1、 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 行行业业 研研 究究 行行业业深深度度研研究究报报告告 证券研究报告证券研究报告 industryId 火电火电 推荐推荐 (维持维持 ）emailAuthor 分析师：分析师：蔡屹 S02 投资要点投资要点 summary 概览：概览：火电在我国电力系统中居于主导地位，2022 年贡献全国总发电量的69.8%。但清洁能源装机占比提升的趋势明朗，火电装机占比持续摊薄（由2008 年的 76.0%下降至 2022 年的 52.0%），尽管发电总量仍处增长态势，但同期利用小时数已由 4885h 下

2、滑至 4379h。边际上，利用率的趋势性下行近乎确定，但总量曲线斜率仍受经济活跃度与清洁能源发电能力（如来水、来风）影响较大。行业格局已近稳态，总体由五大电力集团主导，五者火电装机总量占比为 49.55%（2021 年），区域型能源集团亦为行业重要力量。资产特征：成本敏感型行业，重资产运营可提供现金流优势。资产特征：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

3、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。煤炭：煤炭：国内供应为主，2022年净进口煤仅占表观消费量的6.0%（为近7年最低值），印尼、澳洲为主要进口来源，若进口路径恢复，2023 年二者有望合计贡献过亿吨煤炭供给。国内煤炭基地形成区块化分布，产能集中于各大优势资源区，依赖铁路与港口将产能辐射至全国。价格上总体形成长协价覆盖为主，市场价作为补充的体系。消费侧，约 62%的终端需求来自电热两端，因此用能需求的波动将为决定性因素。电价：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电价：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

4、化弹性较低。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

5、，虽占比仍较低但其量价弹性巨大，定价均随行就市，受电力供需关系影响较大。火电资产类型：火电资产类型：我们可以煤价敏感度与电价市场化将国内火电资产大致定性为三类：1、煤价敏感度较高&电价波动较低（如华能国际、华电国际、大唐发电、浙能电力、皖能电力、建投能源、江苏国信等）；2、煤价敏感度较高&电价敏感度较高：主要选取资产主要位于电价市场化程度较高省份的火电企业（如粤电力 A、晋控电力、宝新能源、穗恒运 A 等）；3、煤电联营类企业：类固收属性较强（如国电电力、内蒙华电等）。风险提示：风险提示：煤价波动风险、煤价波动风险、国际能源价格大幅提升、辅助服务政策推进力度国际能源价格大幅提升、辅助服务政策推

6、进力度不及预期、来水情况不及预期增大火电需求、电价市场化交易风险不及预期、来水情况不及预期增大火电需求、电价市场化交易风险 title 火电行业投资手册火电行业投资手册 均值回归之路，曲折中前进均值回归之路，曲折中前进 createTime1 2023 年年 3 月月 5 日日 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -2-行业深度研究报告行业深度研究报告 目目 录录 1、火电行业概览.-7-1.1、行业发展回顾.-7-1.2、国内电力结构概况.-8-1.3、火电行业格局.-10-1.4、资产属性与板块估值核心影响因素分析.-12-2、火电三因子之煤炭.-

7、14-2.1、供应端与价格：煤炭进口结构有望恢复.-14-2.2、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.-22-3、火电三因子之电价.-23-3.1、煤电上网电价机制复盘：从“计划”到“市场”.-23-3.2 市场电量价梳理：规模持续扩张，仍以长协电价为主.-28-3.3、容量电价或为辅助服务补偿最优解.-30-4、火电三因子之用电负荷.-32-4.1、国内电力负荷特征：电量季节性偏紧，尖峰负荷提升.-32-4.2、区域电力供需梳理：火电重要性再度凸显.-34-4.3、煤电投资回归，主力电源装机需求提升.-38-5、火电行业主要上市公司梳理.-41-6、风险提示.-63-图目

8、录图目录 图 1、煤电产业链示意.-7-图 2、国内 2011 年以来历次火电电价与电煤价格政策变化梳理.-8-图 3、国内各电源类型发电量结构历年变化.-9-图 4、国内各电源类型装机量结构历年变化.-9-图 5、国内各电源类型发电量及其增速（亿度）.-9-图 6、全社会用电量同比增速与火电发电量增速对比.-10-图 7、国内火电与清洁能源类型（除核电外）历年平均利用小时数（单位：小时）.-10-图 8、截至 2021 年末，央企集团火电装机行业占比.-12-图 9、五大集团近年总装机规模（GW）.-12-图 10、火电盈利敏感因子分析煤价、电价、负荷.-13-图 11、申万各行业固定资产占

9、总资产比例.-13-图 12、浙能电力历年营业成本结构变化.-13-图 13、国内原煤产量累计同比（%）.-15-图 14、进口煤总量累计同比（%）.-15-图 15、历年煤炭各主要进口国进口量占比.-16-图 16、各主要历年进口煤炭量（百万吨）.-16-图 17、进口煤价和天然气价格（元/吨）.-17-图 18、印尼煤炭进口量累计同比已出现修复.-17-图 19、历年国内各主要产煤省原煤产量比例.-17-图 20、历年国内各主要产煤省原煤产量（亿吨）.-17-图 21、国内主要煤炭产地.-18-图 22、国内主要煤炭铁路港口运输格局.-19-图 23、国内煤炭调动与采购方向示意图.-19-

10、图 24、秦皇岛港动力煤市场价（Q5500，元/吨）.-20-图 25、历年国内煤炭主要消费路径.-22-fYbUaYfV9WeZeUcWaQ8QbRoMqQoMpMlOoOsReRrRoQaQmMyRuOpMuNuOtPuN 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -3-行业深度研究报告行业深度研究报告 图 26、历年电力、供热、炼焦煤用煤量（百万吨）.-22-图 27、我国上网电价变迁史.-24-图 28、各省燃煤基准电价（元/千瓦时，含增值税）.-25-图 29、我国各省一般工商业用户尖峰低谷/高峰低谷价差变化（元/度）.-28-图 30、国内市场化

11、交易电量及比例（万亿度）.-28-图 31、长协交易占比维持 75%以上（万亿度）.-28-图 32、2022年电力市场交易类别及占比.-29-图 33、容量电价与电量电价关系图.-31-图 34、全社会用电量结构.-33-图 35、各产业&居民用电量累计同比.-33-图 36、全国电网单月最大负荷变化情况（GW）.-33-图 37、国内电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）.-33-图 38、华东电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）.-33-图 39、南方电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）.-34-图 40、华中电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）.-34-图 41、2021年以来缺电原因梳

12、理.-34-图 42、分省总装机容量（GW）.-35-图 43、分省火电装机容量及占比（GW，%）.-35-图 44、分省水电装机容量及占比（GW，%）.-35-图 45、分省新能源装机容量及占比（GW，%）.-35-图 46、已建成特高压输电通道.-36-图 47、“十四五”跨省跨区输电通道.-36-图 48、各省电力缺口测算（亿度）.-36-图 49、各省用电量同比增速（2016-2022年）.-37-图 50、中国大陆各省份电力供需形势预测（2023-2024 年）.-37-图 51、华中电网出力缺口测算（万千瓦）.-38-图 52、电源投资额累计同比：火电电源投资额于 2021H2 快

13、速启动.-39-图 53、火电电源投资完成额：2022 年累计投资额已为 2017 年以来新高（亿元）.-39-图 54、煤电新增装机容量（GW）.-39-图 55、煤电累计装机容量（GW）.-39-图 56、国内煤电服役年限分布.-39-图 57、计划与实际淘汰小火电机组容量（GW）.-39-图 58、2022年新核准火电项目主要布局省份（万千瓦）.-40-图 59、2022年新核准火电项目主要投资主体（万千瓦）.-40-图 60、华能国际装机量概览（万千瓦）.-41-图 61、华能国际上网电量概览（亿度）.-41-图 62、华能国际火电利用小时数（h）.-41-图 63、华能国际综合上网电

14、价（元/度）.-41-图 64、华能国际归母净利润概览（亿元）.-42-图 65、华能国际现金流净额概览（亿元）.-42-图 66、华能国际 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-42-图 67、华能国际毛利率、净利率概览（%）.-42-图 68、华电国际装机量概览（万千瓦）.-43-图 69、华电国际上网电量概览（亿度）.-43-图 70、华电国际火电利用小时数（h）.-43-图 71、华电国际综合上网电价（元/度）.-43-图 72、华电国际归母净利润概览（亿元）.-43-图 73、华电国际现金流净额概览（亿元）.-43-图 74、华电国际 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-44-

15、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -4-行业深度研究报告行业深度研究报告 图 75、华电国际毛利率、净利率概览（%）.-44-图 76、国电电力装机量概览（万千瓦）.-44-图 77、国电电力上网电量概览（亿度）.-44-图 78、国电电力火电利用小时数（h）.-45-图 79、国电电力综合上网电价（元/度）.-45-图 80、国电电力归母净利润概览（亿元）.-45-图 81、国电电力现金流净额概览（亿元）.-45-图 82、国电电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-45-图 83、国电电力毛利率、净利率概览（%）.-45-图 84、大唐发电

16、装机量概览（GW）.-46-图 85、大唐发电火电上网电量概览（亿度）.-46-图 86、大唐发电火电利用小时数（h）.-46-图 87、大唐发电综合上网电价（元/度）.-46-图 88、大唐发电归母净利润概览（亿元）.-46-图 89、大唐发电现金流净额概览（亿元）.-46-图 90、大唐发电 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-47-图 91、大唐发电毛利率、净利率概览（%）.-47-图 92、内蒙华电装机量概览（GW）.-47-图 93、内蒙华电上网电量概览（亿度）.-47-图 94、内蒙华电火电利用小时数（h）.-48-图 95、内蒙华电综合上网电价（元/度）.-48-图 96、内

17、蒙华电归母净利润概览（亿元）.-48-图 97、内蒙华电现金流净额概览（亿元）.-48-图 98、内蒙华电 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-48-图 99、内蒙华电毛利率、净利率概览（%）.-48-图 100、粤电力 A装机量概览（万千瓦）.-49-图 101、粤电力 A火电上网电量概览（亿度）.-49-图 102、粤电力 A火电利用小时数（h）.-49-图 103、粤电力 A综合上网电价（元/度）.-49-图 104、粤电力 A归母净利润概览（亿元）.-50-图 105、粤电力 A现金流净额概览（亿元）.-50-图 106、粤电力 AROE（加权）、资产负债率概览（%）.-50-图

18、107、粤电力 A毛利率、净利率概览（%）.-50-图 108、浙能电力装机量概览（GW）.-51-图 109、浙能电力火电上网电量概览（亿度）.-51-图 110、浙能电力火电利用小时数（h）.-51-图 111、浙能电力火电上网电价（元/度）.-51-图 112、浙能电力归母净利润概览（亿元）.-51-图 113、浙能电力现金流净额概览（亿元）.-51-图 114、浙能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-52-图 115、浙能电力毛利率、净利率概览（%）.-52-图 116、皖能电力装机量概览（GW）.-52-图 117、皖能电力火电上网电量概览（亿度）.-52-图 118、皖能

19、电力火电利用小时数（h）.-53-图 119、皖能电力火电上网电价（元/度）.-53-图 120、皖能电力归母净利润概览（亿元）.-53-图 121、皖能电力现金流净额概览（亿元）.-53-图 122、皖能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-53-图 123、皖能电力毛利率、净利率概览（%）.-53-图 124、江苏国信装机量概览（GW）.-54-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -5-行业深度研究报告行业深度研究报告 图 125、江苏国信上网电量概览（亿度）.-54-图 126、江苏国信火电利用小时数（h）.-54-图 127、江苏国信综

20、合上网电价（元/度）.-54-图 128、江苏国信归母净利润概览（亿元）.-54-图 129、江苏国信现金流净额概览（亿元）.-54-图 130、江苏国信 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-55-图 131、江苏国信毛利率、净利率概览（%）.-55-图 132、宝新能源装机量概览（GW）.-55-图 133、宝新能源火电上网电量概览（亿度）.-55-图 134、宝新能源火电利用小时数（h）.-56-图 135、宝新能源火电上网电价（元/度）.-56-图 136、宝新能源归母净利润概览（亿元）.-56-图 137、宝新能源现金流净额概览（亿元）.-56-图 138、宝新能源 ROE（加权）

21、、资产负债率概览（%）.-56-图 139、宝新能源毛利率、净利率概览（%）.-56-图 140、晋控电力装机量概览（GW）.-57-图 141、晋控电力上网电量概览（亿度）.-57-图 142、晋控电力火电利用小时数（h）.-57-图 143、晋控电力综合上网电价（元/度）.-57-图 144、晋控电力归母净利润概览（亿元）.-57-图 145、晋控电力现金流净额概览（亿元）.-57-图 146、晋控电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-58-图 147、晋控电力毛利率、净利率概览（%）.-58-图 148、建投能源装机量概览（GW）.-58-图 149、建投能源上网电量概览（亿度）

22、.-58-图 150、建投能源利用小时数（h）.-59-图 151、建投能源火电上网电价（元/度）.-59-图 152、建投能源归母净利润概览（亿元）.-59-图 153、建投能源现金流净额概览（亿元）.-59-图 154、建投能源 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-59-图 155、建投能源毛利率、净利率概览（%）.-59-图 156、京能电力装机量概览（GW）.-60-图 157、京能电力上网电量概览（亿度）.-60-图 158、京能电力利用小时数（h）.-60-图 159、京能电力综合上网电价（元/度）.-60-图 160、京能电力归母净利润概览（亿元）.-60-图 161、京能电

23、力现金流净额概览（亿元）.-60-图 162、京能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-61-图 163、京能电力毛利率、净利率概览（%）.-61-图 164、上海电力装机量概览（GW）.-61-图 165、上海电力火电上网电量概览（亿度）.-61-图 166、上海电力利用小时数（h）.-62-图 167、上海电力综合上网电价（元/度）.-62-图 168、上海电力归母净利润概览（亿元）.-62-图 169、上海电力现金流净额概览（亿元）.-62-图 170、上海电力 ROE（加权）、资产负债率概览（%）.-62-图 171、上海电力毛利率、净利率概览（%）.-62-表目录表目录 请务

24、必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -6-行业深度研究报告行业深度研究报告 表 1、火电行业央企集团与部分地方国企资产概览（数据截至 2021年底）.-12-表 2、国内煤炭产量、进口量、出口量、表观消费量梳理（百万吨）.-15-表 3、我国煤炭进口相关重要国际影响因素梳理.-16-表 4、煤炭价格分类.-20-表 5、电煤长协定价公式梳理.-21-表 6、2022 年煤炭保供政策梳理.-21-表 7、2023 年最新电力供需结构测算.-23-表 8、国内 2023年火电发电量增速弹性测算（横轴为全社会用电量增速，纵轴为水电发电量增速）.-23-表 9、政

