例数据来源：Wind，东莞证券研究所数据来源：Wind，东莞证券研究所今年以来，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。燃煤发电行业深度报告22请务必阅读末页声明。表7：解决欠补问题的工作进程时间单位会议/通知内容3月国家发改委、能源局、财政部《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》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。5月国务院国务院常务会议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《财政部关于下达2022年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》财政部本次下达可再生能源电价附加补助地方资金27.55亿元，其中，风电14.71亿元、光伏12.55亿元、生物质2890万元。前期财政部已下达39.65亿元，2022年下达资金累计为67.19亿元。7月国家电网《国家电网有限公司关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》2022年年度预算第1次请款，财政部共预计拨付国家电网有限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《关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知》为助力实现碳达峰、碳中和目标，按照《国家发展改革委财政部国务院国资委关于授权设立北京、广州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的复函》要求，研究成立广州可再生能源发展结算服务有限公司。资料来源：政府官网，国家电网，南方电网，东莞证券研究所5.投资建议及重点公司分析5.1投资建议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。建议关注煤电装机占比较高且具备规模优势的龙头企业华能国际（600011）、华电国际（600027）、大唐发电（601991）。燃煤发电行业深度报告23请务必阅读末页声明。表8：重点公司盈利预测及投资评级（2022/8/30）股票代码股票名称股价(元)EPS（元）PE评级评级变动2021A2022E2023E2021A2022E2023E600011华能国际8.13-0.650.290.64-12.4328.4612.79推荐维持600027华电国际5.60-0.500.430.55-11.1313.1610.24推荐上调601991大唐发电3.05-0.500.140.17-6.0922.4417.54推荐维持数据来源：Wind，东莞证券研究所5.2重点公司分析华能国际（600011）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，促进原材料周转，减少滞期费用。华电国际（600027）公司燃煤发电机组装机容量较高。截至2022年8月26日，公司已投入运行的控股发电厂共计42家，控股装机容量为53413兆瓦。其中，燃煤发电控股装机容量共计42360兆瓦，占比为79.31%；燃气发电控股装机容量共计8589兆瓦，占比为16.08%；水电等可再生能源发电控股装机容量共计2459兆瓦，占比为4.60%，公司燃煤发电机组装机容量较高。公司火电机组性能优良，供电煤耗水平有所改善。截至2022年8月26日，公司的火力发电机组中，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中600兆瓦及以上的装机比例约占60%，远高于全国平均水平。所有300兆瓦及以下的机组都经过了供热改造，供热能力明显提升。另外，公司95台燃煤机组已全部达到超低排放要求。2022年上半年，公司供电煤耗为283.32克/千瓦时，同比降低0.40克/千瓦时，供电煤耗水平有所改善。燃煤发电行业深度报告24请务必阅读末页声明。公司持续推进业务布局优化和结构调整。从2021年初至2022年3月26日，公司共新增发电装机3885.9兆瓦，其中新增自建发电机组全部为清洁能源项目。同时，公司积极推进综合能源服务项目，加强抽水蓄能、储能、氢能、地热能等产业开发拓展，持续推进业务布局优化和结构调整。大唐发电（601991）公司整体电源布局较优。截至2022年6月30日，公司总装机容量达到68994.23兆瓦，其中，火电煤机47954兆瓦，约占69.50%；火电燃机4622.4兆瓦，约占6.70%；水电约9204.73兆瓦，约占13.34%；风电5158.1兆瓦，约占7.48%；光伏发电2055兆瓦，约占2.98%。公司及子公司发电业务主要分布于全国19个省、市、自治区。其中，公司火电项目布局紧贴用电端，京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域；水电项目大多位于水电资源丰富的西南地区；风电、光伏项目主要布局于全国风光资源富集区域，公司整体电源布局较优。公司融资渠道较为丰富。2022年上半年，公司结合资金需求及货币市场利率走势，共计发行60.5亿元超短期融资债券、72.9亿元中期票据。截至2022年6月30日，公司综合融资成本为3.71%，同比降低0.43个百分点。