电力产业专题研究报告：探究火电发展的现在和未来

一、行业发展概况及去产能效果分析

1.火电产业发展情况

火力发电，是通过发电动力装置，将可燃物在燃烧过程中产生的热能转换成电能的一种发电方式。火力发电企业的上游主要为煤炭、石 油、天然气等原材料行业以及发电设备行业，下游产业主要是电网公司、消 费者等流通及应用环节。其中，燃料成本占火电企业发电成本的 65%左右。 火电企业的燃料种类繁多，我国目前火电燃料以电煤为主。

我国煤炭资源丰富，是煤炭生产和消费大国，2018 年全国煤炭查明资源储量达 17086 亿吨，2019 年，中国的电煤产量超过了 38.46 亿吨，再次接近全球煤炭总产量的一半。我国近十年电煤产量保持在 30 亿吨以上，作为我国主要能源和重要原料，煤炭在一次能源的生产和消费构成中始终占据 一半以上比重，由此奠定了火力发电在国内电力行业中的重要地位。

2019 年全球煤炭总产量为 81.29 亿吨，同比上涨 0.5%。在碳排放量方面，2019 年我国碳排放量同样位居全球第一。我国作为最大的发展中国家，2019 年二氧化碳排放量达 98.26 亿吨，大 约等于美国的 2 倍、欧盟的 3 倍、俄罗斯的 4 倍。

在这样的背景下，去产能、降排放便显得具有必要性。中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能 发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。

2.产业政策引导，去产能效果显著

在去产能方面，国务院及各省市出台了一系列煤炭去产能政策。2016 年 2 月 5 日，国务院发布煤炭行业去产能的纲领性文件《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，发改委发布通知进一步明确“276 个工作日”限产政策，并要求各地煤炭行业相关管理机构加强监察，加大休假休息日停产期间的检查力度，确保“276 个工作日”政策的落实。国家能源局发布指导意见要求 2016 年全年力争关闭落后煤矿 1000 处以上，合计产能约 6000 万吨。

供给侧改革以来，我国煤炭生产继续向资源优势区集中。随着山西、陕蒙地区交通条件的改善，以及坑口电厂建设导致产区煤炭消费量的增加，山西、 陕蒙在煤炭产销方面的核心地位已经实现持续强化。通过兼并重组，显着扩大煤炭企业平均规模、数量中低端煤矿数量明显减少，上下 游产业融合度明显提高。

电煤主要上市公司所在地分布中，山西、陕西、内蒙古、 北京等资源优势集中的地区，企业数量集中，在所有电煤企业中占比超 50%。

到“十四五”末，国内煤炭产量目标控制在 41 亿吨左右，煤炭消费量目标控制在 42 亿吨左右。同时要不断优化煤炭资源开发布局，近年来煤炭行业集中度正在不断提升，预计在“十四五”末期，煤炭资源禀赋集中的 14 个煤炭生产基地预计产量将达到 39.6 亿吨左右，占目标产量比 例为 96.6%。其中 2011 年到 2019 年之间，CR5 占比由 24%提升至 32.4%；CR10 占比由 35.6%提升至 44.8%。未来随着指导意见和当前的新 建产能进展，集中度提升速度会不断加速。

在地区分布方面，2020 年以来，新增产能主要集中在陕新等地，新疆优质产能的扩张速度在加快，预计晋陕蒙新等煤炭主产区新增优质产能将继续释放，地区分布集中会是大趋势。在政策引导下，落后煤炭产能还将进一步退出，像部分省份如山东、湖南、江西、重庆等地。从规划中可以看出，未来 产能的增量进一步向晋陕蒙集中。

产能优化的法律政策也在加大问责力度。为“从根本上消除事故隐患”，深化源头治理、系统治理和综合治理，完善和落实责任链条、制度成果、管理办法、重点工程和保障机制。同时，建立安全隐患排查和安全预防控制体系，扎实推进安全生产治理体系和治理能力现代化，进一步提高全国安全生 产整体水平，要加大煤矿产业结构调整力度，到 2022 年全国大型煤矿的占比将达到 70%以上。同时，要不断提高煤矿的机械化、信息化、自动化和智能化水平。使煤 矿采煤、掘井智能化工作面由目前的 280 处增加到 1000 处，这部分煤矿产 能将占到 10 亿至 15 亿吨，全国煤矿的一二级安全生产标准化的占比达到 70%以上。2023 年底要实现全国煤矿数量大幅减少、供给能力大幅 提高、安全生产能力大幅提高的目标。同时继续加强煤矿安全监管执法，加 快推进远程监控系统建设，提高煤矿安全的风险管控能力，进一步提升煤矿安全生产水平。