25、策逐步构建多层次统一电力市场体系.-24-表 10、煤电标杆上网电价调整情况.-25-表 11、2022-2023年各省年度交易电价（元/度）.-26-表 12、重点火电省份电价上浮情况（元/度）.-26-表 13、近 6 个月各省代理购电价格（元/度）.-27-表 14、分时电价种类.-27-表 15、现货交易相关政策.-30-表 16、国内主要灵活性改造或辅助服务相关政策梳理.-31-表 17、用电量各季度分布（亿度）.-32-表 18、2022年装机规模 200 万千瓦及以上的煤电新核准项目梳理.-40-表 19、火电上市企业估值表（亿元）（截至 2023 年 3 月 3 日）.-63-

26、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -7-行业深度研究报告行业深度研究报告 报告正文报告正文 1、火电行业概览、火电行业概览 1.1、行业发展回顾、行业发展回顾 火电火电在我国电力系统中仍占据主导位置，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年完成厂网分离并塑造当前行业格局。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

27、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。图图 1、煤电产业链示意、煤电产业链示意 资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理 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煤价分别经历计划定价、

28、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。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 请

29、务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -8-行业深度研究报告行业深度研究报告 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。图图 2、国内、国内 2011 年以来历次火电电价与电煤价格政策变化梳理年以来历

30、次火电电价与电煤价格政策变化梳理 资料来源：发改委官网，政府官网，兴业证券经济与金融研究院整理 1.2、国内电力结构概况、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。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

31、均利用小时数则由 4885h 下降至 4379h。电价电价煤炭煤炭2011 20122011 200000020202020222发改价格发改价格20101号号：考虑煤炭价格上涨对火电成本的影响，上调上调山西等15个省统调火电上网电价。发改价格发改价格20942号、号、20908号、号、208号、号、20105号号：四次下调下调燃煤发电上网电价。疏导燃煤发

32、电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾、推进煤电价格联动。发改价格发改价格20152号号：上调上调燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。20182018年年政府工作报告政府工作报告：一般工商业电价下调下调10%。20192019年年政府工作报告政府工作报告：一般工商业电价再下调下调10%。20202020年年政府工作报告政府工作报告：一般工商业电价再下调下调5%。2022年市场电由折价转为溢价，多数地区市场电价顶格市场电价顶格上浮。上浮。20122012年：国务院年：国务院关于深化电煤市关于深化电煤市场化改革的指导意场化改革的指导意见见：取消电煤价取消电煤价格双轨制格双轨制

33、，完善煤电价格联动机制。20162016年：年：国家发改委鼓国家发改委鼓励签订中长期合同励签订中长期合同，11月神华集团、中煤能源集团和华电集团、国家电投集团签订了中长期合同。20222022年国家发改委年国家发改委关于进关于进一步完善煤炭市场价格形成一步完善煤炭市场价格形成机制的通知机制的通知：提出秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长中长期交易价格每吨期交易价格每吨元元（含税）较为合理。发改委发改委201130201130号，号，12年1月1日起秦皇岛港等主秦皇岛港等主要港口要港口55005500大卡大卡电煤平仓价不超电煤平仓价不超过过800800元元/吨吨。请务必阅

34、读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -9-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 3、国内各电源类型发电量结构历年变化国内各电源类型发电量结构历年变化 图图 4、国内各电源类型装机量结构历年变化国内各电源类型装机量结构历年变化 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：中电联，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 火电电量变化三大特征：火电电量变化三大特征：1）发电总量仍处增长态势、）发电总量仍处增长态势、2）与经济敏感度较高；）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灵活性优势令火电利用小时与清洁电源呈现“此消彼长此消

35、彼长”态势。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。图图 5、国内各电源类型发电量及其增速（亿度）、国内各电源类型发电量及其增速（亿度）

36、资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 0%20%40%60%80%100%2000200042005200620072008200920000022火电水电核电风电太阳能其他电源合计0%20%40%60%80%100%2008200920000022火电水电核电风电太阳能其他电源合计-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%00000

37、40000500006000070000200042005200620072008200920000022火电发电量水电发电量核电发电量风电发电量太阳能发电量yoy：火电发电量yoy：水电发电量yoy：核电发电量yoy：风电发电量yoy：太阳能发电量 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -10-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 6、全社会用电量同比增速与火电发电量增速对全社会用电量同比增速与火电发电量增速对比比 图图 7、国内火电与清洁能

38、源类型国内火电与清洁能源类型（除核电外除核电外）历年历年平均利用小时数（单位：平均利用小时数（单位：小时小时）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 1.3、火电行业格局、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

39、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：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）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，

40、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。中国华电集团有限公司（简称中国华电集团有限公司（简称中国华电）中国华电）：中国华电是 2002 年底国家电力体制改革组建的国有独资发电企业，属于国务院国资委监管的特大型中央企业，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发以及相关专业技术服务。近年来，公司加快结构调整，综合实力不断增强，行业地位明显-5.0%0.0%5.0%10.0%15.

41、0%20.0%20042005200620072008200920000022yoy：全社会用电量yoy：火电发电量4885 4865 5031 5305 4982 5012 4739 4364 4165 4209 4361 4307 4216 4448 4379 3589 3328 3404 3019 3591 3318 3669 3590 3621 3579 3613 3697 3827 3622 3412 00400050006000200820092001

42、320002020212022火电水电风电太阳能 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -11-行业深度研究报告行业深度研究报告 提升，2021 年在世界 500 强排名 352 位。公司电力资产分布在全国 30 多个省、自治区和直辖市。截至 2021 年末，中国华电可控装机容量达到 17872 万千瓦，其中火电组装机容量 12049 万千瓦。中国大唐集团有限公司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

43、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。国家能源投资集团有限责任公司（简称国家能源集团）国家能源投资集团有限责任公司（简称国家能源集团）：于 2017 年 11 月正式成立

44、，起源于原华能精煤公司。1995 年，国务院同意在华能精煤公司的基础上组建神华集团，与中国华能集团公司脱钩。2004 年，神华集团重组改制，开始涉足电力业务。2017年 8月，国务院同意国电集团与神华集团合并重组，神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司，作为重组后的母公司，吸收合并国电集团。国家能源集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务，产业分布在全国 31 个省区市以及美国、加拿大等 10 多个国家和地区，是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。2021 年，国家能源集团资产总额 18976亿元，营业总收入 6908亿元，净利润 618亿元，煤炭

45、产量 5.7 亿吨，发电装机容量 27086万千瓦，火电装机容量 19358万千瓦。国家电力投资集团有限公司（简称国家电投）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

46、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。华润电力控股有限公司（简称华润电力）：华润电力控股有限公司（简称华润电力）：1994 年，华润集团开始涉足电力行业，2001 年 8 月，华润集团在香港注册成立华润电力。公司在 2006 年以前，一直经 请务必阅读正文之后的信息披

47、露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -12-行业深度研究报告行业深度研究报告 营单一火电业务，项目选址集中在广东、江苏、浙江、河南等电力负荷中心较高省份；2006 年后，华润电力逐步开始向风电、气电、水电领域进军，尤其是风电为公司大力发展的领域；进入“十三五”时期，公司将发展重心全面转向新能源，大幅增加风电光伏投入。2021 年末，公司合计装机容量 4799.7 万千瓦，火电装机 3255.6万千瓦。表表 1、火电行业央企集团与部分地方国企资产概览（数据截至、火电行业央企集团与部分地方国企资产概览（数据截至 2021 年底）年底）资产总额资产总额（亿元，（亿元，2021 年）年

48、）负债率负债率 净利润净利润（亿元（亿元,2021 年）年）装机规模装机规模（GW）火电装机火电装机（GW）国家能源集团 18976 58.93%618.02 270.86 193.58 国家电投集团 14911 73.84%43.55 195.44 83.34 华能集团 13399 72.74%90.57 205.92 140.06 华电集团 9480 69.95%25.37 178.72 120.49 中国大唐 8302 75.77%-248.06 160.06 105 华润电力 2347 62.75%13.01 47.99 32.55 广东能源集团 1952 62.57%-38.32 4

49、0.24 32.80 浙能集团 2979 54.43%29.21 35.69 31.64 京能集团 4001 64.80%40.01 34.34 17.14 资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：均为控股装机容量。图图 8、截至截至 2021年末，央企集团火电装机行业占比年末，央企集团火电装机行业占比 图图 9、五大集团近年总装机规模（五大集团近年总装机规模（GW）资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 1.4、资产属性与板块估值核心影响因素分析、资产属性与板块估值核心影响因素分析 成本

50、敏感型行业，重资产运营可提供现金流优势。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。14.93%6.43%10.80%9.29%8.10%2.51%2.53%2.44%1.32%41.66%国家能源集团国家电投集团华能集团华电集团中国大唐华润电力广东能源集团浙能集团京能集团其他05

51、00300国家能源集团国家电投集团华能集团华电集团中国大唐20021 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -13-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 10、火电盈利敏感因子分析、火电盈利敏感因子分析煤价、电价、负荷煤价、电价、负荷 资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理 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。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（

52、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。图图 11、申万各行业固定资产占总资产比例申万各行业固定资产占总资产比例 图图 12、浙能电力历年营业成

53、本结构变化浙能电力历年营业成本结构变化 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据截至 2022Q3 资料来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 56.4%0%10%20%30%40%50%60%SW公用事业SW火力发电SW钢铁SW通信SW煤炭SW轻工制造SW建筑材料SW农林牧渔SW电子SW基础化工SW交通运输SW有色金属SW石油石化SW社会服务SW食品饮料SW电力设备SW美容护理SW汽车SW纺织服饰SW机械设备SW医药生物SW国防军工SW环保SW综合SW商贸零售SW传媒SW家用电器SW计算机SW建筑装饰SW房地产SW非银金融SW银行71.6%72.4%79.

54、3%77.3%75.7%73.9%83.2%18.8%18.8%14.4%13.7%14.6%12.4%7.8%5.6%5.9%3.3%4.5%5.1%7.2%4.7%4.0%3.0%3.0%4.6%4.7%6.4%4.4%0%20%40%60%80%100%200021燃料及修理成本折旧职工薪酬其他营业成本 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -14-行业深度研究报告行业深度研究报告 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

55、端整体变化弹性较低。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）

56、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、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、供应端与价格：煤炭进口结构有望恢复 国内供应为主，国内供应为主，2022 年年净净进口煤占表观消费量的进口煤占表观消费量的 6.0%。总量上，国产煤国内煤

57、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。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -15-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 2、国内煤炭产量、进口量、出口量、表观消费量梳理（百万吨）、国内煤炭产量、进口量、出口量、表观消费量梳理（百万吨）数据来源：国家统计局，海关总署，Win

58、d，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：净进口量=进口量-出口量 图图 13、国内原煤产量累计同比（国内原煤产量累计同比（%）图图 14、进口煤总量累计同比（进口煤总量累计同比（%）资料来源：国家统计局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：海关总署，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 印尼、澳洲为主要进口来源，诸多因素阻碍印尼、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。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

59、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%。国内原煤产量yoy：国产原煤进口：煤及褐煤yoy：进口煤及褐煤出口：煤及褐煤表观消费量净进口量/表观消费量2001964.189.6%2.4917.8%90.95875.

60、72-10.1%20021112.9415.4%11.10345.2%83.891040.15-7.0%20031326.7019.2%10.83-2.4%93.931243.60-6.7%20041606.1121.1%18.7673.2%86.611538.26-4.4%20051824.2413.6%26.1739.5%71.731778.69-2.6%20062065.9913.3%38.3646.6%63.302041.05-1.2%20072294.6811.1%51.5934.5%53.172293.09-0.1%20082621.8314.3%43.67-15.4%45.442

61、620.07-0.1%20092964.7713.1%132.55203.5%22.403074.923.6%20103235.009.1%184.5739.2%19.033400.544.9%20113520.008.8%222.3720.5%14.663727.705.6%20123650.003.7%288.5129.7%9.263929.257.1%20133680.000.8%327.0813.4%7.513999.578.0%20143874.005.3%291.22-11.0%5.744159.486.9%20153684.85-4.9%204.06-29.9%5.333883.

62、585.1%20163363.99-8.7%255.5125.2%8.793610.716.8%20173445.462.4%270.906.0%8.173708.197.1%20183545.912.9%281.233.8%4.933822.217.2%20193745.535.6%299.676.6%6.034039.177.3%20203843.742.6%303.991.4%3.194144.547.3%20214071.365.9%323.226.3%2.604391.987.3%20224495.8410.4%293.20-9.3%4.004785.046.0%-20-100102

63、0----------12产量:原煤:累计同比-80-60-40-2002040---------0220

64、22-072022-12进口数量:煤及褐煤:累计同比 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -16-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 15、历年煤炭各主要进口国进口量占比历年煤炭各主要进口国进口量占比 图图 16、各主要历年进口煤炭量（百万吨）各主要历年进口煤炭量（百万吨）资料来源：海关总署，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：海关总署，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 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。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

65、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

66、所带来的增幅预计为 23.5%。表表 3、我国煤炭进口相关重要国际影响因素梳理我国煤炭进口相关重要国际影响因素梳理 国别国别 时间时间 具体内容具体内容 澳大利亚 2020 年底 部分国有能源企业及钢铁厂获通知停止进口澳大利亚煤炭通知停止进口澳大利亚煤炭。2022.5 澳工党政府上台，逐步调整对华关系的政策基调。2022.12 澳外交部长访华，表示希望北京解除对澳出口商品的限制措施希望北京解除对澳出口商品的限制措施。2023.1 中国商务部回应中国企业进口澳大利亚煤炭，系正常商业行为中国企业进口澳大利亚煤炭，系正常商业行为。印度尼西亚 2018 实行面向煤企的“国内市场义务”（DMO）政策，规

67、定煤企必须以不超过煤企必须以不超过 70 美元美元/吨的价格向国内吨的价格向国内市场供应年产量的市场供应年产量的 25%，不遵守规定的企业将被禁止出口或罚款。2021.12.31 因国内煤企未履行DMO政策义务，电厂煤炭库存告急。政府计划在未来一个月内禁止一切形式的计划在未来一个月内禁止一切形式的煤炭出口煤炭出口，包括正在装运以及尚未装运完毕的运煤船，保障本国煤炭供应。2022.1.10 获矿业和交通部门的核准之后，允许 14 艘装载煤炭的船只起航，煤炭出口禁令逐步放开煤炭出口禁令逐步放开。资料来源：财新网，财联社，政府官网，兴业证券经济与金融研究院整理 0%20%40%60%80%100%2

