火電行業(yè)市場(chǎng)分析2

火電行業(yè)市場(chǎng)分析1、火電行業(yè)概覽1.1、行業(yè)發(fā)展回顧火電在我國(guó)電力系統(tǒng)中仍占據(jù)主導(dǎo)位置，2002年完成廠網(wǎng)分離并塑造當(dāng)前行業(yè)格局?！案幻?、貧油、少氣”的資源稟賦決定了中國(guó)以煤為主的一次能源結(jié)構(gòu)，也使得火電在電力行業(yè)中占據(jù)主導(dǎo)地位。改革開放之前，我國(guó)電力從生產(chǎn)、運(yùn)輸?shù)较M(fèi)，采用完全計(jì)劃的管理模式。改革開放后，為了解決電源不足的主要問題，電力行業(yè)進(jìn)行電力投資體制改革，實(shí)行“集資辦電、多渠道籌資辦電”政策，引入“還本付息電價(jià)”，核定能夠覆蓋融資成本、保障協(xié)議利潤(rùn)的上網(wǎng)電價(jià)、銷售電價(jià)，形成了多家辦電的格局。此后，國(guó)家主導(dǎo)電力行業(yè)“政企分開”，撤銷電力工業(yè)部，成立國(guó)家電力公司。2002年，將國(guó)家電力公司拆分為國(guó)家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司，隨后成立了華能、華電、大唐、國(guó)電（后并入國(guó)家能源集團(tuán)）、中國(guó)電投（后并入國(guó)家電投集團(tuán)）五大發(fā)電集團(tuán)，實(shí)現(xiàn)了“廠網(wǎng)分離”。至此，火電企業(yè)形成了“采煤—發(fā)電—售電”的商業(yè)模式。煤價(jià)分別經(jīng)歷計(jì)劃定價(jià)、指導(dǎo)定價(jià)、市場(chǎng)定價(jià)階段，電價(jià)根基為煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，電價(jià)市場(chǎng)化程度持續(xù)提升。1994年，國(guó)家宣布取消全國(guó)統(tǒng)一的煤炭計(jì)劃價(jià)格，明確電煤仍執(zhí)行指導(dǎo)價(jià)格；2002年，取消電煤政府指導(dǎo)價(jià)，實(shí)行市場(chǎng)定價(jià)；2004年，建立煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，形成電煤價(jià)格“雙軌制”；2005年，《電價(jià)改革辦法》印發(fā)，燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制由事后定價(jià)改為事前核定標(biāo)桿電價(jià)。2012年，國(guó)務(wù)院印發(fā)《關(guān)于深化電煤市場(chǎng)化改革的指導(dǎo)意見》，取消重點(diǎn)電煤合同，實(shí)現(xiàn)電煤價(jià)格并軌；2015年，國(guó)家主導(dǎo)“配售分開”改革，打破電網(wǎng)企業(yè)的售電專營(yíng)權(quán)，向社會(huì)放開配售電業(yè)務(wù)，推進(jìn)建立相對(duì)獨(dú)立運(yùn)行的電力交易機(jī)構(gòu)，形成了完整的輸配電價(jià)體系，有序放開發(fā)用電價(jià)格，推動(dòng)上網(wǎng)、售電環(huán)節(jié)由政府定價(jià)快速向市場(chǎng)定價(jià)轉(zhuǎn)變；2017年，煤炭工業(yè)協(xié)會(huì)推動(dòng)建立煤炭中長(zhǎng)期合同與“基礎(chǔ)價(jià)+浮動(dòng)價(jià)”定價(jià)制度。2021年，國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》，明確燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，通過市場(chǎng)交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)，同時(shí)擴(kuò)大市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍，且現(xiàn)貨交易不受漲跌幅限制。1.2、國(guó)內(nèi)電力結(jié)構(gòu)概況火電仍居支撐性電源地位，但比例與利用率雙重弱化趨勢(shì)顯著。盡管火電的支撐性電源屬性仍較強(qiáng)（國(guó)內(nèi)火電以煤電為主，燃?xì)鈾C(jī)組主要承擔(dān)政策調(diào)峰調(diào)頻職責(zé)），但在結(jié)構(gòu)上，因清潔電源投產(chǎn)的加速與全社會(huì)用電增速的放緩，火電發(fā)電量、裝機(jī)量、利用小時(shí)數(shù)均呈中樞下移態(tài)勢(shì)。2000-2022年，火電發(fā)電量占比由82.0%下降至69.8%，而在2008-2022年間，火電裝機(jī)量占比由76.0%下降至52.0%，同期年平均利用小時(shí)數(shù)則由4885h下降至4379h?；痣婋娏孔兓筇卣鳎?）發(fā)電總量仍處增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)、2）與經(jīng)濟(jì)敏感度較高；3）靈活性優(yōu)勢(shì)令火電利用小時(shí)與清潔電源呈現(xiàn)“此消彼長(zhǎng)”態(tài)勢(shì)?？偭可?，火電發(fā)電量仍保持增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)，2022年全年火電發(fā)電量為58531億度，過去5年間（2017-2022年）復(fù)合增速為4.88%，對(duì)應(yīng)十三五、十二五、十一五、十五期間的電量年化復(fù)合增速分別為4.7%、2.5%、9.4%、14.8%?；痣娫陔娫大w系中居“支撐功能為主、調(diào)節(jié)功能為輔”的地位，因此一方面火電發(fā)電量中樞由全社會(huì)用電量增長(zhǎng)驅(qū)動(dòng)，另一方面受水電、風(fēng)電、光伏等電源所能提供的出力影響，若上述清潔電源當(dāng)期資源條件較差，則火電所需面臨的負(fù)荷往往增大，反之則或減小，“此消彼長(zhǎng)”態(tài)勢(shì)較為顯著。