公司综合运用多种融资方式，促进整体资金链顺畅，助力降低融资成本。公司持续强化环保工作。公司严格按照国家环保部门要求，持续强化环保工作，公司在役燃煤火电机组累计完成超低排放环保改造107台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。公司所属企业8台机组在发电机组可靠性对标中荣获优胜机组称号；25台次机组在电力行业火电机组能效水平对标中获奖，其中，4台机组荣获5A级优胜机组，7台机组荣获4A级优胜机组，14台机组荣获3A级优胜机组。6.风险提示（1）政策推进不及预期：产业政策对燃煤发电行业的影响较大，若政策推进不及预期，可能会对相应行业及上市公司造成不利影响。（2）经济发展不及预期：电力需求受经济周期影响较大，若经济发展不及预期，燃煤发电行业可能会受到影响。（3）项目建设进度不及预期：项目建设进度不及预期，可能会影响燃煤发电行业上市公司的项目建成释放，进而影响公司业绩表现。（4）动力煤价格波动风险：燃煤发电行业的成本构成中，动力煤等原材料成本在总成本中占一定比重。动力煤价格大幅波动可能会对燃煤发电行业上市公司的业绩造成重大影响。燃煤发电行业深度报告25请务必阅读末页声明。（5）上网电价波动风险：上网电价大幅波动可能会对燃煤发电行业上市公司的业绩造成重大影响。（6）气温变化不及预期：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。若气温变化不及预期，电力需求可能会受到影响，进而对燃煤发电行业造成影响。燃煤发电行业深度报告26请务必阅读末页声明。东莞证券研究报告评级体系：公司投资评级推荐预计未来6个月内，股价表现强于市场指数15%以上谨慎推荐预计未来6个月内，股价表现强于市场指数5%-15%之间中性预计未来6个月内，股价表现介于市场指数±5%之间回避预计未来6个月内，股价表现弱于市场指数5%以上行业投资评级推荐预计未来6个月内，行业指数表现强于市场指数10%以上谨慎推荐预计未来6个月内，行业指数表现强于市场指数5%-10%之间中性预计未来6个月内，行业指数表现介于市场指数±5%之间回避预计未来6个月内，行业指数表现弱于市场指数5%以上适当性评级风险等级定义低风险宏观经济及政策、财经资讯、国债等方面的研究报告中低风险债券、货币市场基金、债券基金等方面的研究报告中风险主板股票及基金、可转债等方面的研究报告，市场策略研究报告中高风险创业板、科创板、北京证券交易所、新三板（含退市整理期）等板块的股票、基金、可转债等方面的研究报告，港股股票、基金研究报告以及非上市公司的研究报告高风险期货、期权等衍生品方面的研究报告本评级体系“市场指数”参照标的为沪深300指数。分析师承诺：本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，以勤勉的职业态度，独立、客观地在所知情的范围内出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点，不受本公司相关业务部门、证券发行人、上市公司、基金管理公司、资产管理公司等利益相关者的干涉和影响。本人保证与本报告所指的证券或投资标的无任何利害关系，没有利用发布本报告为自身及其利益相关者谋取不当利益，或者在发布证券研究报告前泄露证券研究报告的内容和观点。声明：东莞证券为全国性综合类证券公司，具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供东莞证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告所载资料及观点均为合规合法来源且被本公司认为可靠，但本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可随时更改。本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可跌可升。本公司可发出其它与本报告所载资料不一致及有不同结论的报告，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与本公司其他业务部门或单位所给出的意见不同或者相反。在任何情况下，本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并不构成对任何人的投资建议。投资者需自主作出投资决策并自行承担投资风险，据此报告做出的任何投资决策与本公司和作者无关。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司及其所属关联机构在法律许可的情况下可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、经纪、资产管理等服务。本报告版权归东莞证券股份有限公司及相关内容提供方所有，未经本公司事先书面许可，任何人不得以任何形式翻版、复制、刊登。如引用、刊发，需注明本报告的机构来源、作者和发布日期，并提示使用本报告的风险，不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。未经授权刊载或者转发本证券研究报告的，应当承担相应的法律责任。东莞证券研究所广东省东莞市可园南路1号金源中心24楼邮政编码：523000电话：（0769）22119430传真:（0769）22119430网址：www.dgzq.com.cn