68、00920000022印度尼西亚澳大利亚蒙古俄罗斯其他国家合计050100150200印度尼西亚澳大利亚蒙古俄罗斯其他国家合计200022 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -17-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 17、进口煤价和天然气价格（元进口煤价和天然气价格（元/吨）吨）图图 18、印尼煤炭进口量累计同比已出现修复印尼煤炭进口量累计同比已出现修复 资料来源：百川盈孚，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理

69、资料来源：海关总署，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 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。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

70、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。图图 19、历年国内各主要产煤省原煤产量比例历年国内各主要产煤省原煤产量比例 图图 20、历年国内各主要产煤省原煤产量（亿吨）历年国内各主要产煤省原煤产量（亿吨）资料来源：国家统计局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：国家统计局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 国内煤炭基地形成区块化分布，产能集中于各大优势资源区，同时已加速淘汰国内煤炭基地形成区块化分布，产能集中于各大优势资源区，同时已加速淘汰资源枯竭区域产能。资源枯竭区域产能。依据全国矿产资源规划(20162020

71、 年），国内煤炭主要大型基地为 14 个，主要位于华北、西北地区，合计包含 162 个主要矿区，依照煤炭供给方向可划分为：1)地处中西部，向华东、华北、东北等区域供应（同时承担西电东送北通道供煤任务）：神东、陕北、晋北、晋中、晋东；2）地处东北部，向东北地区供煤：蒙东（东北）；3）地处中东部，向京津冀、中南、华东地区供应：两淮、鲁西、河南、冀中；4）地处西南部，向西南、中南供应（同时02040608090001700Jan-22Jan-22Feb-22Mar-22Mar-22Apr-22May-22May-22Jun-22Jul-22Aug-22Aug-22Sep-22O

72、ct-22Oct-22Nov-22Dec-22Dec-22Jan-23Feb-23动力煤印尼烟煤;Q:5500;A:10;V:41;S:0.6广州港外贸动力煤澳洲烟煤;Q:5500;A:20;V:28;S:0.7广州港外贸到岸价:液化天然气(LNG):中国（右轴）-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%---------11累计同比：印尼煤炭进口量

73、24%24%25%23%20%23%25%25%26%25%26%24%25%25%26%28%29%29%12%14%15%18%20%24%28%30%27%23%24%25%25%26%28%26%26%26%6%7%8%9%10%11%12%13%13%13%14%15%17%18%17%18%17%17%1%1%2%2%3%3%3%4%4%4%4%5%5%5%6%7%8%9%0%20%40%60%80%100%2005200620072008200920000022山西内蒙古陕西新疆贵州安徽其他省

74、份合计02468101214山西内蒙古陕西新疆贵州安徽2000212022 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -18-行业深度研究报告行业深度研究报告 承担西电东送南通道供煤任务）：云贵；5）地处中西部，向西北、华东、中南地区供应：宁东、黄陇。图图 21、国内主要煤炭产地国内主要煤炭产地 资料来源：国家能源局，矿业汇，全国矿产资源规划(20162020 年），煤炭工业发展“十三五”规划，兴业证券经济与金融研究院整理 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。国内煤炭产地与负荷重点地区存

75、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）。其中其中 6条主要重载铁路包含条主要重载铁路包含 A大秦铁路通道大秦铁路通道（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

76、 9000万吨）、D中南铁路通道中南铁路通道（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 浩吉浩吉通道通道（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 兰新线一主两翼兰新线一主两翼（疆煤外送唯一通道）；神东神东,万丽,准格尔,包头,乌海,府谷矿区晋北大同,平朔,朔南,轩岗,河保偏,岚县矿区晋中西山,东山,汾西,霍州,离柳,乡宁,霍东,石隰矿区冀中峰峰,邯郸,邢台,开滦,平原矿区鲁西充州,济宁,新汶,枣膝,龙口,淄博,肥城,巨野,黄河北矿区两淮淮南,淮北矿区黄陇彬长(含水陇),黄

77、陵,旬耀,铜川,蒲白,澄合,韩城,华亭矿区河南鹤壁,焦作,义马,郑州,平顶山,永夏矿区云贵盘县,普兴,水城,六枝,织纳,黔北,庆云,老厂,小龙潭,昭通,镇雄,恩洪,跨竹,药连,古叙矿区宁东石嘴山,石炭笋,红墩子,灵武,鸳鸯湖,横城,韦州,马家滩,积家并,萌城矿区陕北榆神,榆横矿区新疆准东(五彩湾,大井,西黑山和将军庙),伊犁,吐哈,库拜矿区晋东晋城,潞安,阳泉,武夏矿区蒙东五九,准哈诺尔,查干淖儿,吉日嗄郎,哈日高毕,宝日希勒,伊敏,大雁,霍林河,平庄,白音华,胜利,阜新,铁法,沈阳,抚顺,鸡西,七台河,双鸭山,鹤岗矿区 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要

78、声明 -19-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 22、国内主要煤炭铁路港口运输格局、国内主要煤炭铁路港口运输格局 资料来源：兴业证券交运团队整理，兴业证券经济与金融研究院整理 港口港口：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。图图 23、国内煤炭调动与采购方向示意图、国内煤炭调动与采购方向示意图 资料来源：煤炭工业发展“十三五”规划，兴业证券经济与金融研究院整理 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明

79、-20-行业深度研究报告行业深度研究报告 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、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。车板价、平仓价三种类型。1）坑口价：）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：）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

80、等。3）平仓价：）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。表表 4、煤炭价格分类、煤炭价格分类 价格类型价格类型 含义含义 公式公式 坑口价 在煤矿坑口交货的价格 挖煤成本+煤矿利润+税+（不含任何运输费用）车板价 火车装载煤炭，即将发车前的交易价格 坑口价+汽车运费+火车站台费+铁路计划费+税费+平仓价 煤炭在港口装船后的交易价格 包含登船之前发生的所有费用 资料来源：中国煤炭网，国际煤炭网，北极星能源网，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 24、秦皇岛港动力煤市场价（、秦皇岛

81、港动力煤市场价（Q5500，元，元/吨）吨）资料来源：百川盈孚，兴业证券经济与金融研究院整理 2023 年电煤长协价格机制延续，采用年电煤长协价格机制延续，采用“基准基准+浮动浮动”定价。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：）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

82、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：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。05000250030001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2002120222023 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -21-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 5、电煤长协

83、定、电煤长协定价公式梳理价公式梳理 时间时间 政策文件政策文件 基准价基准价 浮动价浮动价 合理价格区间合理价格区间 2016.12 关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录 535 元/吨-规定绿色区域（价格正常）价格上下波动幅度在 6%以内。以 2017 年为例，重点煤电企业动力煤中长期基础合同价为 535 元/吨，绿色区域为 500570 元/吨。2021.12（未实施）2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）700 元/吨(NCEI+BSPI+CCTD+CECI)/4 550-850 元/吨 2022.2 关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 675 元/吨(NCEI+

84、BSPI+CCTD)/3 570-770 元/吨；首次明确晋陕蒙坑口煤长协价合理区间 关于做好 2022 年煤炭中长期合同监管工作的通知 2022.12 2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案 675 元/吨(NCEI+BSPI+CCTD)/3 570-770 元/吨 资料来源：政府官网，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：1、浮动价各指数均取上月最后一期值；2、NCEI、BSPI、CCTD、CECI 分别代表全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD 秦皇岛动力煤综合交易价格指数、中国沿海电煤采购价格综合指数。表表 6、2022 年煤炭保供政策梳理年煤炭保供政策梳理

85、 发布时间发布时间 政策名称政策名称 重点摘要重点摘要 平稳煤价 2022.2.24 关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 合理价格区间合理价格区间：近期阶段较为合理的秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格为每吨 570-770元（含税）；引导煤、电价格主要通过中长期交易形成引导煤、电价格主要通过中长期交易形成：燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。2022.4.30 关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告 国内动力煤领域经营者（包括从事煤炭生产、贸易的经营者

86、），有捏造涨价信息、散布涨价信息、囤积居奇、无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格的行为之一的属于哄抬价格。2022.7.28 关于强化中长期合同管理确保电煤质量稳定的通知 合约规范化合约规范化：供需双方签订中长期合同时，要明确到厂电煤基准发热量范围、硫分等质量标准及供需双方认可的第三方质检机构，未明确的要以补充协议方式明确；煤质要求煤质要求：鼓励实行电煤质量“分质分级”管理，充分体现煤炭“优质优价、低质低价”原则，有效引导市场主体按照约定进行履约，防止出现“签高售低”等行为，保障电煤质量稳定在合理水平。2022.10.28 2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案 履约率履约率：季度、全年

87、履约量必须达到 100%；任务量任务量：不应低于煤企自有资源量的 80%、动力煤资源的 75%增产保供 2022.3.17 2022 年能源工作指导意见 加强煤炭煤电兜底保障能力；统筹资源接续和矿区可持续发展，有序核准一批优质先进产能煤矿；加快推进在建煤矿建设投产，推动符合加快推进在建煤矿建设投产，推动符合条件的应急保供产能转化为常态化产能条件的应急保供产能转化为常态化产能。2022.3.28 关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知 主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内释放煤炭产能年内释放煤炭产能 3亿吨亿吨以上，其中以上，其中 1.5 亿吨来自新投产煤矿，另外亿吨来自新投产煤

88、矿，另外 1.5 亿吨增量则通过产能核亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现；煤炭日产量达到增、停产煤矿复产等方式实现；煤炭日产量达到 1260 万吨以上。万吨以上。2022.5.4 支持煤炭清洁高效利用专项再贷款 中国人民银行增加 1000 亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。新增额度支持领域包括煤炭安全生产和储备，以及煤电企业电煤保供。2022.6.9 关于加强煤炭先进产能核定工作的通知 核增产能煤矿要积极承担电煤增产保供责任，核增产能形成的新增产能必须全部按国家政策签订电煤中长期合同。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读

89、正文之后的信息披露和重要声明 -22-行业深度研究报告行业深度研究报告 2022.10.25 第十次全国深化“放管服”改革电视电话会议重点任务分工方案 在确保安全生产和生态安全的前提下，加快煤矿核增产能相关加快煤矿核增产能相关手续办手续办理，推动已核准煤炭项目加快开工建设理，推动已核准煤炭项目加快开工建设；督促中央煤炭企业加快释放督促中央煤炭企业加快释放先进煤炭产能，带头执行电煤中长期合同先进煤炭产能，带头执行电煤中长期合同。2022.12.30 关于切实做好 2023 年元旦春节期间煤炭供应保障工作的通知 煤炭生产企业提前制定两节和元月份的生产计划，元旦春节期间做到元旦春节期间做到不停工、不

90、停产、供应不断档不停工、不停产、供应不断档，指导各有关方面继续做好 2023 年电煤中长期合同签订工作，并严格执行好电煤中长期合同，督促铁路运输企业切实做好煤炭运输保障。资料来源：政府官网，兴业证券经济与金融研究院整理 2.2、消费侧、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

91、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%。图图 25、历年国内煤炭主要消费路径历年国内煤炭主要消费路径 图图 26、历年电力、供热、炼焦煤用煤量（百万吨）历年电力、供热、炼焦煤用煤量（百万吨）资料来源：国家统计局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：国家统计局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 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

92、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。51.4%52.6%51.5%52.9%52.7%52.2%53.6%55.0%14.4%14.7%14.1%13.7%14.0%14.0%13.0%12.9%3.4%6.1%6.3%7.1%7.2%7.2%7.7%7.0%0%20%40%60%80%100%2000212022电力炼焦煤供热化工建材冶金其他-20%0%20%40%60%80%100%0500025002015

93、200022电力炼焦煤供热yoy：电力（右轴）yoy：炼焦煤（右轴）yoy：供热（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -23-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 7、2023 年最新电力供需结构测算年最新电力供需结构测算 数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 表表 8、国内、国内 2023 年火电发电量年火电发电量增速增速弹性测算弹性测算（横轴为全社会用电量增速，纵轴为（横轴为全社会用电量增速，纵轴为水电发电量增速水电发电量增速）数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与

94、金融研究院整理 3、火电三因子之电价、火电三因子之电价 3.1、煤电上网电价机制复盘：从、煤电上网电价机制复盘：从“计划计划”到到“市场市场”电改持续深化，煤电上网电价转由市场形成。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。总装机量（万千

95、瓦）总装机量（万千瓦）443200968200968220760023760025685825685828555828555833522083522083867083867084202084202084527084527084852084852085保守预期2000020202222023E2023E2024E2024E2025E2025E2026E2026E2027E2027

96、E2028E2028E2029E2029E2030E2030E全社会用电量（亿度）全社会用电量（亿度）5977630776844968449722557225575288372906995225999869998665709YOY（%,右轴）6.66%6.55%8.52%5.56%3.95%10.68%3.90%5.00%5.00%5.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%火电发电

97、量（亿度）火电发电量（亿度）439584395846954979557995279957703577035853629663366243665926059259925599255943959439YOY（%）YOY（%）3.90%3.90%4.91%4.91%7.98%7.98%3.73%3.73%2.22%2.22%9.29%9.29%1.44%1.44%4.60%4.60%1.75%1.75%1.39%1.39%-1.15%-1.15%-1.61%-1.61%

98、-1.37%-1.37%-1.10%-1.10%-0.81%-0.81%占总发电量比重（%）74.26%73.11%72.75%71.49%70.30%69.41%67.77%67.51%65.42%63.17%60.04%56.80%53.87%51.23%48.86%火电装机量（万千瓦）9789999176149YOY（绝对值，万千瓦）554495667505444700500040003000

99、30003000占总装机量比重（%）64.28%62.21%60.22%59.19%56.61%54.58%52.23%49.78%47.34%44.90%42.19%39.78%37.58%35.69%34.02%火电利用小时数测算（小时）43724347448645520739483765362535223433水电发电量（亿度）20343940591421414369YOY（%）-5.47%2.86%1.93%4.60%5.25%-2.

100、47%1.52%6.64%2.42%2.36%2.31%1.13%1.11%1.10%1.09%占总发电量比重（%）17.77%17.15%16.11%15.96%16.16%14.24%13.92%14.13%13.79%13.44%13.22%12.86%12.50%12.15%11.81%水电装机量（万千瓦）33207344437028390924350443504485045350458504635046850YOY（绝对值，万千瓦）54570500500500500500占总

101、装机量比重（%）20.12%19.28%18.56%17.82%16.82%16.45%16.10%14.83%13.67%12.59%11.60%10.79%10.13%9.55%9.05%水电利用小时数测算（小时）329232583205327753331003100核电发电量（亿度）234843662407544923556363637YOY（%）24.53%16.64%18.66%18.34%5.11%11.28%2.52%6.35%5.40%5.12%1

102、3.00%14.38%12.57%11.17%10.05%占总发电量比重（%）3.59%3.93%4.30%4.82%4.88%4.90%4.84%4.90%4.92%4.92%5.35%5.88%6.37%6.81%7.20%核电装机量（万千瓦）336435824466487449895326555458546895499541095411954YOY（绝对值，万千瓦）6482337228300300800010001000占总装机量比重（%）2.04%2.01%2.35%2.43%2.27%2.24%2.16%2.05%1.