1.3、火電行業(yè)格局五大能源集團(tuán)主導(dǎo)，地方電力集團(tuán)并起，行業(yè)格局已近穩(wěn)態(tài)。五大集團(tuán)占據(jù)半壁江山。2002年電改，國(guó)務(wù)院印發(fā)《電力體制改革方案》，重組原國(guó)家電力公司管理的發(fā)電資產(chǎn)，形成三至四個(gè)各擁有4000萬(wàn)千瓦左右裝機(jī)容量的全國(guó)性發(fā)電企業(yè)，華能直接改組為獨(dú)立發(fā)電企業(yè)。各全國(guó)性發(fā)電企業(yè)占市場(chǎng)份額原則上不超過20%。本次電改后產(chǎn)生的中央直屬五大發(fā)電集團(tuán)火電裝機(jī)量占全國(guó)近一半，是中國(guó)火電行業(yè)的第一陣營(yíng)。第二陣營(yíng)則主要由部分中央企業(yè)及實(shí)力雄厚的地方發(fā)電集團(tuán)構(gòu)成，主要包括華潤(rùn)電力、廣東粵電集團(tuán)、安徽省能源集團(tuán)、北京能源集團(tuán)等。大型火電央企集團(tuán)簡(jiǎn)介：中國(guó)華能集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱中國(guó)華能）：1985年，經(jīng)中央和國(guó)務(wù)院同意，首先成立了華能國(guó)際電力開發(fā)公司，此后，陸續(xù)成立了華能發(fā)電公司、華能精煤公司等專業(yè)性公司。1988年8月，組建華能集團(tuán)，成立中國(guó)華能集團(tuán)公司。1996年，中國(guó)華能進(jìn)入新組建的國(guó)家電力公司，成為其全資子公司。2002年電改拆分原國(guó)家電力公司時(shí)，中國(guó)華能繼承的發(fā)電資產(chǎn)最多，電力裝機(jī)容量常年穩(wěn)居首位（直到國(guó)家能源集團(tuán)成立，被其反超）。2021年末，中國(guó)華能資產(chǎn)總額13399億元，利潤(rùn)總額133億元，公司裝機(jī)容量20592萬(wàn)千瓦，其中火電裝機(jī)容量14006萬(wàn)千瓦。中國(guó)大唐集團(tuán)有限公司：成立于2002年，是中央直接管理的國(guó)有特大型能源企業(yè)，主要業(yè)務(wù)覆蓋電力、煤炭煤化工、金融、環(huán)保、商貿(mào)物流和新興產(chǎn)業(yè)。中國(guó)大唐在役及在建資產(chǎn)分布在全國(guó)31個(gè)省區(qū)市以及境外的緬甸、柬埔寨等國(guó)家和地區(qū)，擁有大唐發(fā)電、華銀電力、桂冠電力等三家A股上市公司；擁有中國(guó)第一家在倫敦、香港、大陸三地上市的上市公司——大唐發(fā)電，以及在香港上市的大唐新能源與大唐環(huán)境，擁有國(guó)內(nèi)在役最大火力發(fā)電廠——內(nèi)蒙古大唐國(guó)際托克托發(fā)電公司，2009年，中國(guó)大唐發(fā)電裝機(jī)規(guī)模突破1億千瓦大關(guān)，成為世界億千瓦級(jí)特大型發(fā)電公司。截至2021年12月末，中國(guó)大唐總裝機(jī)容量16006萬(wàn)千瓦，火電裝機(jī)10500萬(wàn)千瓦。國(guó)家電力投資集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱國(guó)家電投）：前身為中國(guó)電力投資集團(tuán)公司。中國(guó)電力投資集團(tuán)公司是在原國(guó)家電力公司部分企事業(yè)單位基礎(chǔ)上組建的國(guó)有企業(yè)。2015年，國(guó)務(wù)院同意中國(guó)電力投資集團(tuán)公司和國(guó)家核電技術(shù)有限公司（以下簡(jiǎn)稱“國(guó)家核電”）按照平等原則實(shí)施聯(lián)合重組，將國(guó)務(wù)院持有的國(guó)家核電66%的股權(quán)無(wú)償劃轉(zhuǎn)給中國(guó)電力投資集團(tuán)公司持有。重組后中國(guó)電力投資集團(tuán)公司更為名國(guó)家電力投資集團(tuán)公司。國(guó)家電投以電力生產(chǎn)和銷售為主要業(yè)務(wù)，電力銷售收入是公司主營(yíng)業(yè)務(wù)收入的主要來(lái)源。通過調(diào)整產(chǎn)業(yè)布局，形成了以煤炭為基礎(chǔ)、電力為核心、有色冶金為延伸的煤—電—鋁產(chǎn)業(yè)鏈，并向金融、電站服務(wù)等業(yè)務(wù)延伸。作為我國(guó)五大發(fā)電集團(tuán)之一，國(guó)家電投具有較強(qiáng)的規(guī)模優(yōu)勢(shì)；也是最早擁有核電資產(chǎn)的五大發(fā)電集團(tuán)之一。截至2021年，火電總裝機(jī)8,333.63萬(wàn)千瓦，資產(chǎn)主要分布在我國(guó)20個(gè)省區(qū)以及巴基斯坦、土耳其等國(guó)家。致力于火電清潔發(fā)展，持續(xù)推進(jìn)超低排放，降低火電機(jī)組供電煤耗。1.4、資產(chǎn)屬性與板塊估值核心影響因素分析成本敏感型行業(yè)，重資產(chǎn)運(yùn)營(yíng)可提供現(xiàn)金流優(yōu)勢(shì)。火電資產(chǎn)盈利三因子為煤價(jià)、電價(jià)、負(fù)荷，從經(jīng)營(yíng)路徑上看，煤價(jià)與電價(jià)的市場(chǎng)化程度不同，單年內(nèi)煤價(jià)波動(dòng)彈性大幅高于電價(jià)。因此在煤炭供給側(cè)改革帶來(lái)供給增量收縮的背景下，疊加海外煤炭供給受限，用電需求的波動(dòng)傳導(dǎo)至煤炭側(cè)所帶來(lái)的成本上行沖擊，通常將大幅強(qiáng)于電量與電價(jià)上行所帶來(lái)的收益補(bǔ)償，因此火電盈利總體呈現(xiàn)典型的“逆周期”屬性。