刑法修正案（十一）新增条款中“有发生重大伤亡事故或者其他严重后果的现实危险的，处一年以下有期徒刑、拘役或者管制”，这是我国刑法第一次对未发生重大伤亡事故或者未造成其它严重后果，但有现实危险的违法行为提出追究刑事责任。

新修订的《中华人民共和国安全生产法》罚款金额上限由 2000 万元提高至 1 亿元，对生产经营单位未采取措施消除事 故隐患的，由现行法规定的先责令整改，拒不整改再责令停产停业整顿并处 罚款，修改为，违法行为一经发现即责令整改并处罚款，拒不整改的，责令 停产停业整顿，拒不停产整顿的，提请地方人民政府予以关闭。

二、电煤价格形成机制

尽管未来一次能源比重下降是整体趋势，但是煤炭行业在能源领域内的地位仍不可替代。从碳达峰目标上看，到 2030 年碳达峰之前，非化石能源占一 次能源的消费比重达到 25%。煤炭资源利用受季节、气候影响的影响较小， 新能源短期内取代煤炭成为基础能源的难度较大，煤炭发展的客观条件依然 存在。因此，通过对火电产业上游的电煤价格形成因素进行分析，对于火电产业的发 展具有必要性。

1、电煤价格：供需格局和生产成本共同影响

煤炭是位于产业链最上游的周期性行业，煤炭企业的生产成本主要取决于资 源禀赋、开采条件等客观因素，自主调整的空间相对有限；煤炭销售价格主要由市场供求关系决定。而电力行业耗煤量占比超 50%，电煤价格与成本和 市场供需密切相关。煤炭的销售价格主要取决于市场供需关系，国务院办公厅发布指导意见提出进一步深化煤炭市场化改革，取消重点合同，至此电煤煤炭价格进入了全面市场化阶段。

回顾我国煤炭历史供需格局，呈现出较大的波动性。2001 年煤炭供需处于平衡状态；此后中国加入世贸组织，煤炭需求高速增长，供给不足造成 2002 年开始出现供需紧张，2004-2007 年供需非常紧张；全球金融危机影响煤炭 需求下，2008-2010 年供需矛盾缓解；2011 年再次达到平衡；需求增速继续 放缓，而产能惯性快速增长导致 2012 年、2013 年开始出现产能过剩； 2014-2015 年出现严重过剩。2016 年，国家出台系列煤炭去产能政策文件， 2016 年 5 月开始，煤炭价格步入上行通道。进入 2021 年，碳中和、碳达峰 相关政策文件逐渐推出，高能耗、高污染煤炭生产监管力度加强，环保减产 力度加强。过去 5 年来，全国煤矿数量由 2015 年底 的超过 1 万处下降到 4700 处左右，单个煤矿平均产能由 58 万吨/年提高到 110 万吨/年以上，已建成年产千万吨级煤矿 50 多处，120 万吨/年及以上绿 色化、智能化、安全有保障的大型煤矿成为煤炭生产的主体，产量占比达 80%以上。当前下游生产需求旺盛。供给相对有限，供需缺口较大，电煤价格处于历史高位。

2021 年上半年电煤价格上升，火电企业盈利显著增长。上半年，通过在建煤矿投产、智能化改造扩能、减产等多种方式，新增优质先进产能 1.4 亿多吨。在建煤矿投产约 9000 万吨/年，在产煤矿将增加产能约 3000 万吨/年。

内蒙古自治区鄂尔多斯市批准露天煤矿临时用地，恢复产能 1800 万吨/年。 目前，已更换产能和正在审批增加产能的煤矿每年超过 4000 万吨。随着用电需求持续旺盛，产能增加速度仍有限，电煤价格也在攀升，今年动力煤价格已 经超 900 元/吨。

电煤企业的业绩增长超出市场预期，已有 17 家公司披露了上半年业绩预告， 业绩预喜的公司有 12 家，占比达 70.59%。其中，美锦能源、昊华能源、兰 花科创、中煤能源、郑州煤电、开滦股份 6 家公司净利润预增达 10 倍以 上。

2、供应：2021 年 3 月以来产量持续负增长

2020 年以来新批复煤矿项目明显减少，有效供给增加难度较大。自供给侧改革重心全面转向加快先进产能建设及释放后，目前就新增产能集中在新疆，尽管疆煤外运通道在持续拓展，但是相比于晋陕蒙 等地，成本、运输距离和时间仍显欠缺，因此新疆煤炭更多以区域特性为主，对全国煤炭市场影响有限。