103、94%1.97%2.06%2.13%2.20%2.26%2.31%核电利用小时数测算（小时）78297375828000800080008000800080008000风电发电量（亿度）2357747492890643670517YOY（%）13.86%27.53%20.71%9.97%15.89%36.69%21.18%9.09%18.88%18.21%17.00%16.64%14.27%12.49%11.10%占总发电量比重（%）3.57%4.27%4.75%

104、4.95%5.52%6.82%7.95%8.26%9.35%10.53%11.85%13.29%14.60%15.79%16.87%风电装机量（万千瓦）842720983654443444508480084900844YOY（绝对值，万千瓦）72488725046833763690079000010000占总装机量比重（%）8.94%9.19%9.70%10.41%12.79%13.82%14.23%15.21%16.19%17.06%18.

105、12%19.06%19.90%20.63%21.26%风电利用小时数测算（小时）422095020502050205020502050光伏发电量（亿度）6650267921640118561YOY（%）68.44%77.14%50.17%26.63%16.56%25.24%34.70%6.96%31.84%27.78%24.99%21.77%17.88%15.17%13.17%占总发电量比重（%）1.12%1.87%2.58%3.10%3.4

106、8%3.93%5.10%5.19%6.52%7.94%9.54%11.17%12.66%14.02%15.26%光伏装机量（万千瓦）763204639268267771172671YOY（绝对值，万千瓦）349854938530087480008000占总装机量比重（%）4.62%7.31%9.18%10.16%11.52%12.90%15.29%18.13%20.85%23.47%26.03%28

107、.24%30.19%31.88%33.35%光伏利用小时数测算（小时）68000+2%+2%+3%+3%+4%+4%+5%+5%+6%+6%+7%+7%+8%+8%-10%-10%2.53%4.00%5.48%6.95%8.43%9.91%11.38%-6%-6%1.66%3.13%4.61%6.09%7.56%9.04%10.51%-2%-2%0.79%2.27%3.74%5.22%6.69%8.17%9.64%0%0%0.36%1.83%3.31%4.78%6.26%7.73%9.

108、21%+2%+2%-0.08%1.40%2.87%4.35%5.82%7.30%8.77%+6%+6%-0.95%0.53%2.00%3.48%4.95%6.43%7.91%+10%+10%-1.82%-0.34%1.13%2.61%4.09%5.56%7.04%请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -24-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 27、我国上网电价变迁史、我国上网电价变迁史 资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理 表表 9、政策逐步构建多层次统一电力市场体系政策逐步构建多层次统一电力市场体系 时间时间 发文单位发文单位 政策名

109、称政策名称 重要相关内容重要相关内容 2002 年 2 月 国务院 电力体制改革方案 确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则 2004 年 4 月 国家发改委 关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知 对同一地区新投产的同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类)，原则上按同一价格水平核定上网电价；对安装脱硫环保设施的燃煤电对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价，标准由我厂，其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价，标准由我委统一核定公布委统一核定公布。2004 年 12 月 国家发改委 关于建立煤电价格联动机制的意见 根据煤炭价格与电力

110、价格的传导机制，建立上网电价与煤炭价格联动的公式。原则上以不少于原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过均煤价比前一周期变化幅度达到或超过 5%，相应调整电价，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，知道累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。2015 年 3 月 国务院 关于进一步深化电力体制改革的若干意见 确定“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。提出区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体。2019 年 10 月 国家发改委

111、关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见 将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价基准价+上下浮动上下浮动”的市场化价的市场化价格机制格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范浮动幅度范围为上浮不超过围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过、下浮原则上不超过 15%。2021 年 10 月 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 明确燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，同时扩大市场交易电价上下浮动范围，扩大为上下浮动原则上均不超过扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能

112、企，高耗能企业市场交易电价不受上浮业市场交易电价不受上浮 20%限制，电力现货价格不受上述幅度限限制，电力现货价格不受上述幅度限制制。2022 年 1 月 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 加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统 资料来源：国务院，国家发改委，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理 2004-2019 年：年：“燃煤发电标杆上网电价燃煤发电标杆上网电价+煤电价格联动煤电价格联动”机制机制“标杆电价”，政府部门对新投产发

113、电机组按发电类型，分地区核定上网电价电网提供交易平台，收购售差价2004年以前保障居民、农业用电的低价机组外，全部通过市场竞争形成上网电价电力市场化改革前电力市场化改革前电力市场化改革后电力市场化改革后2004年以前年以前上网电价 政府定价 销售电价发电企业电网平台用户售电购电售电购电“一厂一价”，政府部门对每个发电厂进行单独定价发电企业用户售电公司用户买卖双方协商，竞价形成电价电网提供结算平台，收输配电价2004年至年至2019年年电力市场建立后电力市场建立后电网平台售电购电售电购电 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -25-行业深度研究报告行业深

114、度研究报告 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。图图 28、各省燃煤基准电价（元、各省燃煤基准电价（元/千瓦时，含增值税）千瓦时，含增值税）资料来源：国家发改委，兴业证券经济与金融研

115、究院整理 备注：各省燃煤基准电价为最新数据 表表 10、煤电标杆上网电价调整情况煤电标杆上网电价调整情况 年份年份 文件名称文件名称 调整情况调整情况 调整原因调整原因 2005 关于东北（华北、华东、华中、南方、西北）电网实施煤电价格联动有关问题的通知 上调 实施煤电价格联动，解决 2004 年 6 月以来煤价上涨以及取消超发电价对电价的影响 2006 关于调整东北（华北、华东、华中、南方、西北）电网电价的通知 上调 解决煤价上涨以及铁路运价调整对电价的影响 2008 关于提高东北（华北、华东、华中、南方、西北）电网电价的通知 关于提高火力发电企业上网电价有关问题的通知 7 月、8 月两次上

116、调 缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，促进资源节约 2009 关于调整东北（华北、华东、华中、南方、西北）电网电价的通知 部分省份调整 疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展 2010 关于适当调整电价有关问题的通知 上调 补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应 2011 关于适当调整电价有关问题的通知关于调整东北（华北、华东、华中、南方、西北）电网电价的通知 6 月、12 月两次上调 补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应 2013 关于调整发电企业上网电价有关事项的调整 下

117、调 支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造 2014 关于进一步疏导环保电价矛盾的通知 下调 进一步疏导燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾，推进部分地区工商业用电同价 2015 国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知 下调 根据电力体制改革的相关精神和煤电价格联动机制有关规定 2016 关于降低燃煤发电上网电价和一般工下调 根据煤电价格联动机制有关规定 0.4530.450.42980.42070.41610.41550.41530.41430.40120.39490.39460.39320.3910.38440.37790.37490.3740.373

118、10.3670677420.36550.36440.35980.35450.35150.33580.3320.30780.30350.28290.25950.25950.22770.200.250.300.350.400.450.50广东湖南海南广西湖北上海浙江江西四川山东重庆福建江苏安徽河南辽宁黑龙江吉林全国平均天津河北北京陕西贵州云南山西甘肃蒙东蒙西宁夏新疆青海各省燃煤基准电价（元/千瓦时，含增值税）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -26-行业深度研究报告行业深度研究报告 商业用电价格的通知 2017 关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整

119、电价结构的通知 上调 取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难 资料来源：国家能源局，国家发改委，兴业证券经济与金融研究院整理 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：年至今：“基准价基准价+上下浮动上下浮动”市场化机制市场化机制 2019 年起，我国煤电上网电价增添上下浮动部分，其为市

120、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%。表表 11、2022-2023 年各省年度交易电价（元年各省年度交易电价（元/度）度）省份省份 2022 年年度交易价格年年度交易价格 当地基准电价当地基准电价 上浮比例上浮比例 浙江 0.

121、4984 0.4153 20.00%海南 0.5158 0.4298 20.00%河北 0.4373 0.3644 19.99%重庆 0.4756 0.3964 19.98%江苏 0.4667 0.3910 19.36%陕西 0.4215 0.3545 18.90%广西 0.4916 0.4207 16.86%广东 0.4970 0.4530 9.72%省份省份 2023 年年度交易价格年年度交易价格 当地基准电价当地基准电价 上浮比例上浮比例 江苏 0.4666 0.3910 19.35%广东 0.5539 0.4530 22.27%资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理 表表

122、 12、重点火电省份电价上浮情况（元、重点火电省份电价上浮情况（元/度）度）省份省份 燃煤基准电价燃煤基准电价 公司公司 2022 年年 1-6 月平均月平均上网电价（含税）上网电价（含税）1-6 月上浮比例月上浮比例 2022 年年 1-9 月平均上月平均上网电价（含税）网电价（含税）1-9 月上浮比例月上浮比例 广东 0.4530 粤电力 A 0.5427 19.8%0.5429 19.9%广州发展 0.5193 14.6%0.5348 18.1%深圳能源 0.5300 17.0%-江苏 0.3910 江苏国信 0.4650 18.9%-上海 0.4155 申能股份 0.5040 21.3

123、%0.5060 21.8%浙江 0.4153 浙能电力 0.4904 18.1%0.4927 18.6%河北 0.3644 建投能源 0.3937 8.0%0.4309 18.2%湖北 0.4161 长源电力 0.4926 18.4%-资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：粤电力 A、申能股份、浙能电力、建投能源、长源电力电价均为公司平均上网电价，其 2022H1 火电发电量占比分别为95%、85%、100%、100%、92%；广州发展电价为其珠江电厂上网电价；深圳能源电价为其在广东省内煤电机组售电价格；江苏国信电价为其在江苏省内煤电机组平均上网电价。请务必阅读正文之后的信息

124、披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -27-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 13、近、近 6 个月各省代理购电价格（元个月各省代理购电价格（元/度）度）省份省份 代理购电价格代理购电价格 燃煤基燃煤基准电价准电价 近近 6 月平均月平均较基准电价较基准电价浮动比例浮动比例 2022 年年 9月月 2022 年年10 月月 2022 年年11 月月 2022 年年12 月月 2023 年年1 月月 2023 年年 2月月 2209-2302平均平均 重庆 0.4966 0.5439 0.5319 0.5851 0.5670 0.5507 0.5459 0.3964 37

125、.71%湖北 0.5480 0.5498 0.5318 0.5541 0.5656 0.5620 0.5519 0.4161 32.63%山西 0.4150 0.4141 0.4097 0.4494 0.4876 0.4540 0.4383 0.3320 32.02%天津 0.4746 0.4615 0.4753 0.4888 0.4862 0.4942 0.4801 0.3655 31.35%陕西 0.4376 0.5189 0.4483 0.4178 0.4607 0.4660 0.4582 0.3545 29.26%浙江-1-10 千伏及以上工商业 0.5514 0.5505 0.524

126、3 0.4977 0.5446 0.5413 0.5350 0.4153 28.81%青海 0.2771 0.2790 0.3182 0.3238 0.2601 0.2622 0.2867 0.2277 25.93%河南 0.4582 0.4549 0.4676 0.4738 0.4962 0.5023 0.4755 0.3779 25.83%贵州 0.3841 0.4263 0.4606 0.4551 0.4578-0.4368 0.3515 24.26%浙江-不满 1 千伏 0.5466 0.5244 0.5203 0.4968 0.4964 0.5067 0.5152 0.4153 24

127、.05%湖南 0.5125 0.5225 0.5340 0.5741 0.6098 0.5932 0.5577 0.4500 23.93%河北-其他工商业 0.4472 0.4388 0.4355 0.4439 0.4577 0.4804 0.4506 0.3644 23.65%海南-100 千伏安及以上 0.5293 0.5241 0.5234 0.5342 0.5342 0.5284 0.5289 0.4298 23.07%江西 0.4972 0.4972 0.4972 0.4972 0.4956 0.5037 0.4980 0.4143 20.20%安徽 0.4613 0.4613 0.

128、4613 0.4613 0.4613 0.4613 0.4613 0.3844 20.00%吉林 0.4255 0.4489 0.4482 0.4491 0.4610 0.4480 0.4468 0.3731 19.74%福建 0.4528 0.4873 0.4967 0.4904 0.4379 0.4564 0.4703 0.3932 19.60%江苏 0.4650 0.4686 0.4533 0.4658 0.4537 0.4679 0.4624 0.3910 18.26%海南-100 千伏安以下 0.4886 0.4969 0.5168 0.5054 0.5054 0.5173 0.50

129、51 0.4298 17.52%广东 0.5377 0.5115 0.5130 0.4872 0.5599 0.5621 0.5286 0.4530 16.68%北京 0.4218 0.4021 0.4115 0.4237 0.4252 0.4286 0.4188 0.3598 16.40%黑龙江 0.4262 0.4258 0.4258 0.4283 0.4287 0.4287 0.4272 0.3740 14.24%宁夏 0.2996 0.2992 0.3000 0.3008 0.2760 0.2982 0.2956 0.2595 13.92%蒙西 0.3137-0.3351 0.3234

130、 0.3094-0.3204 0.2829 13.26%甘肃 0.3018 0.3356 0.3425 0.3634 0.3655 0.3651 0.3457 0.3078 12.30%辽宁 0.4245 0.4315 0.4177 0.4075 0.4178 0.4224 0.4202 0.3757 11.85%四川 0.3811 0.4150 0.4250 0.4578 0.4530 0.4530 0.4308 0.4012 7.38%河北-不满 1 千伏 0.3814 0.3722 0.3728 0.3833 0.3969 0.3985 0.3842 0.3644 5.43%新疆 0.2

131、583 0.2597 0.2600 0.2617 0.2662 0.2643 0.2617 0.2595 0.85%蒙东 0.3146 0.3085 0.3060 0.3059 0.2975 0.2883 0.3035 0.3035-0.01%山东 0.3995 0.3792 0.3946 0.3729 0.3883 0.3900 0.3874 0.3949-1.89%广西-10千伏及以上 0.3559 0.3797 0.4208 0.4142 0.4587 0.4214 0.4085 0.4207-2.91%广西-不满 1 千伏 0.3517 0.3669 0.4061 0.3917 0.4

132、587 0.4214 0.3994 0.4207-5.06%云南 0.1783 0.1812 0.2437 0.2686 0.2783-0.2300 0.3358-31.51%资料来源：北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理 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

133、，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。表表 14、分时电价种类、分时电价种类 类型类型 峰谷分时峰谷分时 季节性分时季节性分时 丰枯分时丰枯分时 分时标准 每日按时点分 每年按季节分 每年按来水量分 特点 白天、傍晚价格高 夜间价格低 严冬、酷暑价格高 春秋两季价格低 雨季、汛期价格低 其他时节价格高 实施范围 全国 用电季节性差异较大的地区 水电比重较大的地区 资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -28-行业深度研究报告行业深

134、度研究报告 图图 29、我国各省一般工商业用户尖峰低谷、我国各省一般工商业用户尖峰低谷/高峰低谷价差变化（元高峰低谷价差变化（元/度）度）资料来源：北极星储能网，兴业证券经济与金融研究院整理 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，长协占比维持市场化交易电量快速增长，长协占比维持 75%以上。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，

135、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。图图 30、国内市场化交易电量及比例（万亿度）国内市场化交易电量及比例（万亿度）图图 31、长协交易占比维持、长协交易占比维持 75%以上以上（万亿度）（万亿度）资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 1.021.050.540.960.870.890.880.890.980.910.930.980.730.650.740.680.610.620.920.690.540.560.450.300.490.220.000.200.

