（报告出品方/作者：东莞证券，刘兴文，苏治彬）
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，促进原材料周转，减少滞期费用。
华电国际
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。
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
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。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】系统发生错误