2021 年 3 月之后，我国煤炭产量持续负增长或 0 增长。最近 2 个月针对 煤炭价格和供给受限，做了一定的调控工作，但因为安全环保等多种因素的 制约，目前为止供给库存偏低的局面并无得到有效改善。

煤炭产能未来随着煤矿在建投产，产能利用率提升，未来供给受限局面有望改 善。在 5 月，因为国内电煤大涨，进口利润拉开，一度出现了阶段性的高进口。近期因为日韩印度需求也在回升，海外价格上涨更快，进口煤到岸成本已经到上升 900-1000 元/吨附近，进口利润已经重新收窄。

由于国内动力煤价格大幅上涨，进口利润捉襟见肘，一度出现进口高位。近期由于日本、韩国、印度等国也出现需求回暖，海外价格上涨较快，进口煤炭成本上涨至 900-1000 元/吨左右。进口利润再次收窄，因此从国际市场运往中国的动力煤显着下降。

3、需求：火电发电量持续增加，相关企业业绩有望高企

今年以来，火电累计发电量同比增长 16%。过去三个月，平均同比增长率一 直在 10%左右。

煤炭产量方面，自今年 3 月以来，一直处于负增长或零增长。供需缺口巨 大。看季节性，8 月份是火电发电高峰，平均发电量比 6 月份高出 10-15%。 根据最新的海外出货量，估计 6 月份依然没有太大的增长。今年以来，火电发电量同比大幅上升， 近两三个月同比保持在 10%左右。从环比来看，未来两个月环比将有 10%的 增长。据火电行业上市公司发布的 2021 年半年度报告，上半年火电企业业 绩修复显著，多家火电企业实现了盈利大幅增长，预计下半年煤价将继续维 持中低位运行，火电企业全年业绩有望维持高企，盈利稳定性有望得到巩 固，或将迎来估值修复。

4、电煤行业：估值偏低，龙头企业寻求转型，各具发展优势

电煤相关上市企业中，按照市值排名，其中前五的龙头 上市企业，分别为中国神华、陕西煤业、中煤能源、兖州煤业和华阳股份。超过千亿市值的企业分别为中国神华和陕西煤业，其中中国神华市值几乎是陕西煤业的 3 倍。

结合其主营业务分析，龙头电煤企业各有发展优势。中国神华作为煤企中的巨无霸企业，其业绩近年来一直趋于稳定，各项财务指标稳中偏好，但由于其业务体量相对较大，当前转型过程相对缓慢。陕西煤业持股赣锋锂业等新能源企业，资源禀赋优异。中煤能源自身的煤化工业务为业绩提供弹性，煤炭产能由提升空间。华阳股份是国内无烟煤的龙头企业，兖州煤业业绩弹性 较好，煤炭、煤化工业务发展势头强劲。

煤炭板块的平均 PE 低于沪深 300，在主要行业中排名相对靠后，对比市值排名靠前的龙头企业，仅有中国神华估值高于行业平均，达到 15.35。

神华作为火电企业的代表之一，其多元化程度高，但其由于业务面相对繁重，一定程度拖累了经营效益，部分财务指标今年略有下滑。

碳中和大方针下，龙头电煤企业也纷纷在寻求发力点和转型点，向新能源等方向转型的意愿强烈。为了应对碳中和政策，企业主要通过以下几点拓宽业务。首先，发展高端煤化工项目，通过技术改造实现能耗降低；其次，自主 经营光伏、风电等产业链的业务；再次，股权投资新能源项目，战略合作增 强自身企业品牌实力；最后部分企业开始进军氢能源、储能等领域，以实现 业务转型。例如，中国神华出资 40 亿元参与设立新能源产业投资基金，参与 风电、光伏、氢能、储能等项目；陕西煤业百亿投资持股隆基股份、赣锋锂 业等新能源产业链公司；兖州煤业致力于氢能源的转型，涉及制氢、储氢、 加氢、氢能源燃料电池、氢能整车等环节。

三、火电产业定价机制及发展机会

1、电力市场定价机制及火电企业盈利情况

盈利因素方面，影响火电企业盈利的主要因素是发电量、上网电价和燃料价格。火电发电量主要影响因素包括市场用电需求和水电发电量。水电是我国第二大主力电源，水电发电量提升可能导致火电发电空间受到挤压，反之亦然。我国火电上网电价目前主要有标杆上网电价和市场化电价两种类型。