136、400.600.801.001.20湖南广东上海重庆安徽江苏河南四川浙江广西山东吉林天津陕西黑龙江江西河北山西辽宁蒙东福建北京青海宁夏云南甘肃2022年2月2023年2月0%10%20%30%40%50%60%70%0.01.02.03.04.05.06.02002020212022市场化交易电量市场化交易电量占比（右）77%78%80%79%50%55%60%65%70%75%80%85%02020212022长协交易电量现货电量长协占比 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -29-行业深度研究报告行业深度

137、研究报告 图图 32、2022 年电力市场交易类别及占比年电力市场交易类别及占比 资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 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。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

138、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：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。省间交易（19.7%）直接交易（12.2%）外送交易（86.9%）发电权交易省内交易（80.3%）直接交易（95.2%）发电权交易抽水电量交易其他交易按交易区域绿电交易电网代理购电其他按交易周期中长期市场（7

139、8.81%）现货市场（21.19%)年度电量交易月度电量交易市场化交易（60.8%）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -30-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 15、现货交易相关政策、现货交易相关政策 时间时间 发文单位发文单位 政策名称政策名称 重要内容重要内容 国家指引政策国家指引政策 2017年 8月 国 家 发 改委、国家能源局 关于开展电力现货市场建设试点工作的通知 根据地方政府意愿和前期工作进展，结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山

140、东、福建、四川、甘肃等东、福建、四川、甘肃等 8 个地区作为第一批试点个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。2021年 4月 国 家 发 改委、国家能源局 关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知 电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6 省市为第二批电力现货试点省市为第二批电力现货试点。2022年 11月 国家能源局 电力现货市场基本规则（征求意见稿）电力现货市场监管办法（征求意见稿）（1）第一批试点地区原则上 2022 年开展现货市场长周期连续试运行；2022 年 3 月底前，参与中长期交易的用户侧应

141、全部参与现货交易。（2）第二批试点地区原则上在 2022 底前启动现货市场试运行。（3）其他地区尽快开展现货市场建设工作，原则上要在 2022 年一季度上报现货市场建设方案。省份省份 具体政策及运行情况具体政策及运行情况 重点省份现货交易运行情况重点省份现货交易运行情况 南方（以广东起步）2019年 5月启动现货结算试运行，自 2021年 11 月起连续结算运行。蒙西 2019年 6月，现货模拟试运行正式启动，2022年 6月 1日启动新一轮现货市场连续结算试运行。作为全国首个作为全国首个“单轨制单轨制”电力现货市场，蒙西在新能源参与现货市场、用户侧分区域结算等多方面开展机制创新电力现货市场，

142、蒙西在新能源参与现货市场、用户侧分区域结算等多方面开展机制创新。山西 2022 年 3 月 31 日，在全国率先实现连续平稳试运行一周年。山西集中式现货市场由日前市场和实时市场组山西集中式现货市场由日前市场和实时市场组成，市场架构为成，市场架构为“中长期中长期+现货现货+辅助服务辅助服务”。从2022年7月起，山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）支撑山现货市场连续试运行，文件首次明确虚拟电厂、独立储能企业等参与电力市场的主体定位、交易模式，同时鼓励新能源企业参与市场。山东 截至 2022 年 10 月底，现货市场不间断长周期结算试运行 304 天，累计组织电力中长期交易累计组织电力中长期

143、交易 490 次、交易电量次、交易电量3072 亿千瓦时，平均交易电价亿千瓦时，平均交易电价 0.4737 元元/千瓦时，较燃煤发电基准电价上浮千瓦时，较燃煤发电基准电价上浮 19.96%。四川 2019年 6月现货市场启动模拟试运行。2022年 1月 4日启动电力现货市场长周期连续结算试运行。除了电力现除了电力现货市场运营必需的数据准备、市场申报、竞价出清等功能外，还开发了针对梯级水力货市场运营必需的数据准备、市场申报、竞价出清等功能外，还开发了针对梯级水力-电力耦合约束进行联合电力耦合约束进行联合出清的功能出清的功能。安徽 2022 年 3 月 30 日，安徽电力现货市场模拟试运行正式启动

144、。采用集中式电力市场模式，以采用集中式电力市场模式，以“中长期市场中长期市场+现货现货市场市场”的市场架构，构建的市场架构，构建“以中长期交易规避价格波动风险，以现货交易优化资源配置以中长期交易规避价格波动风险，以现货交易优化资源配置”的电力市场体系。的电力市场体系。辽宁 2022 年 9 月 22 日，辽宁电力现货市场开展第二次正式模拟试运行。价格机制方面，辽宁省现货市场采用辽宁省现货市场采用节点节点边际电价机制定价。起步阶段，中长期市场用户均应参与现货市场。边际电价机制定价。起步阶段，中长期市场用户均应参与现货市场。资料来源：国家发改委，国家能源局，电联新媒，兴业证券经济与金融研究院整理

145、3.3、容量电价或为辅助服务补偿最优解、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。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

146、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。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -31-行业深度研究报告行业深度研究报告 此前火电辅助服务或容量补偿政策更多停留在地方性的维度。如甘肃、山东、内蒙古均提出具体或框架性的辅助服务运行规则与补偿机制，而中央层面暂时并未明确具体的补偿方针或分摊主体。我们认为伴随高比例可再生能源并网及电力市场化程度加深，补偿机制或逐步明确，火电收益有望得以增厚。图图 33、容量电价与电量电价关系图、容量电价与电量电价关系图 资料来源：全球光伏公众号，兴业证券经济与金融研究院整理 表表 16、国内主要灵

147、活性改造或辅助服务相关政策梳理、国内主要灵活性改造或辅助服务相关政策梳理 时间时间 省份或单位省份或单位 政策文件政策文件 灵活性改造或辅助服务相关政策灵活性改造或辅助服务相关政策 2022.11 国家能源局 电力现货市场基本规则（征求意见稿）1）各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。开展现货市场的地区，要做好现货市场与市场化容量补偿机制开展现货市场的地区，要做好现货市场与市场化容量补偿机制的衔接的衔接。2）做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助

148、服务联合出清，加快辅助服务推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导费用向用户侧合理疏导；3）按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制。各地辅助服务及容量电价相关政策各地辅助服务及容量电价相关政策 2022.09 甘肃 甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）明确明确“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的电力辅助服务分担共享机制的电力辅助服务分担共享机制。市场主体包含市场运营机构、电网企业、省内 10 万千瓦及以上火电厂（不含自备电厂）、电网侧储能设施、水电、新能源企业及市场化电力用户。报价模式为“

149、单边竞价，边际出清单边竞价，边际出清”。补偿机制为绿电、水电、火电分摊金额均设置上限，并明确分摊价格，市场初期用户侧分摊上限为 0.01元/度。2022.09 内蒙古 内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则 需求响应优先、有序用电保底。需求响应优先、有序用电保底。响应单元对应响应资源的可响应容量申报补贴单价，单位为元/kWh，交易限价 0-1元/kWh，后期根据情况调整。根据实际响应量与申报响应量的比值，给予不同的补偿强度：1）当实际负荷响应率低于 80%时，响应无效；2）当实际负荷响应率在 80%（含）-120%（含）之间时，按有效响应电力进行补偿；3）当实际负荷响应率在 120%

150、（不含）以上时，120%以内部分按有效响应电力进行补偿，120%-150%部分按有效响应电力乘以 0.8 倍进行补贴。超出 150%部分不予补贴。2022.03 山东 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知(鲁发改价格2022247 号)明确分摊补偿机制，山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组明确分摊补偿机制，山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时 0.0991 元（含税）。补偿机组范围、补偿费用收取（支付）方式等根据山东省电力现货市场交易规则（试行）等规定执行。2022.05 国家发改委 国家能源局

151、关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案 完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。折算储能容量或对应绿电指标折算储能容量或对应绿电指标 2022.08 山东 山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）折算储能容量：折算储能容量：按计划按标准完成灵活性改造任务的煤电机组，以新增深调能力的 10*8 小时折算储能容量，按照储能容量被指比例作为风光项目并网的最优先条件 2022.08 内蒙古 内蒙古通辽十四五能源规划 改造指标指引：改造指标指引：十四五期间

152、全市燃煤发电机组力争完成灵活性改造 300 万两部制电价容量电价固定成本电量电价变动成本发电厂类型投资费用还贷利率折旧方式燃料费用材料费用反映反映影响因素 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -32-行业深度研究报告行业深度研究报告 千瓦，增加系统调节能力 60-80 万千瓦。2022.08 内蒙古 内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022 年版）兑换绿电指标：兑换绿电指标：（1）自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间 1:1 确定新能源规模。（2）配建的新能源要与相应的灵活性制造改造的燃煤电厂

153、实现实质性联营，新能源具体运行模式由发电企业与电网企业协商确定。2022.08 安徽 安徽省能源发展“十四五”规划 改造指标指引：改造指标指引：至 2025 年，完成煤电灵活性改造 2500 万千瓦左右，30 万千瓦以上公用煤电机组全部实现最小 30%技术出力，新增调节能力 270 万千瓦。2022.03 新疆 服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）兑换绿电指标：兑换绿电指标：（1）根据新能源与煤电机组等效出力情况，对计划实施根据新能源与煤电机组等效出力情况，对计划实施灵活性改造的公用机组，按照机组灵活性改造后新增调峰能力的灵活性改造的公用机组，按照机组灵活性改造后新增调峰能力

154、的 1.5 倍倍，配置新能源规模。单个煤电机组规模较小的企业可通过联合体形式计算灵活性改造规模。配置新能源规模=灵活性改造新增调峰能力 1.5；（2）对对主动将燃煤自备机主动将燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规模的模的 1.5 倍配置新能源规模。倍配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。配置新能源规模=转为公用调峰电源机组规模 1.5+继续灵活性改造新增调峰能力 1.5 2021.06 湖北 湖北省 2021 年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）兑换绿电

155、指标：兑换绿电指标：（1）风光火互补基地。按照不超过煤电新增调峰容量（机组灵活性改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量电网常规要求调峰容量（即煤电装机的 50%）的 2.5 倍配置新能源项目；（2）风光火（水）储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的 2 倍配置新能源项目。数据来源：国家发改委官网、国家能源局官网，各省政府官网，各省能源局官网，兴业证券经济与金融研究院整理 4、火电三因子之用电负荷、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、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，从用电结构

156、上，国内用电负荷于年内大体呈现国内用电负荷于年内大体呈现“低低-高高-低低-高高”趋势分布，季度用趋势分布，季度用电差异主要由二产用电量决定。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。表表

157、 17、用电量各季度分布（亿度）、用电量各季度分布（亿度）数据来源：国家能源局，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 Q1Q2Q3Q4趋势趋势Q1Q2Q3Q4趋势趋势Q1Q2Q3Q4趋势趋势Q1Q2Q3Q4趋势趋势总用电量16795 17186 19462 1881315696 17848 20573 2097619219 20119 22312 2144920411 20529 23937 21446第一产业822241272359274第二产业10943 12153 12771 492 13505 1

158、517512627 13988 14370 1515213203 14170 14916 14656第三产业286326863436286926302723364034338744373481居民用电量2829229282426325403520022 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -33-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 34、全社会用电量结构、全社会用电量结构 图图 35、各产业、各产

159、业&居民用电量累计同比居民用电量累计同比 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 36、全国电网单月最大负荷变化情况（、全国电网单月最大负荷变化情况（GW）数据来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 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。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、23

160、6GW；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。图图 37、国内电网各月最大负荷极差持续拉大、国内电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）图图 38、华东电网各月最大负荷极差持续拉大、华东电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 0%20%40%60%80%100%200320042005200620072008200920000022全社会用电量:第一产业全社

161、会用电量:第二产业全社会用电量:第三产业城乡居民生活用电量-20%0%20%40%2000212022全社会用电量:第一产业:累计同比全社会用电量:第二产业:累计同比全社会用电量:第三产业:累计同比城乡居民生活用电量:累计同比6008000M2M3M4M5M6M7M8M9M10M002020203504000200400600800020000192020

162、20212022单月最大负荷最高值单月最大负荷最低值极差（右轴）0500020030040020000022单月最大负荷最高值单月最大负荷最低值极差（右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -34-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 39、南方电网各月最大负荷极差持续拉大、南方电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）图图 40、华中电网各月最大负荷极差持续拉大、华中电网各月最大负荷极差持续拉大（GW）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究

163、院整理 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 4.2、区域电力供需梳理：火电重要性再度凸显、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。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

164、于电力系统的基础抗压能力至关重要。图图 41、2021 年以来缺电原因梳理年以来缺电原因梳理 资料来源：能源新媒，中国新闻周刊，凤凰网，华夏能源网，兴业证券经济与金融研究院整理 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。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020406080020025020000022单月最大负荷最高值单月最大负荷最低值极差（右轴）02040

165、6080020025020000022单月最大负荷最高值单月最大负荷最低值极差（右轴）缺电案例2021.09 东北限电2021.05 广东限电2021.09 云南限电2022.07 川渝限电旱情导致省内水电发力以及云南西送水电电量下降高温导致用电负荷提升高温导致用电负荷提升风况极差导致风电出力不足少雨导致水电出力不足电煤紧缺，火电出力疲软为保山东用电，东北电力外送计划没有调减高温、少雨等极端天气与周边地区暂未建立坚强的互补互济电网外送电刚性执行水电以径流为主，缺乏长时调节能力来水极枯、