從火電的成本至收入的經(jīng)營(yíng)路徑上分析：成本端：重資產(chǎn)帶來(lái)現(xiàn)金流優(yōu)勢(shì)，燃料價(jià)格主導(dǎo)成本且彈性較高。主體包含燃料（煤炭、天然氣等）、折舊、直接人工成本等，以資產(chǎn)主體為火電的浙能電力為例（截至2021年底，公司總裝機(jī)容量33.07GW，其中燃煤、燃?xì)鈾C(jī)組分別為28.88、4.03GW），上述三項(xiàng)成本分別占公司當(dāng)年經(jīng)營(yíng)成本的83.15%、7.75%、4.70%。火電為典型的重資產(chǎn)行業(yè)，固定資產(chǎn)占總資產(chǎn)比例為56.4%（2022Q3），大額折舊令火電經(jīng)營(yíng)凈現(xiàn)金流往往大幅高于凈利潤(rùn)。此外，付現(xiàn)成本中，燃料占據(jù)成本端的絕大部分，同時(shí)亦為主要的成本彈性來(lái)源。以煤電為例，其煤炭采購(gòu)路徑包含長(zhǎng)協(xié)煤、現(xiàn)貨煤、進(jìn)口煤，其中后兩者受到供需關(guān)系、流動(dòng)性等因素的影響而易產(chǎn)生較高的價(jià)格彈性。電價(jià)端：市場(chǎng)化比例提高增強(qiáng)電的商品屬性，但長(zhǎng)協(xié)電的存在令電價(jià)端整體變化彈性較低。除政策支持型電廠外，當(dāng)前全部火電已開展市場(chǎng)交易，按時(shí)間維度可將其劃分為年長(zhǎng)協(xié)、月長(zhǎng)協(xié)、現(xiàn)貨。1）年長(zhǎng)協(xié)電量占絕大部分，其定價(jià)總體參考“煤電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制，在各地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)的基礎(chǔ)上在上下20%的區(qū)間內(nèi)浮動(dòng)，以煤價(jià)中樞預(yù)測(cè)為該部分電價(jià)浮動(dòng)比例定調(diào)，輔以供需關(guān)系考量，總體采用鎖量鎖價(jià)的方式，明確各月年長(zhǎng)協(xié)電量比例，企業(yè)的生產(chǎn)計(jì)劃穩(wěn)定性較高；2）月長(zhǎng)協(xié)也即月度交易價(jià)格，在上月末進(jìn)行下月交易，定價(jià)邏輯在年長(zhǎng)協(xié)電價(jià)的基礎(chǔ)上加大考慮電力供需關(guān)系的權(quán)重，調(diào)價(jià)周期較快；3）現(xiàn)貨交易為企業(yè)、用戶、電網(wǎng)三方所開展的日前報(bào)價(jià)交易，在部分電力市場(chǎng)化程度較高的省份（如廣東、云南等地）已大范圍推廣，雖占比仍較低但其量?jī)r(jià)彈性巨大，確定方式均隨行就市，受電力供需關(guān)系影響較大。上網(wǎng)電量：上網(wǎng)電量即為火電企業(yè)的售出電量，火電發(fā)電量主要受用戶側(cè)需求與水電、風(fēng)電、光伏等穩(wěn)定度相對(duì)較低的電源出力能力影響。國(guó)內(nèi)用電高峰通常為夏冬兩季，若夏季西南來(lái)水偏枯且沿海需求旺盛，則火電負(fù)荷提升速度較高。2、火電三因子之煤炭2.1、供應(yīng)端與價(jià)格：煤炭進(jìn)口結(jié)構(gòu)有望恢復(fù)國(guó)內(nèi)供應(yīng)為主，2022年凈進(jìn)口煤占表觀消費(fèi)量的6.0%?？偭可?，國(guó)產(chǎn)煤國(guó)內(nèi)煤炭供應(yīng)的主力，2022年國(guó)內(nèi)原煤產(chǎn)量達(dá)到44.96億噸，進(jìn)口煤及褐煤為2.93億噸，表觀消費(fèi)量47.85億噸，凈進(jìn)口煤/表觀消費(fèi)量為6.0%，同比-1.3pct。當(dāng)前穩(wěn)產(chǎn)保供為行業(yè)主基調(diào)，但煤礦建設(shè)周期較長(zhǎng)，新建核準(zhǔn)項(xiàng)目實(shí)際產(chǎn)能貢獻(xiàn)通常具有顯著的滯后性，因此當(dāng)前保供工作以核增產(chǎn)能、改擴(kuò)建、新投產(chǎn)相結(jié)合的方式進(jìn)行。印尼、澳洲為主要進(jìn)口來(lái)源，諸多因素阻礙2021-2022年兩國(guó)進(jìn)口，令國(guó)內(nèi)沿海電廠煤炭路徑被迫調(diào)整至北方港下水煤。進(jìn)口結(jié)構(gòu)上，國(guó)內(nèi)煤炭進(jìn)口以印度尼西亞、澳大利亞、蒙古、俄羅斯四國(guó)為主，2020年四國(guó)合計(jì)進(jìn)口量占我國(guó)總進(jìn)口煤炭量的64.6%。近兩年因2022年印尼短期煤炭出口禁令、澳洲外貿(mào)限制等因素，兩國(guó)煤炭進(jìn)口量出現(xiàn)大幅波動(dòng)，澳大利亞煤炭進(jìn)口量由2020年的7807萬(wàn)噸下滑至2022年的286萬(wàn)噸，印度尼西亞2022年煤炭進(jìn)口量同比-44.5%，兩方面因素令國(guó)內(nèi)近兩年煤炭進(jìn)口受阻嚴(yán)重，盡管加大如蒙古、俄羅斯等其他地區(qū)的煤炭進(jìn)口，但受國(guó)際能源價(jià)格高企影響，2022年進(jìn)口總量依舊同比-9.3%。當(dāng)前進(jìn)口量邊際回暖，疊加國(guó)際能源價(jià)格回落，邊際上進(jìn)口煤量有望大幅提升。印尼煤炭出口禁令于2022年2月解除，但其進(jìn)口量的邊際改善出現(xiàn)在2022年9月份，此后已出現(xiàn)連續(xù)的趨勢(shì)修復(fù)。2023年1月起，澳洲煤炭貨船已陸續(xù)抵達(dá)中國(guó)港口，此部分供給量同樣將成為重要的沿海補(bǔ)充供給。同時(shí)，國(guó)際能源價(jià)格的下滑令印尼、澳煤的采購(gòu)更具性價(jià)比。截至2023年2月16日，廣州港外貿(mào)印尼、澳洲動(dòng)力煤（5500大卡）價(jià)格已分別回落至992、997元/噸，相較于國(guó)內(nèi)北方港下水煤的價(jià)格優(yōu)勢(shì)已重新建立，進(jìn)口煤常態(tài)優(yōu)勢(shì)有望恢復(fù)。