国家发改委发布通知对三种不同类型的天然气发 电机组施行不同的上网电价政策。全国多个省（区，市）陆续制定或调整了自己的气电上网电价政策。其中，除了最早执行两部制电价的上海、浙江以外，江苏、河南也从 2019 年起执行两部制电价。国家发改委发布指导意见取消 2004 年以来建立的燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制，提出自 2020 年 1 月 1 日 起，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化电 价机制。现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体 上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或 场内集中竞价等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参 与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。燃煤发电电量 中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。

山东发改委发布通知规定在容量市场运行前，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 0.0991 元/千瓦时，国家发改委、 国家能源局联合发布指导意见要求强化电源侧灵活调节作用，充分发挥流域梯级水电站、具有较 强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调节能力，减轻送受端系统的调 峰压力，力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平。

2、电力市场化推进有助于火电行业回归公用事业属性

一直以来，煤炭价格是影响火电企业盈利水平最为关键的因素。火电企业盈利对成本端的弹性远大于对收入端弹性。新一轮电改提出，放开电价、配售电和发电计划，强化输配电环节管理，有序放开上网电价和销售电价。电力市场化的推进有助于煤炭价格波动及时反映在电价层面，火电企业盈利稳定性有望增 强，使火电行业真正回归公用事业属性。

美国电力价格形成机制：为推进电力市场化改革，美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络，鼓励构建 RTO（区域电网运行中心）或 ISO （独立系统运行中心）来管理整个输电系统运行。此后，美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架，并逐步形成了 PJM、加州、得州、纽约、东 南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等 10 个区域电力市场。从用电量方 面看，全美约 60%的电量通过市场机制竞争形成，其余 40%垄断运营。

美国销售电价主要由发电价格（批发市场电价）、输电价格、配电价格和政 府性基金构成，各环节电价形成机制主要取决于电力市场化程度。杜克能源、南方电力、埃立特和 OGE 能源是美国四家龙头电力企业，其市净率范围 1.3-2.0。我国电力行业龙头公司市净率仅 0.6-0.8，远低于美国。

我们认为，制约我国火电行业估值提升的根本因素在于我国火电企业盈利的 不稳定性。美国电力行业龙头的净利润水平表现出较高的稳定性，而我国的电力龙头华能国际和华电国 际净利润波动幅度较大，这主要是由于我国火电行业企业成本端受煤价影响 严重，而收入端电价受政府管制，成本端的压力无法及时传导到收入端，造 成较大的盈利波动。

四、重点企业分析及发展建议

1、华能国际

公司是华能集团旗下常规能源业务整合的唯一平台。公司装机以火力发电机组为主，与同行业公司对比，公司在装机规模、年发电量上占据绝对的优势，平均上网电价同样位居首位，是火电行业的绝对领军者。截至 21 年上半年末， 公司控股装机 1.14 亿千瓦，其中风电 8601MW，光伏 2702MW，清洁能源装机占 比提升至 21.1%。2021 年 6 月 29 日，华能如东海上风电全部建设完成，总装机 70 万千瓦，系目前国内最大海上风电厂，预计今年 7 月底全部并网发电。 随着公司风光装机不断提升，预计其利润结构还将继续得到优化。

2、华电国际

华电国际是中国最大型的综合性能源公司之一，其主要业务为建设、经营发电 厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目，2020 年及 2021 年第一季度，公司新增水电装机 124MW、风电装机 1287.4MW、光伏装机 80.01MW， 无新增燃煤发电机组且关停燃煤发电机组 75MW，公司装机清洁能源转型趋势明显。

在碳中和大背景下，华电国际转型步伐较快。“十三五”期间，中国华电碳 排放总量年均增幅 2.43%，远低于 3.77%的发电量和 12.8%的供热量年均增 幅；全口径供电碳排放强度较“十二五”末下降 53 克/千瓦时，创历史最好 水平；累计减排二氧化碳 5.5 亿吨，是“十二五”累计减排数量的 2.6 倍。 2020 年，公司清洁能源装机占比达到 43%，同比提高 2.63 个百分点；新能 源投资同比增长 126%，投产容量同比增长 448%，均创历史最高纪录。公司 整体发展势头较好，未来发展空间广阔。

风险提示

海外疫情超预期波动的风险

海外疫情加重，进口煤价受到影响，影响行业供给。

煤炭价格波动风险

煤炭价格大幅上升，将显著影响企业盈利水平。

报告链接：电力产业专题研究报告：探究火电发展的现在和未来

（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。）