166、来风极差、超高温等极端天气情况跨省送电通道建设不足 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -35-行业深度研究报告行业深度研究报告 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。图图 42、分省总装机容量（分省总装机容量（GW）图图 43、分省火电装机容量及占比（

167、分省火电装机容量及占比（GW，%）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据为截至 2022年 12月的 6000千瓦及以上电厂发电设备容量 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据为截至 2022年 12月的 6000千瓦及以上电厂发电设备容量 图图 44、分省水电装机容量及占比（分省水电装机容量及占比（GW，%）图图 45、分省新能源装机容量及占比（分省新能源装机容量及占比（GW，%）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：数据为截至 2022年 12月的 6000千瓦及以上电厂发电设备容量 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院

168、整理 备注：数据为截至 2022年 12月的 6000千瓦及以上电厂发电设备容量 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -36-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 46、已建成特高压输电通道已建成特高压输电通道 图图 47、“十四五”跨省跨区输电通道“十四五”跨省跨区输电通道 资料来源：国家电网有限公司 2020 社会责任报告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：电规总院，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 48、各省电力缺口测算（亿度）各省电力缺口测算（亿度）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：各省电力缺口为其用电量与发电量

169、差额，正值表示电力供应富裕，负值表示电力供应存在缺口。电量为 2022 年数据；各省光伏装机截至到 2022 年 11 月底，其他电源装机截至到 2022年 12 月底。省份省份火电发电量火电发电量火电装机占比火电装机占比 新能源装机占比新能源装机占比 水电装机占比水电装机占比用电量用电量发电量发电量电力缺口电力缺口山东503362%18%1%75595723(1836)广东444162%12%11%78706102(1768)浙江305555%9%12%57994115(1684)江苏474365%20%2%74005831(1569)河北270643%38%3%43443458(886)上

170、海87989%5%0%1746901(845)北京44084%2%8%1281450(831)河南270861%21%4%39083190(718)湖南101945%21%27%22361659(577)重庆75261%9%29%1404956(448)辽宁138358%24%5%25512120(431)江西131455%23%13%19831569(414)天津71084%12%0%991740(251)广西108744%21%29%22172023(194)青海1609%60%28%922860(62)海南24557%18%12%416380(36)福建159249%11%20%2900

171、2883(17)西藏38%27%56%119114(5)黑龙江87761%31%6%1139114910吉林67946%36%16%852993141安徽288363%20%7%29933135142甘肃104534%49%14%湖北159138%18%40%26482986338陕西238863%29%4%23782728350贵州139947%24%28%宁夏172051%43%1%四川79215%6%79%344746341187新疆364757%33%8%346646691203云南45914%12%73%2390374

172、81358山西356265%29%2%272141531432内蒙古522162%35%1%420064402240 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -37-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 49、各省、各省用电量同比增速用电量同比增速（2016-2022 年）年）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 50、中国大陆各省份电力供需形势预测（、中国大陆各省份电力供需形势预测（2023-2024 年）年）资料来源：电规总院，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：红色表示严重缺电区域，黄色表示电力相对紧缺区域，绿色表示电力富余地区。

173、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用电量同比增速用电量同比增速200022北京7.1%4.6%7.1%2.1%-2.3%8.2%3.9%天津0.9%5.5%6.9%2.7%-0.4%7.3%0.9%河北2.8%5.4%6.5%5.2%2.0%9.2%1.2%山西3.5%10.8%8.5%4.7%3.5%11.4%4.3%内蒙2.4%11.0%15.5%8.9%6.8%1.5%6.1%辽宁2.6%4.8%7.8%4.3%0.9%6.3%-1.0%吉林2.4%5.3%6.8%4.0%3.2%4.7%1.1%黑龙江

174、3.2%3.6%4.9%2.2%1.9%7.3%4.6%上海5.7%2.7%2.6%0.1%0.5%11.0%-0.2%江苏6.7%6.4%5.5%2.2%1.7%11.4%4.2%浙江9.0%8.2%8.1%3.8%2.6%14.2%5.2%安徽9.5%7.0%11.1%7.8%5.5%11.9%10.2%福建6.3%7.3%9.5%3.8%3.4%14.2%2.2%江西8.8%9.4%10.4%7.5%5.9%14.5%6.5%山东5.3%0.7%9.0%2.2%1.8%6.4%2.4%河南3.8%5.9%7.9%-1.6%0.8%7.5%7.2%湖北5.9%6.0%10.8%6.9%-3

175、.2%15.3%7.1%湖南3.3%5.7%10.4%6.8%3.5%11.7%3.8%广东5.6%6.2%6.1%5.9%3.4%13.6%0.0%广西1.8%6.1%17.8%12.0%6.2%10.2%-0.9%海南6.1%6.1%7.2%8.5%2.0%11.8%2.6%重庆5.0%7.3%11.8%3.7%2.3%13.0%4.7%四川5.5%5.0%11.5%7.2%8.7%14.3%5.3%贵州5.8%11.5%7.0%4.0%2.9%9.9%0.1%云南-2.0%9.0%9.2%7.9%11.8%5.6%11.8%西藏21.4%18.2%18.6%12.4%6.3%22.6%1

176、7.4%陕西9.6%9.5%6.6%5.6%3.5%12.9%6.3%甘肃-3.1%9.3%10.7%-0.1%6.8%8.7%0.4%青海-3.1%7.8%7.5%-3.0%3.6%15.6%7.6%宁夏1.0%10.3%8.8%1.8%-4.2%11.6%7.9%新疆12.0%11.5%6.9%6.7%4.6%10.8%-0.5%20232024 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -38-行业深度研究报告行业深度研究报告 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

177、、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。图图 51、华中电网出力缺口测算（万千瓦）、华中电网出力缺口测算（万千瓦）资料来源：新华社，四川省电源电网发展规划（20222025年），Wind，兴业证券经济与

178、金融研究院整理与测算 备注：正值表示电力供应富裕，负值表示电力供应存在缺口；风电光伏出力假设为 0；8 月最高负荷假设以 2022 年 8 月华中电网最高负荷为基础计算。4.3、煤电投资回归，主力电源装机需求提升、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。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

179、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。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0%19424507.001753.633000.274246.905493.536740.177986.809233.4310480.0711726.7012973.335%2

180、0395(464.20)782.432029.073275.704522.335768.977015.608262.239508.8710755.5012002.1310%21366(1435.40)(188.77)1057.872304.503551.134797.776044.407291.038537.679784.3011030.9315%22338(2406.60)(1159.97)86.671333.302579.933826.575073.206319.837566.478813.1010059.7320%23309(3377.80)(2131.17)(884.53)362.10

181、1608.732855.374102.005348.636595.277841.909088.5325%24280(4349.00)(3102.37)(1855.73)(609.10)637.531884.173130.804377.435624.076870.708117.3330%25251(5320.20)(4073.57)(2826.93)(1580.30)(333.67)912.972159.603406.234652.875899.507146.1335%26222(6291.40)(5044.77)(3798.13)(2551.50)(1304.87)(58.23)1188.40

182、2435.033681.674928.306174.9340%27194(7262.60)(6015.97)(4769.33)(3522.70)(2276.07)(1029.43)217.201463.832710.473957.105203.7345%28165(8233.80)(6987.17)(5740.53)(4493.90)(3247.27)(2000.63)(754.00)492.631739.272985.904232.5350%29136(9205.00)(7958.37)(6711.73)(5465.10)(4218.47)(2971.83)(1725.20)(478.57)

183、768.072014.703261.3355%30107(10176.20)(8929.57)(7682.93)(6436.30)(5189.67)(3943.03)(2696.40)(1449.77)(203.13)1043.502290.1360%31078(11147.40)(9900.77)(8654.13)(7407.50)(6160.87)(4914.23)(3667.60)(2420.97)(1174.33)72.301318.9365%32050(12118.60)(10871.97)(9625.33)(8378.70)(7132.07)(5885.43)(4638.80)(3

184、392.17)(2145.53)(898.90)347.7370%33021(13089.80)(11843.17)(10596.53)(9349.90)(8103.27)(6856.63)(5610.00)(4363.37)(3116.73)(1870.10)(623.47)75%33992(14061.00)(12814.37)(11567.73)(10321.10)(9074.47)(7827.83)(6581.20)(5334.57)(4087.93)(2841.30)(1594.67)80%34963(15032.20)(13785.57)(12538.93)(11292.30)(1

185、0045.67)(8799.03)(7552.40)(6305.77)(5059.13)(3812.50)(2565.87)85%35934(16003.40)(14756.77)(13510.13)(12263.50)(11016.87)(9770.23)(8523.60)(7276.97)(6030.33)(4783.70)(3537.07)90%36906(16974.60)(15727.97)(14481.33)(13234.70)(11988.07)(10741.43)(9494.80)(8248.17)(7001.53)(5754.90)(4508.27)95%37877(1794

186、5.80)(16699.17)(15452.53)(14205.90)(12959.27)(11712.63)(10466.00)(9219.37)(7972.73)(6726.10)(5479.47)100%38848(18917.00)(17670.37)(16423.73)(15177.10)(13930.47)(12683.83)(11437.20)(10190.57)(8943.93)(7697.30)(6450.67)8月最高负荷增速&容量水电出力能力与最高负荷对于华中电网水电出力能力与最高负荷对于华中电网8月电力缺口的敏感性测算（横轴为水电出力能力：月电力缺口的敏感性测算（横轴为

187、水电出力能力：%；纵轴为；纵轴为8月最高负荷：万千瓦）月最高负荷：万千瓦）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -39-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 52、电源投资额累计同比：火电电源投资额于电源投资额累计同比：火电电源投资额于2021H2 快速启动快速启动 图图 53、火电电源投资完成额：火电电源投资完成额：2022年累计投资额已年累计投资额已为为 2017 年以来新高（亿元）年以来新高（亿元）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 54、煤电新增装机容量（煤电新增装机容量（G

188、W）图图 55、煤电累计装机容量（煤电累计装机容量（GW）资料来源：中电联，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：中电联，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 56、国内煤电服役年限分布国内煤电服役年限分布 图图 57、计划与实际淘汰小火电机组容量（计划与实际淘汰小火电机组容量（GW）资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：十二五时期计划关停 20GW 以上，十三五时期计划关停 20GW 以上。火电新项目核准已快速启动，火电新项目核准已快速启动，2022 年核准规模超年核准规模超 100GW。分省来看，新增火电项

189、目主要布局于广东、安徽、浙江等电力供需关系紧张的省份，华南、华东地区为主，核准火电项目规模分别达 29.36、16.68、10.08GW，占比 27.6%、15.7%、-100%-50%0%50%100%150%总电源投资额累计同比火电投资额累计同比1678 1544 1426 1133 1002 928 1145 1163 1119 858 777 760 553 672 909 020040060080001600180061.87 54.26 58.37 47.88 34.47 34.98 54.02 38.66 35.04 30.56 32.36 40.30 28

190、.05 18.69 00702009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022M11煤电新增装机容量592.15 649 709 754 796 832 900 946 986 1008 1041 1079 1109 1120 0%2%4%6%8%10%12%02004006008001,0001,2002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022M11煤电累计装机容量yoy（右轴）57%34

191、%8%1%不足10年10-20年20-30年超过30年50202076.8332.80100十一五时期十二五时期十三五时期计划关停实际关停 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -40-行业深度研究报告行业深度研究报告 9.5%。分投资主体来看，火电项目主要向大型发电集团、电力需求旺盛的地方电力企业以及具有煤炭资源的企业倾斜。国家能源集团、国电投集团、华能集团分别获核准项目 16.43、10.15、5.78GW，占比 15.4%、9.5%、5.4%；粤电力 A 获14.06GW，占比 13.2%；中煤集团获 4.64GW，占比 4.

192、4%。表表 18、2022 年装机规模年装机规模 200 万千瓦及以上的煤电新核准项目梳理万千瓦及以上的煤电新核准项目梳理 项目项目 是否为二是否为二期项目期项目 核准日期核准日期 省份省份 投资主体投资主体 种类种类 机组容量机组容量（万千瓦）（万千瓦）项目规模项目规模（万千瓦）（万千瓦）哈密至重庆特高压直流工程配套煤电项目 否 2022.9.7 新疆-燃煤 4*100 400 国投钦州电厂三期 2号机组项目 否 2022.1.17 广西 国电投集团 燃煤 4*66 264 阳西电厂二期工程 7、8号机组 是 2022.10.1 广东 广东珠江投资管理集团有限公司 燃煤 2*124 248

193、浙能六横电厂二期工程 是 2022.1.28 浙江 浙能集团 燃煤 2*100 200 广东粤电惠来电厂 5、6号机组扩建工程 是 2022.10.11 广东 粤电力 A 燃煤 2*100 200 国能清远电厂二期扩建工程项目#3、4 号机组 是 2022.10.17 广东 国能集团 燃煤 2*100 200 黄陵矿业店头电厂二期机组扩建项目 是 2022.10.17 陕西-燃煤 2*100 200 淮南平圩电厂四期项目 否 2022.10.29 安徽 国电投集团 燃煤 2*100 200 江西赣能上高清洁煤电项目 否 2022.11.11 江西 赣能股份 燃煤 2*100 200 华能南通（

194、通州湾）大型清洁高效煤电项目 否 2022.11.2 江苏 华能集团 燃煤 2*100 200 北海公司二期燃煤发电机组扩建项目 是 2022.11.24 广西 国能集团 燃煤 2*100 200 中煤集团煤电项目 否 2022.11.3 河南 中煤集团 燃煤 2*100 200 汕尾电厂二期 5、6 号机组扩建工程项目 否 2022.12.21 广东-燃煤 2*100 200 大唐华银株洲近区扩能升级改造项目 否 2022.2.7 湖南 大唐集团 燃煤 2*100 200 国信滨海港清洁高效燃煤发电项目 否 2022.6.8 江苏 江苏国信 燃煤 2*100 200 江西神华九江发电公司二期

195、扩建工程项目 是 2022.8.12 江西 国能集团 燃煤 2*100 200 广东粤电大埔电厂二期工程 是 2022.8.19 广东 粤电力 A 燃煤 2*100 200 广东粤电大埔电厂二期工程项目 是 2022.8.22 广东 粤电力 A 燃煤 2*100 200 茂名博贺电厂 3、4 号机组工程 3号机组 否 2022.8.23 广东 粤电力 A 燃煤 2*100 200 华能海门电厂 5、6 号机组项目 否 2022.8.30 广东 华能集团 燃煤 2*100 200 国家电投江西上饶发电厂新建工程 否 2022.9.13 江西 国电投集团 燃煤 2*100 200 广东陆丰甲湖湾电