以2016-2020年間兩國(guó)的年平均進(jìn)口煤量為參考，該數(shù)值較2022年兩國(guó)進(jìn)口煤量將提升約0.69億噸，若假定其余國(guó)家進(jìn)口量同比持平，則該部分增量所帶來(lái)的增幅預(yù)計(jì)為23.5%。國(guó)內(nèi)方面，晉陜蒙新為我國(guó)煤炭主產(chǎn)區(qū)，供給側(cè)改革加快優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放。我國(guó)煤炭資源總體呈現(xiàn)“西多東少，北富南貧”的分布格局，隨著供給側(cè)改革推進(jìn)，煤炭生產(chǎn)重心向資源稟賦及開采條件俱佳的優(yōu)質(zhì)地區(qū)集中。2019-2022年，山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州、安徽6個(gè)億噸級(jí)省區(qū)的原煤產(chǎn)量由31.18億噸增長(zhǎng)至38.80億噸，占全國(guó)總產(chǎn)量的比重由83.24%提升至86.30%；其中2022年度晉陜蒙新四省區(qū)原煤產(chǎn)量36.4億噸，占全國(guó)總產(chǎn)量的80.97%，同比提升1.09pct。2022年原煤產(chǎn)量增量同樣主要由山西、內(nèi)蒙古貢獻(xiàn)，分別增產(chǎn)1.14、1.35億噸。國(guó)內(nèi)煤炭產(chǎn)地與負(fù)荷重點(diǎn)地區(qū)存在明顯錯(cuò)位，故煤炭運(yùn)輸路徑普遍較長(zhǎng)。國(guó)內(nèi)煤炭運(yùn)輸路徑大體包含四類：鐵路運(yùn)輸（直達(dá)）、鐵路運(yùn)輸轉(zhuǎn)海運(yùn)、公路運(yùn)輸（短途）、內(nèi)河運(yùn)輸（長(zhǎng)江、京杭運(yùn)河）。其中6條主要重載鐵路包含A大秦鐵路通道（聯(lián)通晉北、蒙西、陜北等地煤礦，通過干線完成西煤東運(yùn)，至秦皇島港、曹妃甸港下水，2021年運(yùn)量4.21億噸）、B神朔黃鐵路通道（神華控股，運(yùn)輸國(guó)能集團(tuán)在陜西、內(nèi)蒙古的自產(chǎn)煤與貿(mào)易煤，至黃驊港以及天津港南疆港區(qū)下水，2021年運(yùn)量3.64億噸）、C蒙冀鐵路通道（蒙西煤礦通過集包線（京包線）、張集線、張?zhí)凭€在唐山港曹妃甸港區(qū)下水，2021年運(yùn)量9000萬(wàn)噸）、D中南鐵路通道（運(yùn)送陜北、晉北煤炭，鐵路直達(dá)運(yùn)輸與日照港下水，2021年運(yùn)量約8000萬(wàn)噸）、E浩吉通道（起內(nèi)蒙古浩勒?qǐng)?bào)吉站，終點(diǎn)到達(dá)江西省吉安市，北煤南運(yùn)的最大規(guī)模重載鐵路專線，2021年運(yùn)量約為3300萬(wàn)噸）、F蘭新線一主兩翼（疆煤外送唯一通道）；港口：北方下水七港口包括秦皇島港、青島港、曹妃甸港、天津港、黃驊港、日照港、連云港港，南方主要接卸貨港包括上海港、寧波港、鎮(zhèn)江港、防城港港、廣州港，2021年沿海港口煤炭吞吐量為17.9億噸。價(jià)格方面，煤炭市場(chǎng)報(bào)價(jià)與買賣雙方交割地點(diǎn)及時(shí)點(diǎn)相關(guān)，主要包括坑口價(jià)、車板價(jià)、平倉(cāng)價(jià)三種類型。1）坑口價(jià)：指煤炭從地下采集到坑口，買賣雙方在坑口直接進(jìn)行交易的價(jià)格，包含煤炭完全成本、煤礦合理利潤(rùn)、各項(xiàng)基金（煤炭可持續(xù)發(fā)展基金、礦山轉(zhuǎn)產(chǎn)發(fā)展資金提取、礦山環(huán)境恢復(fù)治理基金等）、資源稅、增值稅、地方政府收費(fèi)等。2）車板價(jià)：指在火車已裝載煤炭且即將發(fā)車時(shí)的交易價(jià)格，不包含火車運(yùn)費(fèi)。車板價(jià)格一般在坑口價(jià)的基礎(chǔ)上，加上汽車運(yùn)費(fèi)、火車站臺(tái)費(fèi)、鐵路計(jì)劃費(fèi)、稅費(fèi)等。3）平倉(cāng)價(jià)：指煤炭在港口裝船后（即越過船舷）的價(jià)格，包含登船之前發(fā)生的所有費(fèi)用（港雜費(fèi)及堆存費(fèi)等），不包含海運(yùn)費(fèi)。其中港雜費(fèi)交付給港口，包含場(chǎng)地使用及裝卸費(fèi)用。2023年電煤長(zhǎng)協(xié)價(jià)格機(jī)制延續(xù)，采用“基準(zhǔn)+浮動(dòng)”定價(jià)。電煤中長(zhǎng)期合同由供需雙方按照市場(chǎng)化機(jī)制自主協(xié)商，以低于市場(chǎng)價(jià)的價(jià)格鎖定較長(zhǎng)期限（一年及以上）的供應(yīng)量。根據(jù)發(fā)改委《2023年電煤中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案》，2023年度以港口價(jià)格計(jì)算的電煤中長(zhǎng)期合同價(jià)格由基準(zhǔn)價(jià)及浮動(dòng)價(jià)構(gòu)成，二者比重各占50%。其中：1）基準(zhǔn)價(jià)：由發(fā)改委在對(duì)煤炭企業(yè)生產(chǎn)成本抽樣調(diào)查的基礎(chǔ)上，協(xié)調(diào)煤炭生產(chǎn)企業(yè)和煤電企業(yè)，經(jīng)過多輪反復(fù)溝通形成的價(jià)格。2023年度下水煤合同基準(zhǔn)價(jià)按5500大卡動(dòng)力煤675元/噸執(zhí)行，相較2022年度維持不變；2）浮動(dòng)價(jià)：實(shí)行月度調(diào)整，當(dāng)月浮動(dòng)價(jià)按國(guó)煤下水動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)（NCEI）、環(huán)渤海動(dòng)力煤綜合價(jià)格指數(shù)（BSPI）、CCTD秦皇島動(dòng)力煤綜合交易價(jià)格指數(shù)綜合確定。