火电装机结构持续优化，双重利好下盈利改善可期。
转让盈利性较差的中小火电机组，公司火电资产质量优异。公司于 2020 年转让一批盈利性较差的中小型火电机组，包括国投北部湾（2×32 万千瓦）、国投宣城（1×66、1×60 万千瓦）、 靖远二电（2×33、2×30 万千瓦）、国投伊犁（2×33 万千瓦）。截至 2022 年底，公司共有火 电装机 1188.08 万千瓦，其中百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.5%，60 万千瓦以 下机组占比仅 16.2%（不含垃圾发电），火电资产质量在主要电力公司中显著领先；此外， 公司预计广西钦州三期（2×66万千瓦）将于 2024年初投产，华夏一期（1×60万千瓦）等容 量替代项目将在 2024 年底投产，届时公司火电资产质量将进一步优化。
公司火电利用小时数较高，机组所在地电力需求旺盛。公司火电机组主要位于福建、天津 等电力需求旺盛的省市，2018-2021年火电利用小时数逐年上升，2021年在国家电力保供的 要求下，公司火电利用小时数达到 4971 小时，在行业中处于领先水平。2022 年受疫情下用 电需求疲软、燃煤价格较高等影响，公司火电利用小时数降至 4262 小时。 近年来公司火电上网电量有所下滑，2023 年火电上网电量有望显著回升。2015-2019 年公 司火电上网电量随装机量增长而上升，2020、2021 年受机组转让的影响，公司火电上网电 量相应下降，2022 年在高煤价及疫情下用电需求疲软等因素的拖累下，公司火电上网电量 473.2 亿千瓦时，同比下降 14.6%；2023 年经济复苏带动用电量显著增长，1-4 月公司火电 上网电量达 164.3 亿千瓦时，同比增长 14.1%。我们预计 2023 年公司火电利用小时数及发 电量将持续恢复。
电力市场化改革加速推进，公司火电上网电价大幅提升。2021 年国家发改委印发《关于进 一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并 扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围至 20%（高耗能企业市场交易电价上下浮不受限）， 电力市场化改革加速推进。2022 年在煤价高位运行的背景下，受益于燃煤发电上网电价市 场化改革以及电力供需偏紧，电价基本实现顶格上浮，且公司部分电站还会参与跨省跨区 现货交易，收益更为理想，2022 年公司火电平均上网电价达到 0.481 元/度，同比上涨 23%。 我们认为，未来随着电力市场化改革的不断推进，火电电价有望从电能量、辅助服务、容 量三个角度受益，我们预计公司的火电平均上网电价仍将维持较高的上浮比例。
公司进口煤比例高，今年以来进口煤价中枢下移，公司成本端压力有望缓解。公司火电机 组多分布于沿海地区，进口煤比例高。2021 及 2022 年受煤炭产能周期、俄乌冲突以及海外 煤进口受限的影响，公司用煤成本大幅上升，入炉标煤单价（不含税，7000K）分别达到 1024、1199 元/吨，同比涨幅 64.6%、17.1%，火电板块亏损较为严重，2021 年毛利为-13.74 亿元，2022 年毛利为-4.01 亿元。火电核心子公司中，国投湄洲湾 2021 年亏损 5.2 亿元， 2022 年亏损 2.2 亿元；国投钦州 2021 年亏损 2.0 亿元、2022 年亏损 1.74 亿元。 今年年初以来，受全球能源供需紧张局势有所缓和、中国进口澳洲煤炭放开、国内非电煤 需求相对疲软等因素影响，国内外煤价都有明显下降。2023 年 1-6 月 CCI 进口 4700 动力煤 进口到岸均价为 806.3 元/吨，同比下降 24.5%；长江口 5500 动力煤库提含税均价为 1078.2 元/吨，同比下降 17.8%。2023Q1 公司入炉标煤单价降至 1148 元/吨，我们预计 2023Q2 开 始入炉标煤单价将大幅下降、带动公司火电板块实现扭亏为盈。
