1、板块介绍

火力发电是利用可燃物（动力煤）作为燃料生产电能，火电行业属于传统行业，随着可再生能源的崛起，火力发电的优势逐步弱化，受制于煤炭价格的起伏，火电企业的盈利波动较大。根据行业内专家测算，电煤成本占火电企业总成本的75%左右，煤炭成本的高低与企业盈利好坏具有直接关系。

宏观经济增长和电气化转型的双重驱动力下，我国全社会用电量尚未“达峰”。“十四五”期间我国潜在GDP增速在5.0%~5.7%，能源消费总量仍将逐年增长；叠加电能替代成为用电量增长新动能，全社会用电量远未“达峰”。

新型电力系统建设中面临保供和消纳两大难题，煤电的作用不可替代。1）保供视角：新型电力系统“源荷分离”、新增装机区域性分布不均；风电、光伏出力与负荷高峰时间性错配。前期支撑性电源投资不足造成有效容量供给充裕度下降，“十四五”总体电力紧平衡，高可靠性电源中唯煤电建设周期最短。2）消纳视角：为更好地消纳高比例可再生电源，需要增加电力系统的调节能力。煤电灵活性改造具有大容量+长时、短期可减小、技术成熟度高等特点，适用于基荷、腰荷调节。此外，“新能源+调节电源”打捆外送可提高外送通道利用率和送电置信率，从而降低输电成本。

电改推动火电价值重估：1）现货市场促进火电收益理顺，部分省份已完成现货市场模拟试运行，各试点省现货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动也体现了电力不同时段的价值。2）煤价下行促进盈利修复，进入迎峰度夏期间，电厂日耗增加，煤价慢提升，电厂库存基本充沛，迎峰度夏过后，动力煤价格回归到年初低价区间，非电需求处于弱修复区间，动力煤全年仍处于下行区间。3）辅助服务市场，新版两个细则中补偿规定“谁提供、谁获利”，第三监管周期将系统运行费用单列，促进费用向用户侧传导，ROE水平有望提升。4）容量市场，容量市场收益是火电机组提供电力系统充裕度价值的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿，目前云南、山东等地给予容量市场或容量补偿费用，有望全国推行。

2、火电组成部分

1、锅炉及附属设备，确保燃料的化学能转化为热能；

2、汽轮机及附属设备，确保热能变为机械能；

3、发电机及励磁机，确保机械能变为电能；

4、主变压器，把电能提升为高压电输送给输电线路。

根据容量大小：

可将电厂分为大型火电厂、中型火电厂、和小型火电厂。但是，这里所说的大、中、小是一种相对的提法，如70年代认为是大型的火电厂，在90年代则被认为是中型甚至是小型电厂。按工质初参数的高低，可将电厂分为低压、中压、高压、超高压、亚临界、超临界压力等几种火电厂；按燃料的不同，可区分为燃煤、燃油和燃气等几类火电厂。

按照原动机的不同：

可分为汽轮机组发电厂、燃气轮机发电厂、汽轮机一燃气轮机发电厂等；按照主厂房的建造和结构特点，可分为封闭式火电厂、半露天火电厂和露天火电厂；按照其功用的不同，可分为凝汽式发电厂和热电厂，前者安装凝汽式机组，后者安装供热机组（也称热化机组）。

火电厂的种类虽然很多，但从能量转换的观点分析，其基本过程则都是相同的，即：将燃料的化学能转热能转机械能转电能。在现代火电厂中，燃料的化学能转变为电能是在复杂热力循环的基础上完成的，这种循环使发电厂的热经济性得到了很大的提高。

通常将燃料运至电厂，经输送加工后，送入锅炉进行燃烧，使燃料中的化学能转变为热能并传递给锅炉中的水，使水变成高温高压的蒸汽，通过管道将压力和温度都较高的过热蒸汽送入汽轮机，推动汽轮机旋转作功，蒸汽参数则迅速降低，最后排入凝汽器。在这一过程中，蒸汽的热能转变为汽轮机转子旋转的机械能。发电机与汽轮机是用联轴器相连一同旋转的，汽轮机转子的机械能，通过发电机转变成电能。发电机产生的电能，经升压变压器后送人输电线路提供给用户。

3、火电盈利模式分析

当前火电盈利模式：管制的收入端+市场化的成本端。1）收入端：发电量由当地政府编制下达计划决定，并由电网调度中心进行公开调度；外售电量中，直接交易电量以市场价结算，此外的上网电量执行燃煤标杆电价。2）成本端：对外采购的煤炭等原材料主要是市场化定价，致使火电企业成本端随市场供需格局而变化。总体而言，收入端波动相对较小，成本端受市场化环境影响波动较大，致使从业企业盈利能力波动较大。

燃料构成火电行业最主要的成本项。火电行业成本分为变动成本和固定成本，变动成本主要为燃料成本、人工成本，固定成本主要为固定资产折旧、财务费用、维修成本，其中燃料成本为主要的成本项。根据公司公告，2016至2018年，华能国际/华电国际燃料成本在主营业务成本中占比分别为64%/59%、70%/56%、71%/58%。

从产业链的利润分配来看，火电产业链中，我们以动力煤为上游表征，以电网公司为中游表征，以火电厂为下游表征，不难发现，火电企业与动力煤企业的盈利情况呈现明显的此消彼长态势。