選取以上3個(gè)指數(shù)每月最后一期價(jià)格，按同等權(quán)重確定指數(shù)綜合價(jià)格。2.2、消費(fèi)側(cè)：火電的需求主要由用電量、水電發(fā)電量?jī)纱笠蛩貨Q定消費(fèi)結(jié)構(gòu)上，電力、煉焦、供熱為國(guó)內(nèi)煤炭的主要消費(fèi)方向，2022年三者占消費(fèi)比重分別為55.0%、12.9%、7.0%，其中電力和供熱的煤炭消費(fèi)量合計(jì)為26.63億噸，合計(jì)占比62.0%，二者對(duì)于煤炭需求起到較大的影響，其中2016-2022年電力耗煤量增速分別為+1.8%、-1.6%、+4.8%、+4.0%、+1.7%、+8.1%、+4.9%，同期火電發(fā)電量的增速則分別為+4.4%、+4.9%、+8.0%、+3.7%、+2.2%、+9.3%、+1.4%?；痣姷男枨笾饕扇鐣?huì)用電量、水電發(fā)電量?jī)纱笠蛩貨Q定?；痣姲l(fā)電量主要受用戶側(cè)需求以及水電、風(fēng)電、光伏等穩(wěn)定度相對(duì)較低的電源出力能力影響。國(guó)內(nèi)用電高峰通常為夏冬兩季，若夏季西南來(lái)水偏枯且沿海需求旺盛，則火電負(fù)荷將快速提升。3、火電三因子之電價(jià)3.1、煤電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制復(fù)盤：從“計(jì)劃”到“市場(chǎng)”電改持續(xù)深化，煤電上網(wǎng)電價(jià)轉(zhuǎn)由市場(chǎng)形成。2019年10月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見》，明確我國(guó)煤電上網(wǎng)電價(jià)自2020年1月起改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場(chǎng)化價(jià)格機(jī)制，標(biāo)志著運(yùn)行15年的標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制落幕。2021年10月，發(fā)改委提出燃煤發(fā)電電量原則上100%進(jìn)入電力市場(chǎng)，且將交易價(jià)格浮動(dòng)范圍擴(kuò)大至上下浮動(dòng)原則上不超過20%，火電市場(chǎng)化程度得以大幅提升。2004-2019年：“燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)+煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)”機(jī)制2004年4月，發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步疏導(dǎo)電價(jià)矛盾規(guī)范電價(jià)管理的通知》，明確同一地區(qū)新投產(chǎn)的同類機(jī)組，應(yīng)依據(jù)其平均成本制定同一核定上網(wǎng)電價(jià)（通常與當(dāng)?shù)孛禾坎少?gòu)成本、其他電源供給情況、經(jīng)濟(jì)水平相關(guān)）；其中脫硫機(jī)組電價(jià)包括其環(huán)保投資、運(yùn)行成本。同年12月，發(fā)改委提出以煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制為基礎(chǔ)對(duì)電價(jià)進(jìn)行調(diào)整，聯(lián)動(dòng)周期內(nèi)平均煤價(jià)環(huán)比變化幅度達(dá)到或超過5%時(shí)相應(yīng)調(diào)整電價(jià)；自此，全國(guó)性煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)共經(jīng)歷11次調(diào)整，其中6次上調(diào)均與煤炭?jī)r(jià)格上漲相關(guān)。標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制對(duì)于降低發(fā)電企業(yè)成本、疏導(dǎo)煤電價(jià)格矛盾起到了一定促進(jìn)作用。但隨著電改不斷推進(jìn)，其弊端日漸凸顯：由于標(biāo)桿電價(jià)仍以政府定價(jià)為主，且煤電聯(lián)動(dòng)調(diào)價(jià)周期過長(zhǎng)導(dǎo)致機(jī)制彈性不足，標(biāo)桿電價(jià)難以及時(shí)、準(zhǔn)確地反映電力市場(chǎng)供求變化、燃煤發(fā)電成本變化，市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)制應(yīng)時(shí)而生。2019年至今：“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”市場(chǎng)化機(jī)制2019年起，我國(guó)煤電上網(wǎng)電價(jià)增添上下浮動(dòng)部分，其為市場(chǎng)主體自愿交易的結(jié)果，而非政府調(diào)價(jià)行為，既能有效反映電力生產(chǎn)成本及電力需求彈性，亦具備較強(qiáng)時(shí)效性。在電力供需關(guān)系趨緊的背景下，近兩年我國(guó)多地市場(chǎng)電價(jià)明顯上浮，例如浙江、河北2022年年度交易電價(jià)分別上浮20.0%、19.99%，江蘇、廣東2023年年度交易電價(jià)分別上浮19.4%、19.6%；當(dāng)?shù)鼗痣娖髽I(yè)亦獲益增收，2022年1-6月，粵電力A、浙能電力上網(wǎng)電價(jià)分別上浮19.8%、18.1%。分時(shí)電價(jià)與市場(chǎng)交易機(jī)制銜接加強(qiáng)，各地峰谷價(jià)差逐步擴(kuò)大。分時(shí)電價(jià)指各地根據(jù)其電力系統(tǒng)供需關(guān)系、邊際供電成本水平，對(duì)各時(shí)段分別制定不同電價(jià)，以引導(dǎo)電力用戶削峰填谷、提升電能利用效率。