196、厂 3、4 号机组扩建工程 是 2022.9.9 广东 粤电力 A 燃煤 2*100 200 资料来源：电力项目圈，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 58、2022年新核准火电项目主要布局省份（万千年新核准火电项目主要布局省份（万千瓦）瓦）图图 59、2022年新核准火电项目主要投资主体（万千年新核准火电项目主要投资主体（万千瓦）瓦）资料来源：电力项目圈，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：电力项目圈，兴业证券经济与金融研究院整理 05000250030003500广东安徽浙江广西江西江苏四川新疆湖北湖南05000国能集团粤电力A国电投集团华能

197、集团华润集团中煤集团大唐集团四川能投华电集团赣能股份 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -41-行业深度研究报告行业深度研究报告 5、火电行业主要上市公司梳理火电行业主要上市公司梳理 1、华能国际华能国际 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

198、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。图图 60、华能国际华能国际装机量概览（万千瓦）装机量概览（万千瓦）图图 61、华能国际华能国际上网电量概览（亿度）上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 62、华能国际华能国际火电利用小时数（火电利用小时数（h）图图 63、华能国际华能国际综合上网电价（元综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 99.29

199、99.29 99.25 102.25 104.36 104.71 60%80%100%2002020212022H1火电风电光伏水电3625.92 3940.00 3751.31 3630.92 4060.04 1791.74 050002500300035004000450050002002020212022H1火电风电光伏水电4149 4340 422240594488003000400050002002020212022H1燃煤机组利用小时数0.4140 0.4185 0.417

200、0 0.4136 0.4319 0.5057 0.300.350.400.450.500.552002020212022H1上网电价（含税）请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -42-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 64、华能国际华能国际归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 65、华能国际华能国际现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 66、华能国际华能国际 ROE（加权）、资产负债

201、率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 67、华能国际华能国际毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 2、华电国际华电国际 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

202、 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。17.9314.3916.8645.65-102.64-39.42-600%-400%-200%0%200%400%-150-02020212022Q1-3归母净利润yoy（右轴）291.97288.92373.24420.5060.33255.83-340.60-205.28-290.34-420.67-426.57-223.68-600-6002002

203、020212022Q1-3经营现金流净额投资现金流净额62.0%64.0%66.0%68.0%70.0%72.0%74.0%76.0%78.0%-25.0%-20.0%-15.0%-10.0%-5.0%0.0%5.0%2002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2002020212022Q1-3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -43-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 68、华电国际华电国际装机量概览（万千

204、瓦）装机量概览（万千瓦）图图 69、华电国际华电国际上网电量概览（亿度）上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 70、华电国际华电国际火电利用小时数（火电利用小时数（h）图图 71、华电国际华电国际综合上网电价（元综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 72、华电国际华电国际归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 73、华电国际华电国际现金流净额概览（亿元）现金流净额概

205、览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 39.00 40.23 43.24 43.16 42.36 42.36 00702002020212022H1燃煤燃气水等可再生能源39.00 40.23 43.24 43.16 42.36 42.36 00702002020212022H1燃煤燃气水等可再生能源4502 4175 4512 4041 4547 2063 004000500020172018

206、20022H1燃煤机组利用小时数0.3984 0.4073 0.4145 0.4044 0.4300 0.5181 0.300.350.400.450.500.552002020212022H1上网电价（含税）4.3016.9534.0741.79-49.6523.25-300%-200%-100%0%100%200%300%400%-60-40-2002040602002020212022Q1-3归母净利润yoy（右轴）127.89178.06213.77252.48-63.5194.26-140.87-164.65-147.

207、86-180.51-63.95-46.98-300-3002002020212022Q1-3经营现金流净额投资现金流净额 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -44-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 74、华电国际华电国际 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 75、华电国际华电国际毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 3、国电电力国电电力 国电

208、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。图图 76、国电电力国电电力装机量概览（万千瓦）装机量概览（万千瓦）图图 77、国电电力国电电力上网电量概览（亿度）上网电量概览（

209、亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%-15.0%-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%2002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2002020212022Q1-3毛利率净利率32.62 34.91 68.74 67.08 77.40 76.46 02040608000212022

210、H1火电水电风电光伏1351.28 1390.70 2799.21 2849.24 3667.83 1728.40 00400050002002020212022H1火电水电风电光伏 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -45-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 78、国电电力国电电力火电利用小时数（火电利用小时数（h）图图 79、国电电力国电电力综合上网电价（元综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理

211、 图图 80、国电电力国电电力归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 81、国电电力国电电力现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 82、国电电力国电电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 83、国电电力国电电力毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 4、大唐发电大唐发电 公司为国内五大电力集团之一的大

212、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4451 4556 4538 4619 5118 2395 004000500060002002020212022H1火电机组利用小时数0.3288 0.3376 0.3329 0.3189 0.3584 0.4400 0.200.250.300.350.400.450.502002020212022H1上网电价（不含税）22.2313.6918.6926.33-18.4550.73-200%-150%-100%-50%

213、0%50%100%150%200%-40-2002040602002020212022Q1-3归母净利润yoy（右轴）197.78231.62337.22365.22241.80390.93-134.66-118.22-114.53-121.88-205.28-344.15-6002002020212022Q1-3经营现金流净额投资现金流净额62.0%64.0%66.0%68.0%70.0%72.0%74.0%76.0%-4.0%-2.0%0.0%2.0%4.0%6.0%2002020212022Q1

214、-3ROE资产负债率（右轴）-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%2002020212022Q1-3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -46-行业深度研究报告行业深度研究报告 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

215、司资产负债率总体维持高位，2022年三季报为 75.32%。图图 84、大唐发电大唐发电装机量装机量概览概览（GW）图图 85、大唐发电火电大唐发电火电上网电量上网电量概览（亿度）概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 86、大唐发电大唐发电火电利用小时火电利用小时数（数（h）图图 87、大唐发电综合上网电价（元大唐发电综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 88、大唐发电归母净利润概览

216、（亿元）大唐发电归母净利润概览（亿元）图图 89、大唐发电现金流净额概览（亿元）大唐发电现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 36.51 50.33 51.28 52.83 52.58 52.58 0204060802002020212022H1火电水电风电光伏其他类型合计1565.81 2171.04 2134.13 2109.41 2117.81 1993.80 05000250020020202120224655 472

217、8 4515 4325 4366 4440045004600470048002002020210.364 0.322 0.382 0.368 0.389 0.461 0.0000.1000.2000.3000.4000.500200202021202217.12 12.35 10.66 30.40-92.64 7.64-100-80-60-40-20020402002020212022Q3归母净利润181.42 193.14 216.70 267.54 82.45 189.05-88.46-150.29-1

218、60.82-140.14-131.15-108.30-3002002020212022Q3经营净现金流投资净现金流 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -47-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 90、大唐发电大唐发电 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 91、大唐发电毛利率、净利率概览大唐发电毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 5、内蒙华电内蒙华电 内蒙华电为华

219、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。图图 92、内蒙华电装机量概览（内蒙华电装机量概览（GW）图图 93、内蒙华电上网电量概览（亿度）内蒙

220、华电上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 626466687072747678-40-30-20-0212022Q3ROE（加权）资产负债率（右轴）-15.00-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.002002020212022Q3毛利率净利率10.08 10.08 11.40 11.40 11.40 11.40 0246800212022H1火电新能源421

221、.45472.43494.42515.47499.75251.54005006002002020212022H1火电新能源 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -48-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 94、内蒙华电火电利用小时数（内蒙华电火电利用小时数（h）图图 95、内蒙华电综合上网电价（元内蒙华电综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 96、内蒙华电内蒙华电归母净利润概览（亿元）归母净利

222、润概览（亿元）图图 97、内蒙华电内蒙华电现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 98、内蒙华电内蒙华电 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 99、内蒙华电内蒙华电毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 6、粤电力粤电力 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

223、三方面的优势。公司为广东能源集团旗下唯一上市电力公3920249882522544894439004000500060002002020212022H1蒙西火电利用小时数华北火电利用小时数0.24210.30910.25640.26020.30870.37200.100.150.200.250.300.350.402002020212022H1上网电价（不含税）5.147.8311.047.594.5215.58-200%0%200%400%600%0501820

224、022Q1-3归母净利润yoy（右轴）33.2432.8438.8239.1330.9444.06-26.70-11.46-25.45-8.02-8.43-6.99-40-2002040602002020212022Q1-3经营现金流净额投资现金流净额0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%2002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%2002020212022Q1-3毛利率净利率

225、请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -49-行业深度研究报告行业深度研究报告 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

226、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。图图 100、粤电力粤电力 A 装机量概览（万千瓦）装机量概览（万千瓦）图图 101、粤电力粤电力 A 火电上网电量概览（亿度）火电上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 102、粤电力粤电力 A 火电利用小时数（火电利用小时数（h）图图 103、粤电力粤电力 A 综合上网电价（元综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，W

227、ind，兴业证券经济与金融研究院整理 1735.01714.01672.01715.02055.02055.0050002500300035002002020212022燃煤发电燃气发电风力发电水力发电生物质发电光伏发电659.69 625.12 600.66 999.83 936.24 0200400600800820022燃煤发电燃气发电4069 4255 4030 3679 4606 300032003400360038004000420044004600480020020202

228、10.452 0.442 0.463 0.468 0.466 0.543 0.4000.4200.4400.4600.4800.5000.5200.5400.5602002020212022H1 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -50-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 104、粤电力粤电力 A 归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 105、粤电力粤电力 A 现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研

229、究院整理 图图 106、粤电力粤电力 AROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 107、粤电力粤电力 A 毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 7、浙能电力浙能电力 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

230、，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。7.43 4.74 11.47 17.46-31.48-17.20-40-30-20-200212022Q3归母净利润36.76 60.00 82.73 62.81-0.40 25.69-32.83-33.10-47.86-81.14-91.31-88.71-150-02020212022Q3经营净现金流投资净现金流0.0020.0040.0060.0080.00

231、-15.00-10.00-5.000.005.0010.002002020212022Q3ROE（加权）资产负债率（右轴）-15.00-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.0025.002002020212022Q3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -51-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 108、浙能电力装机量概览（浙能电力装机量概览（GW）图图 109、浙能电力火电上网电量概览（亿度）浙能电力火电上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济

232、与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 110、浙能电力火电利用小时数（浙能电力火电利用小时数（h）图图 111、浙能电力浙能电力火电火电上网电价（元上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：2018、2019 年公司未披露利用小时数据 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 112、浙能电力归母净利润概览（亿元）浙能电力归母净利润概览（亿元）图图 113、浙能电力现金流净额概览（亿元）浙能电力现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据

233、来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 31.76 31.93 31.70 32.90 3131.53232.533200211088.28 1169.52 1105.86 1069.98 1388.39 1435.40 020040060080008200224264 4378 5379 004000500060002002020210.358 0.361 0.352 0.368 0.436 0.3000.3200.3400.3600.3800.

234、4000.4200.4400.46020021202243.34 40.36 42.93 60.86-8.55 4.57-200204060802002020212022Q3归母净利润-150-02002020212022Q3经营净现金流投资净现金流 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -52-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 114、浙能电力浙能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 115、浙能电力毛利率、净利率概览（

235、浙能电力毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 8、皖能电力皖能电力 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

236、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。图图 116、皖能电力装机量概览（皖能电力装机量概览（GW）图图 117、皖能皖能电力火电上网电量概览（亿度）电力火电上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 0.0010.0020.0030.0040.0050.00-2.000.002.004.006.008.0010.002002020212022Q3ROE（加权）资产负债率（右轴）-5.000.005.0010.0

237、015.0020.002002020212022Q3毛利率净利率6.558.21 8.218.218.2720021总装机量267.55 300.00 372.43 348.97 365.68 00200202021发电量 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -53-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 118、皖能电力火电利用小时数（皖能电力火电利用小时数（h）图图 119、皖能电力火电上网电价（元皖能电力火电上网电价（元/度）度）数据来源

238、：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 120、皖能电力归母净利润概览（亿元）皖能电力归母净利润概览（亿元）图图 121、皖能电力现金流净额概览（亿元）皖能电力现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 122、皖能电力皖能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 123、皖能电力毛利率、净利率概览（皖能电力毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院

239、整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 9、江苏国信江苏国信 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、4201 4436 400044400450020202021火电利用小时0.3400.3500.3600.3700.3800.3900.400201920202021平均上网电价1.32 5.56 7.74 10.14-13.37 4.34-15-10-505820022Q3归母净利润

240、-80-60-40-20020402002020212022Q3经营净现金流投资净现金流0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.00-15.00-10.00-5.000.005.0010.002002020212022Q3ROE（加权）资产负债率（右轴）-15.00-10.00-5.000.005.0010.002002020212022Q3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -54-行业深度研究报告行业深度研究报告 山西两省，其中山西省机

241、组主要分布于煤炭资源丰富的晋北地区，均为紧邻煤矿建设的坑口电厂，煤源保障及燃料成本优势明显；其电力通过“雁淮直流”送电江苏，实现了省际之间的优势互补。截至 2022 年 6 月底，公司在建及核准火电项目规模达 3GW，叠加煤价下行减轻成本端压力，未来电力板块盈利有望改善。此外，公司金融板块以江苏信托为主，联营企业江苏银行（持股 8.17%）、利安人寿（持股 22.79%）为公司带来可观稳定的投资收益。图图 124、江苏国信装机量概览（江苏国信装机量概览（GW）图图 125、江苏国信上网电量概览（亿度）江苏国信上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来

242、源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 126、江苏国信火电利用小时数（江苏国信火电利用小时数（h）图图 127、江苏国信综合上网电价（元江苏国信综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 128、江苏国信归母净利润概览（亿元）江苏国信归母净利润概览（亿元）图图 129、江苏国信现金流净额概览（亿元）江苏国信现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 7.86 7.87

243、9.21 11.19 11.85 11.85 0500212022H1煤电燃机494.75515.02487.72526.12655.63287.04005006007002002020212022H1火电上网电量4,4584,3804,6882,097004000500020022H1火电利用小时数0.39390.38080.39520.45760.200.250.300.350.400.450.5020022H1上网电价（含税）21.80

244、25.5624.0422.74-3.436.10-150%-100%-50%0%50%100%150%-505002020212022Q1-3归母净利润yoy（右轴）32.6130.4646.3182.24-17.1147.91-29.53-66.18-21.77-52.53-6.31-20.50-02020212022Q1-3经营现金流净额投资现金流净额 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -55-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 130、江苏国信江苏