2021年7月，發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，提出合理拉大峰谷電價(jià)價(jià)差，加強(qiáng)與電力市場(chǎng)銜接，要求電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未運(yùn)行的地方，中長(zhǎng)期交易電價(jià)亦需執(zhí)行峰谷電價(jià)機(jī)制。隨后多數(shù)省份陸續(xù)出臺(tái)新版分時(shí)電價(jià)政策，尖、峰電價(jià)時(shí)區(qū)以及峰谷價(jià)差均有所擴(kuò)大。3.2市場(chǎng)電量?jī)r(jià)梳理：規(guī)模持續(xù)擴(kuò)張，仍以長(zhǎng)協(xié)電價(jià)為主市場(chǎng)化交易電量快速增長(zhǎng)，長(zhǎng)協(xié)占比維持75%以上。隨著市場(chǎng)化改革深入推進(jìn)，電力市場(chǎng)交易規(guī)模加速擴(kuò)張。2022年，全國(guó)各電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量52543.4億千瓦時(shí)，同比+38.9%，占全社會(huì)用電量比重達(dá)60.8%，同比+15.4pct；其中，中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易電量為41407.5億度，同比+36.2%，占總交易規(guī)模比例達(dá)78.8%，同比-1.7pct。市場(chǎng)化比例提升增強(qiáng)電的商品屬性，但高占比的長(zhǎng)協(xié)電令電價(jià)端整體變化彈性較低。除政策支持型電廠外，當(dāng)前全部火電已開展市場(chǎng)交易，按時(shí)間維度可將其劃分為年長(zhǎng)協(xié)、月長(zhǎng)協(xié)、現(xiàn)貨。年長(zhǎng)協(xié)：電量占絕大部分，其定價(jià)總體參考“煤電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制，以各地燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)為基礎(chǔ)，于上下20%的區(qū)間內(nèi)浮動(dòng)。通常在上年11月開展，交易未來(lái)一年的電量，以煤價(jià)中樞預(yù)測(cè)為該部分電價(jià)浮動(dòng)比例定調(diào)，輔以供需關(guān)系考量。總體采用鎖量鎖價(jià)的方式，同時(shí)明確各月年長(zhǎng)協(xié)電量比例，有助于企業(yè)的生產(chǎn)計(jì)劃穩(wěn)定性。月長(zhǎng)協(xié)：月度交易價(jià)格，在上月末進(jìn)行下月交易，定價(jià)邏輯在年長(zhǎng)協(xié)電價(jià)的基礎(chǔ)上加大考慮電力供需關(guān)系的權(quán)重，調(diào)價(jià)周期較快?，F(xiàn)貨：企業(yè)、用戶、電網(wǎng)三方所開展的日前報(bào)價(jià)交易，在部分電力市場(chǎng)化程度較高的省份（如廣東、山西、山東等地）已大范圍推廣，雖占比仍較低但其量?jī)r(jià)彈性巨大，確定方式均隨行就市，受電力供需關(guān)系影響較大。3.3、容量電價(jià)或?yàn)檩o助服務(wù)補(bǔ)償最優(yōu)解靈活性改造或輔助服務(wù)相關(guān)政策頻出，賦予火電第二收入路徑。在清潔電源發(fā)展加速的背景下，火電作為靈活性電源與基荷電源將更大比例地承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)職責(zé)；而僅通過發(fā)電側(cè)單邊承擔(dān)輔助服務(wù)成本，已無(wú)法承載系統(tǒng)大量接入可再生能源產(chǎn)生的需求。2021年12月，能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》、《電力輔助服務(wù)管理辦法》，提出完善用戶分擔(dān)共享新機(jī)制，按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則，進(jìn)一步完善服務(wù)考核補(bǔ)償。2022年，我國(guó)電力輔助服務(wù)已實(shí)現(xiàn)6大區(qū)域、33個(gè)省區(qū)電網(wǎng)的全覆蓋，統(tǒng)一的輔助服務(wù)規(guī)則體系基本形成；煤電企業(yè)通過輔助服務(wù)獲取補(bǔ)償收益約320億元。4、火電三因子之用電負(fù)荷4.1、國(guó)內(nèi)電力負(fù)荷特征：電量季節(jié)性偏緊，尖峰負(fù)荷提升從用電結(jié)構(gòu)上，國(guó)內(nèi)用電負(fù)荷于年內(nèi)大體呈現(xiàn)“低-高-低-高”趨勢(shì)分布，季度用電差異主要由二產(chǎn)用電量決定。若按照總用電量多寡對(duì)各季度進(jìn)行排序，序列通常為“三四二一”，核心因素在于國(guó)內(nèi)二產(chǎn)用電量季度性變化通常為逐季度升高，且二產(chǎn)用電量占比大幅高于其他產(chǎn)業(yè)用電量；而三產(chǎn)、居民用電則于三季度達(dá)到用電峰值，故全社會(huì)用電量通常于三季度登頂。因此各電網(wǎng)用電負(fù)荷最大值通常于7、8月的夏季時(shí)段出現(xiàn)，9、10月出現(xiàn)環(huán)比回落，至年末冬季用電負(fù)荷再度提升。受高溫天氣影響，2022年8月我國(guó)最高用電負(fù)荷提升至1290GW，同比增加157GW。單月最大用電負(fù)荷的極值差距呈逐年擴(kuò)大趨勢(shì)，旺季尖峰負(fù)荷顯著拉升。在用電負(fù)荷中樞逐年提升的同時(shí)，國(guó)內(nèi)單月用電負(fù)荷的極值差距正持續(xù)拉大。截至2022M11，2022年國(guó)內(nèi)主要電網(wǎng)單月用電最高負(fù)荷的極值差距已達(dá)到377GW，較2010、2015年分別提升249、236GW；表明國(guó)內(nèi)用電側(cè)負(fù)荷波動(dòng)進(jìn)一步放大，尖峰負(fù)荷大幅提升，夏季、冬季等用電高峰階段形成爆發(fā)式的火電需求。4.2、區(qū)域電力供需梳理：火電重要性再度凸顯可再生能源出力波動(dòng)性為我國(guó)區(qū)域性缺電的核心原因。結(jié)合2021年以來(lái)國(guó)內(nèi)區(qū)域性缺電案例（如2021年廣東、云南、東北等地，2022年川渝、江浙等地），我們認(rèn)為缺電本質(zhì)在于電力系統(tǒng)應(yīng)對(duì)極端情況的能力不足。由于可再生能源受自然氣候因素影響較大、不可預(yù)測(cè)性與波動(dòng)性較強(qiáng)，若出現(xiàn)如來(lái)水極枯、來(lái)風(fēng)極差、超高溫等極端氣候事件，火電的供應(yīng)緊張程度將大幅提升，造成旺季尖峰出力緊張的現(xiàn)狀；故靈活性電源與基荷電源（如火電）對(duì)于電力系統(tǒng)的基礎(chǔ)抗壓能力至關(guān)重要。此外，受資源稟賦影響，我國(guó)可再生電源與終端負(fù)荷存在明顯空間錯(cuò)配現(xiàn)象。國(guó)內(nèi)新能源機(jī)組主要布局于風(fēng)光資源豐富的三北區(qū)域，水電以水利資源豐富的西南地區(qū)為主，而高用電需求省份主要集中在中東部地區(qū)。根據(jù)2022年各省用電量及發(fā)電量數(shù)據(jù)，我們測(cè)算當(dāng)前中東部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份普遍存在較大供電缺口，主要依賴跨省外送電彌補(bǔ)；國(guó)內(nèi)電力實(shí)時(shí)供需錯(cuò)配問題仍需通過特高壓外送通道建設(shè)進(jìn)一步改善。結(jié)合上文對(duì)于缺電原因的梳理，我們認(rèn)為可再生能源電源比例高、火電出力不足、供電缺口大的城市或更易面臨電力緊缺問題。以華中電網(wǎng)為例（覆蓋湖北、河南、湖南、江西、四川、重慶六省），截至2022年12月底，六省6000千瓦規(guī)模以上電廠火電裝機(jī)容量合計(jì)為199.31GW，水電合計(jì)170.32GW，扣除湖北三峽、葛洲壩電站外送華東、廣東的約合13.16GW裝機(jī)與四川地區(qū)約32.50GW的外送容量，且不考慮其他電網(wǎng)送入的電量，則華中電網(wǎng)水電的本地發(fā)電容量估算為124.66GW。對(duì)此，我們對(duì)于華中電網(wǎng)8月電力出力缺口進(jìn)行敏感性測(cè)算，敏感性因子為電網(wǎng)最高電力負(fù)荷與水電出力能力。依據(jù)測(cè)算，水電出力能力對(duì)于華中地區(qū)電力供應(yīng)的影響較大，若最高負(fù)荷持續(xù)提升且火電裝機(jī)不出現(xiàn)大幅提升，電網(wǎng)系統(tǒng)面對(duì)水電偏枯、風(fēng)光出力波動(dòng)下的抗風(fēng)險(xiǎn)能力或大幅削弱。4.3、煤電投資回歸，主力電源裝機(jī)需求提升煤電托底保供職責(zé)凸顯，火電電源投資總額拐點(diǎn)已現(xiàn)。在近兩年區(qū)域電力緊缺現(xiàn)象頻發(fā)的背景下，煤電托底保供的重要性再次凸顯。二十大報(bào)告亦中強(qiáng)調(diào)，需“立足我國(guó)能源資源稟賦，堅(jiān)持先立后破，有計(jì)劃分步驟實(shí)施碳達(dá)峰行動(dòng)”，為中期維度內(nèi)發(fā)展火電提供了強(qiáng)力支撐?；痣婋娫赐顿Y額已于2021H2快速啟動(dòng)，2022年全年火電投資總額達(dá)909億元，創(chuàng)2017年以來(lái)新高。此外煤電新增裝機(jī)于“十三五”時(shí)期以來(lái)大幅降低，年均由“十二五”時(shí)期的45.94GW下降至“十三五”時(shí)期的35.38GW。疊加我國(guó)約57%的煤電機(jī)組服役年限為10年以內(nèi)，“十二五”初期及以前投產(chǎn)的大量機(jī)組或?qū)⒂谖磥?lái)5-10年內(nèi)淘汰，因此，無(wú)論煤電新增裝機(jī)或是升級(jí)改造需求，十四五時(shí)期均有望大幅提升。5、火電行業(yè)主要上市公司梳理1、華能國(guó)際華能國(guó)際作為我國(guó)火電龍頭，于十三五時(shí)期發(fā)力轉(zhuǎn)型綜合能源公司。截至2022年9月底，華能國(guó)際控股股東為華能集團(tuán)（合計(jì)持股比例為45.20%），實(shí)際控制人為國(guó)務(wù)院國(guó)資委。公司火電廠主要分布于華東華南區(qū)域（山東、江蘇、浙江等地），沿海沿江地區(qū)機(jī)組利用效率突出；而此前受海外煤進(jìn)口限制及國(guó)內(nèi)煤炭現(xiàn)貨價(jià)格大幅上漲影響，公司沿海電廠盈利受損幅度較大。隨著目前進(jìn)口煤規(guī)模放量及價(jià)格回落，公司成本端壓力有望減輕，火電業(yè)績(jī)或得以大幅改善。2、華電國(guó)際華電國(guó)際為華電集團(tuán)（截至2022年9月底，控股45.20%）旗下綜合性能源公司，其實(shí)控人為國(guó)務(wù)院國(guó)資委。目前公司發(fā)電資產(chǎn)遍布全國(guó)十二個(gè)省、市、自治區(qū)，主干資產(chǎn)位于國(guó)內(nèi)電力、熱力負(fù)荷中心或煤炭資源豐富等區(qū)域；故其資產(chǎn)所處區(qū)位的產(chǎn)業(yè)鏈布局相對(duì)完善，從上游煤炭及其物流、貿(mào)易產(chǎn)業(yè)，到下游電力銷售與服務(wù)，保障了公司的運(yùn)營(yíng)效率。此外，公司于2021年內(nèi)完成了表內(nèi)新能源資產(chǎn)剝離，持股華電新能源31.03%股權(quán)，后續(xù)華電新能掛牌上市后募投項(xiàng)目有望加速體量增長(zhǎng)，公司投資收益或?qū)⑦M(jìn)一步增厚。