245、国信 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 131、江苏国信毛利率、净利率概览（江苏国信毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 10、宝新能源宝新能源 宝新能源为民营企业宝丽华集团旗下火电运营平台，实控人为叶华能，上市公司体内主要资产为广东梅州荷树园电厂、陆丰甲湖湾电厂等，公司火电装机容为3.47GW，因环评达标，荷树园电厂具备较高上网电价，且地处广东，电力负荷较为稳定。图图 132、宝新能源装机量概览（宝新能源装机量概览（GW）图图 133、宝新能源火电上网电量

246、概览（亿度）宝新能源火电上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%2002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2002020212022Q1-3毛利率净利率1.47 1.47 3.473.473.473.4708200

247、22H1火电装机量126.19 174.33 050202021火电上网电量 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -56-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 134、宝新能源火电利用小时数（宝新能源火电利用小时数（h）图图 135、宝新能源火电上网电价（元宝新能源火电上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 136、宝新能源归母净利润概览（亿元）宝新能源归母净利润概览（亿元）图图 137、宝新能源现金流净额概览（亿元）宝新

248、能源现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 138、宝新能源宝新能源 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 139、宝新能源毛利率、净利率概览（宝新能源毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 11、晋控电力晋控电力 晋控电力前身为山西省漳泽发电厂，于1997年6月在深交所挂牌上市。截至2022年 9 月底，公司控股股东为晋能控股煤业集团（持股 29.43%）

249、，实控人为山西省3833 5305 0040005000600020202021火电利用小时0.600 0.640 0.580.590.60.610.620.630.640.6520202021平均上网电价1.03 4.63 8.83 18.18 8.24 1.90 0500212022Q3归母净利润7.7 9.8 19.0 35.2 14.3 10.3-32.8-21.3 14.8-2.0 0.1-0.9-40-20020402002020212022Q3经营净现金流投资净现金流0.0010.0020.0

250、030.0040.0050.0060.0070.000.005.0010.0015.0020.002002020212022Q3ROE（加权）资产负债率（右轴）0.0010.0020.0030.0040.0050.002002020212022Q3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -57-行业深度研究报告行业深度研究报告 国资委。公司主营业务以“火电+新能源发电”为主，其中所属晋北的火电机组主要分布于控股股东的优质动力煤基地附近，燃煤采购成本占优，叠加同蒲、太焦铁路等运输通道便利，区域性煤电联

251、营的成本效益凸显。此外，受益于山西电力现货交易机制，2021年公司交易电价最高达0.4143元/度，超出标杆电价24.8%，未来有望为公司收入端提供较大弹性。图图 140、晋控电力装机量概览（晋控电力装机量概览（GW）图图 141、晋控电力上网电量概览（亿度）晋控电力上网电量概览（亿度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 142、晋控电力火电利用小时数（晋控电力火电利用小时数（h）图图 143、晋控电力综合上网电价（元晋控电力综合上网电价（元/度）度）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院

252、整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 144、晋控电力归母净利润概览（亿元）晋控电力归母净利润概览（亿元）图图 145、晋控电力现金流净额概览（亿元）晋控电力现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 7.827.827.236.808.80024688201920202021火电装机量新能源装机量253.19278.07311.91313.91356.5200200202021火电上网电量新能源上

253、网电量359844398004000500060002002020210.2750 0.2936 0.3021 0.2829 0.3186 0.250.260.270.280.290.30.310.320.33200202021平均上网电价(15.56)3.19 0.68 2.26 0.04 0.48-200%0%200%400%600%800%1000%1200%1400%-20-15-10-5052002020212022Q1-3归母净利润yoy(右轴)11.58 20.18 22

254、.17 28.44 20.46 9.55(50.80)(6.84)(5.79)(33.04)(18.47)(15.37)-60-40-20020402002020212022Q1-3经营活动产生的现金流量净额投资活动产生的现金流量净额 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -58-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 146、晋控电力晋控电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 147、晋控电力毛利率、净利率概览（晋控电力毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整

255、理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 12、建投能源建投能源 建投能源成立于 1994 年，控股股东为河北建设投资集团（截至 2022 年 9 月底，持股 65.63%），实控人为河北省国资委。公司电力业务以煤电和供热为主，作为河北省重要能源投资主体，2021 年公司装机容量占河北南网统调煤电装机的 25.29%，占北网的 20.10%。地理位置上，河北省处于我国资源负荷双中心，上游靠近煤炭富集区，下游联系京津冀庞大的电力需求，供需端均掌握区位优势。业绩方面，截至 2022Q3，公司资产负债率为 66.50%，前三季度实现归母净利润2.85亿元，较上年度扭亏为盈，净利

256、率回升至 3.22%。图图 148、建投能源装机量概览建投能源装机量概览（GW）图图 149、建投能源上网电量概览建投能源上网电量概览（亿（亿度度）资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 80.0081.0082.0083.0084.0085.0086.00(25.00)(20.00)(15.00)(10.00)(5.00)0.005.0010.002002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）(30.00)(20.00)(10.00)0.0010.0020.0030.00200

257、2020212022Q1-3销售毛利率销售净利率7.87.88.159.159.159.1577.588.599.52002020212022H1总装机（控制运营)325.85383.71371.11365.03362.97178.04005002002020212022H1上网电量 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -59-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 150、建投能源利用小时数（建投能源利用小时数（h）图图 151、建投能源建投能源火电火电上网电价（元上网电价（元/度）度

258、）资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 152、建投能源建投能源归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 153、建投能源建投能源现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 154、建投能源建投能源 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 155、建投能源建投能源毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据

259、来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 13、京能电力、京能电力 京能电力成立于 1999 年 9 月，于 2002 年 4 月在上海证券交易所上市，是京能集团旗下唯一煤电上市平台；截至 2022 年 9 月底，公司控股股东为京能国际（持4946 5234 4996 4671 4261 2089 004000500060002002020212022H1利用小时0.3198 0.3645 0.3661 0.3937 0.20.250.30.350.40.4520022H1火电平均上网结算电价1.68 4.32 6

260、.40 9.25(22.10)2.85-400%-300%-200%-100%0%100%200%-25-20-15-10-505820022Q1-3归母净利润yoy（右轴）12.58 25.66 24.84 26.32 1.48 18.28(15.68)(16.66)(15.11)(21.43)(18.81)(9.49)-30-20-02020212022Q1-3经营活动产生的现金流量净额投资活动产生的现金流量净额0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00

261、%80.00%-25.00%-20.00%-15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%2002020212022Q3加权ROE资产负债率（右轴）-30.00%-20.00%-10.00%0.00%10.00%20.00%30.00%2002020212022Q1-3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -60-行业深度研究报告行业深度研究报告 股 42.86%），实控人为北京市国资委。公司发电业务深耕华北区域，多分布于煤炭资源丰富的内蒙、山西、宁夏地区，在享受“坑口”煤

262、源优势的同时，当地丰富的风光资源亦为公司转型新能源业务提供竞争优势。此外，公司近 50%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发达地区，获取外送高价交易电量；同时蒙西区域亦通过现货交易提升中长期合约电价。图图 156、京能电力装机量概览（、京能电力装机量概览（GW）图图 157、京能电力、京能电力上网上网电量概览（亿度）电量概览（亿度）资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 158、京能电力利用小时数（、京能电力利用小时数（h）图图 159、京能电力综合上网电价（元、京能电力综合上网电价（元/度）度）资料来源：

263、公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 160、京能电力京能电力归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 161、京能电力京能电力现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 10.45 11.46 14.24 16.78 17.14 17.14 02468002020212022H1441.42 441.42 639.02 683.22 665.02 333.77 01

264、002003004005006007008002002020212022H14,703 4,581 4,893 4,742 4,255 38004000420044004600480050002002020210.28530.29610.2690.2770.3330.4090.000.100.200.300.400.502002020212022Q1-400%-300%-200%-100%0%100%-40-30-20-200202021归母净利润yoy（右轴）17.29 24.55

265、42.23 49.85 6.23 48.33(61.59)(51.62)(64.04)(48.87)(34.21)(26.26)-80-60-40-2002040602002020212022Q1-3经营性现金流投资性现金流 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -61-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 162、京能电力京能电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 163、京能电力京能电力毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来

266、源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 14、上海电力、上海电力 上海电力成立于 1998年，控股股东为国家电力投资集团有限公司（截至 2022年9 月底，持股 44.43%），实控人为国务院国资委。公司产业布局深耕上海，主要面向长三角及华东地区，辐射全国，近年来稳步拓展海外。公司聚焦火电主营业务的可持续发展，逐步转型智慧能源，拓展“火电+”领域新兴产业技术。截至2022H1，公司控股的火电装机规模达 1205.42 万千瓦，占比 60.91%；当前正持续推进外高桥、漕泾碳排放监测试点，致力于构建火电厂碳排放核算体系。图图 164、上海电力装机量概览（、上海电力装机量概览（GW）

267、图图 165、上海电力、上海电力火电火电上网电量概览（亿度）上网电量概览（亿度）资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%-20.00%-15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%2002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）-20%-10%0%10%20%2002020212022Q1-3毛利率净利率10.55 10.87 10.93 10.93 11.39 12.05 051015202520

268、02020212022H1火电新能源351.12 408.14 392.30 386.00 449.35 471.52 05003003504004505002002020212022 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -62-行业深度研究报告行业深度研究报告 图图 166、上海电力利用小时数（、上海电力利用小时数（h）图图 167、上海电力综合上网电价（元、上海电力综合上网电价（元/度）度）资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院整理 资料来源：公司公告，兴业证券经济与金融研究院

269、整理 图图 168、上海电力上海电力归母净利润概览（亿元）归母净利润概览（亿元）图图 169、上海电力上海电力现金流净额概览（亿元）现金流净额概览（亿元）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 图图 170、上海电力上海电力 ROE（加权）、资产负债率概览（加权）、资产负债率概览（%）图图 171、上海电力上海电力毛利率、净利率概览（毛利率、净利率概览（%）数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 数据来源：公司公告，Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 3,164 3,231 3,077 2,

270、931 3,136 1,387 050002500300035002002020212022H1利用小时0.47 0.48 0.49 0.50 0.52 0.59 0.300.350.400.450.500.550.600.652002020212022H1上网电价-400%-300%-200%-100%0%100%200%300%-30-20-2002020212022Q1-3归母净利润yoy（右轴）-200-150-02020212

271、022Q1-3经营性现金流投资性现金流71.0072.0073.0074.0075.0076.0077.00-15.00-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.0025.002002020212022Q1-3ROE资产负债率（右轴）-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.0025.0030.002002020212022Q1-3毛利率净利率 请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -63-行业深度研究报告行业深度研究报告 表表 19、火电上市企业估值表、火电上市企业

272、估值表（亿元）（亿元）（截至（截至 2023 年年 3 月月 3 日）日）证券代码证券代码 证券简称证券简称 总市值总市值 归母净利润归母净利润 PE PB(MRQ)净资产净资产 2021 2022E 2023E 2024E 2021 2022E 2023E 2024E 000531.SZ 穗恒运 A 56 1.60 0.80 1.40 2.22 34.7 69.7 39.8 25.1 1.10 51 000600.SZ 建投能源 97(22.10)0.52 4.15 6.36(4.4)187.3 23.5 15.3 0.98 99 600023.SH 浙能电力 327(31.48)(22.3

273、7)13.37 24.00(10.4)(14.6)24.4 13.6 1.51 216 600578.SH 京能电力 499(8.55)7.86 23.54 26.76(58.3)63.5 21.2 18.6 0.79 633 600021.SH 上海电力 220(31.11)7.52 12.33 17.80(7.1)29.2 17.8 12.3 0.98 223 000543.SZ 皖能电力 283(18.93)7.94 14.49 17.34(15.0)35.7 19.6 16.3 1.48 192 600098.SH 广州发展 103(13.37)5.54 7.59 9.29(7.7)1

274、8.6 13.6 11.1 0.82 126 601991.SH 大唐发电 206 2.03 12.28 13.95 15.68 101.8 16.8 14.8 13.2 0.86 241 000690.SZ 宝新能源 537(92.64)1.66 34.36 47.50(5.8)323.2 15.6 11.3 0.90 594 600011.SH 华能国际 130 8.24 2.48 13.37 18.48 15.8 52.5 9.8 7.1 1.16 113 600509.SH 天富能源 1226(102.64)(43.21)83.08 117.95(11.9)(28.4)14.8 10.

275、4 1.20 1024 002608.SZ 江苏国信 77(0.45)(2.10)6.00 7.60(172.6)(36.8)12.9 10.2 1.47 53 600027.SH 华电国际 238(3.43)13.50 21.95 25.46(69.5)17.7 10.9 9.4 0.82 291 600795.SH 国电电力 554(49.65)23.09 50.78 61.28(11.2)24.0 10.9 9.0 0.89 620 600642.SH 申能股份 268 16.42 22.10 30.47 36.71 16.3 12.1 8.8 7.3 0.87 309 600863.S

276、H 内蒙华电 226 4.52 23.60 32.39 37.96 50.1 9.6 7.0 6.0 1.31 173 资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理 备注：业绩预测为 wind 一致预期。6、风险提示风险提示 煤价波动风险：煤价波动风险：煤炭价格波动，加大火电成本波动，影响火电盈利水平；国际能源价格大幅提升：国际能源价格大幅提升：海外能源价格提升，加大国内能源成本波动，影响火电盈利水平；辅助服务政策推进力度不及预期：辅助服务政策推进力度不及预期：辅助服务政策推进缓慢，影响火电作为灵活性电源与基荷电源承担调峰调频等辅助服务的补偿；来水情况不及预期增大火电需求：来水情况不及预期

277、增大火电需求：来水偏枯增加火电需求，若为用电旺季将大幅提升火电负荷；电价市场化交易风险：电价市场化交易风险：上网电价波动影响火电运营商发电收入。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明 -64-行业深度研究报告行业深度研究报告 分析师声明 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。投资评级说明 投资建议的评级标准 类别 评级 说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评

278、级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅。其中：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%15%之间 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%5%之间 减持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无评级 由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给

279、出明确的投资评级 行业评级 推荐 相对表现优于同期相关证券市场代表性指数 中性 相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平 回避 相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数 信息披露 本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录 内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。使用本研究报告的风险提示及法律声明 兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告仅供兴业证券股份有限公司（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。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策

280、并自行承担投资风险，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，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性

281、，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。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，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我

282、们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制

283、于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934 年美国证券交易所第 15a-6 条例定义为本主要美国机构投资者除外）。本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。特别声明 在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司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，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。兴业证券研究 上 海 北 京 深 圳 地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦15层 邮编：200135 邮箱： 地址：北京市朝阳区建国门大街甲6号SK大厦32层01-08单元 邮编：100020 邮箱： 地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T2座52楼 邮编：518035 邮箱：