3、國(guó)電電力國(guó)電電力定位為國(guó)家能源集團(tuán)（截至2022年9月底，控股50.68%）旗下綜合能源發(fā)電業(yè)務(wù)整合平臺(tái)，實(shí)控人為中央人民政府。公司火電業(yè)務(wù)主要布局于東部地區(qū)，其中江蘇、浙江上網(wǎng)電量分別占比19.7%、10.6%（2021年數(shù)據(jù)），用電需求旺盛，電力消納充足。此外，公司與中國(guó)神華同為國(guó)家能源集團(tuán)旗下上市企業(yè)，燃料內(nèi)部采購(gòu)比例逾80%；中國(guó)神華作為我國(guó)最大的煤炭產(chǎn)銷企業(yè)，在集團(tuán)煤電聯(lián)營(yíng)的背景下，公司燃料成本優(yōu)勢(shì)突出，2022年在五大電力央企中率先實(shí)現(xiàn)火電業(yè)務(wù)扭虧。4、大唐發(fā)電公司為國(guó)內(nèi)五大電力集團(tuán)之一的大唐集團(tuán)的旗下綜合能源平臺(tái)，體內(nèi)資產(chǎn)包含火電、綠電、水電、煤炭物流等方面，公司前身由華北電力集團(tuán)、北京國(guó)際電力開發(fā)投資公司、河北建設(shè)投資公司發(fā)起設(shè)立，股權(quán)于2004年劃撥大唐集團(tuán)，2006年登陸A股上市。截至2022H1末，公司總裝機(jī)容量為68.99GW，其中火電煤機(jī)、火電燃機(jī)分別為47.95、4.62GW，公司火電資產(chǎn)主要位于京津冀與東南沿海區(qū)域，火電負(fù)荷近年來(lái)有所回落。此外，因具備較高新能源開發(fā)計(jì)劃，故公司資產(chǎn)負(fù)債率總體維持高位，2022年三季報(bào)為75.32%。5、內(nèi)蒙華電內(nèi)蒙華電為華能集團(tuán)旗下煤電一體化且轉(zhuǎn)型新能源的二級(jí)子公司，截至2022年9月底，華能集團(tuán)直接持有控股股東北方聯(lián)合電力70%的股份，國(guó)務(wù)院國(guó)資委為公司實(shí)際控制人。公司電源結(jié)構(gòu)以火力發(fā)電為主，電廠主要布局于內(nèi)蒙古煤炭資源豐富、電力負(fù)荷較大區(qū)域。此外，公司于2017年收購(gòu)龍?jiān)达L(fēng)電81.25%股份、2019年收購(gòu)察爾湖光伏項(xiàng)目，加速拓展新能源發(fā)電業(yè)務(wù)；同時(shí)擁有全資子公司魏家峁煤電，2022年4月其露天煤礦生產(chǎn)能力已由600萬(wàn)噸/年核增至1200萬(wàn)噸/年；煤電聯(lián)營(yíng)和清潔能源逐漸成為公司的增長(zhǎng)點(diǎn)。6、粵電力A廣東區(qū)域電力市場(chǎng)化程度較高，得益于港口優(yōu)勢(shì)與區(qū)域負(fù)荷優(yōu)勢(shì)，粵電力A具備電量、電價(jià)、煤炭成本三方面的優(yōu)勢(shì)。公司為廣東能源集團(tuán)旗下唯一上市電力公司，亦為省內(nèi)主要發(fā)電企業(yè)之一，其控股與受托管理機(jī)組占省內(nèi)總裝機(jī)量的24%。公司作為老牌電力企業(yè)，火電為其主營(yíng)業(yè)務(wù)，煤電裝機(jī)量20.55GW，受困于火電量本雙增態(tài)勢(shì)，于2021年到達(dá)上市以來(lái)業(yè)績(jī)底部，并首次出現(xiàn)虧損。而得益于煤電價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制，公司2022年成本端壓力通過電價(jià)上漲得到部分緩解，基本面呈現(xiàn)底部向上態(tài)勢(shì)。綠電為過往10年重點(diǎn)發(fā)展方向，公司“十四五”期間規(guī)劃新增綠電裝機(jī)14GW，加速轉(zhuǎn)型成為“火電+綠電”并行的綜合性電力運(yùn)營(yíng)商。公司電站位于大灣區(qū)，具備進(jìn)口煤優(yōu)勢(shì)，電力負(fù)荷彈性較高，同時(shí)因廣東省已執(zhí)行電力現(xiàn)貨交易機(jī)制，因此其電價(jià)相較于其他地區(qū)也具備一定彈性。7、浙能電力業(yè)績(jī)彈性主要受用電負(fù)荷、西南來(lái)水、煤價(jià)三方面因素影響。浙能電力為浙江能源集團(tuán)旗下的電力主業(yè)資產(chǎn)整合平臺(tái)，火電業(yè)務(wù)為主，輔以進(jìn)行核電項(xiàng)目的股權(quán)投資，其電力資產(chǎn)主體位于浙江省內(nèi)，其余少量機(jī)組分別位于新疆、寧夏等地。浙江為電力輸入大省，省內(nèi)電力負(fù)荷較高，大量電力需求依賴于西南地區(qū)水電供應(yīng)，因此公司所承擔(dān)的電力負(fù)荷受本地用電與西南地區(qū)來(lái)水兩方面因素共振影響。煤炭方面，因區(qū)位因素，公司煤炭來(lái)源總體依賴于北方港下水煤與海外進(jìn)口煤。8、皖能電力公司為安徽省能源集團(tuán)旗下的燃煤發(fā)電公司，實(shí)控人為安徽省國(guó)資委，成立于1993年，主體資產(chǎn)位于安徽省境內(nèi)，少量火電資產(chǎn)位于新疆。除控股火電資產(chǎn)外，公司參股國(guó)能神皖能源公司49%股權(quán)、中煤新集發(fā)電45%股權(quán)等，其中國(guó)能神皖運(yùn)行機(jī)組4.6GW，大股東為北京國(guó)電電力有限公司（國(guó)家能源集團(tuán)旗下），因其集團(tuán)優(yōu)勢(shì)，長(zhǎng)協(xié)低價(jià)煤覆蓋比例較高，故2022H1已實(shí)現(xiàn)6.40億元的凈利潤(rùn)（2021年全年為0.27億元）。安徽省為國(guó)內(nèi)老煤炭基地，省內(nèi)煤炭上市公司包括淮北礦業(yè)（實(shí)控人為安徽省國(guó)資委）等，公司主體資產(chǎn)所在區(qū)域負(fù)荷穩(wěn)定。9、江蘇國(guó)信江蘇國(guó)信主營(yíng)業(yè)務(wù)為能源+金融“雙輪驅(qū)動(dòng)”，由江蘇國(guó)信集團(tuán)控股（截至2022年9月底，持股73.82%），實(shí)控人為江蘇省人民政府。公司火電業(yè)務(wù)布局江蘇