公用事业行业深度研究报告：煤电压舱石地位不改 继续看好盈利修复

煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间

2022年，全国全口径发电量为8.85万亿千瓦时，同比增长3.7%，其中煤电发电量为5.17万亿千瓦时，占全部装机发电量的58%。虽然2016年以来，煤电装机容量占比由59%下降至2022年的46%，但2022年煤电发电量占比仍高至58%，保供作用明显。装机规模高达7.6亿千瓦的风、光等新能源机组受阻系数为95%或100%，间歇性、波动性强，因不能提供有效容量，而不能参与电力平衡，所以无法保电保供。全国煤电总装机容量近似等于全国用电负荷峰值即可保障的电力平衡值，如果不同步建设常规稳定电源，风光等无法提供有效容量的可再生能源机组建的越多，就越缺电。根据国际环保组织绿色和平发布简报《中国电力部门低碳转型2022年进展分析》统计，2022年中国新增核准煤电项目82个，总核准装机达9071.6万千瓦，是2021年获批总量的近5倍。此外，地方政府对煤电的核准热情也延续到2023年，今年一季度新核准煤电项目装机达2045万千瓦，超过2021年获批煤电的总装机量。2021年四季度以来，基于火电“压舱石”角色及调峰电源的重要性，火电保供地位凸显，火电核准装机速度明显加快，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，中长期内这一格局无法改变。眼下已进入迎峰度夏的用电高峰期，中电联预计今年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧，存在电力缺口，电力安全问题持续凸显，煤电将继续发挥兜底保供作用。

(资料图片仅供参考)

动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复2022年10月，国家发改委，国家能源局发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》，与2022年相比政策约束力更强，电企长协兑现率更高。

供应端增量明显：2022年原煤产量同比增长10.43%，2023年1-5月原煤产量同比增长4.8%，仍保持了较高的内部供应增速；2023年6月13日，国家发展改革委等部门发布《关于做好2023年降成本重点工作的通知》，明确继续对煤炭进口实施零关税政策。海关数据显示，2023年1-5月份累计进口煤炭1.82亿吨，同比增长89.6%，预计今年煤炭进口量将远高于往年水平；欧洲煤炭库存过剩和冬季需求低于预期，导致该大陆在2023年第一季度几乎停止了煤炭进口，随着气温的升高，现在欧洲不需要的煤炭正在运往亚洲，进一步加剧了供应压力。非电需求端整体偏弱：2023年1-5月房地产新开工面积下降22.6%，建材行业耗煤缓慢恢复，预计后续存在走弱可能；2023年1-4月，冶金行业耗煤缓慢恢复，我们判断全年冶金行业耗煤需求仍然 较弱，全年冶金耗煤增量有限；2023年1-4月，化工行业耗煤缓慢恢复，即0.72亿吨，同比增长1.32%，占比5.59%，由于甲醇、乙二醇等化工开工率有所下滑，对化工行业耗煤需求难有提振。动力煤价格不断下行：截至6月15日，秦皇岛动力末煤（Q5500）平仓价为780元/吨，较年初的1175元/吨，下跌395元/吨，较2022年最高点1664元/吨，下跌超53%。南非动力煤出口商Thungela Resources于6月12日表示，今年迄今为止的平均实现出口价格为每吨112.40 美元，而去年为每吨229.21 美元。动力煤库存高企：截至6月12日，CCTD主流港口煤炭库存合计7678万吨，为近3年的高位，同比去年同期增长30.90%。截至6月12日，南方八省电厂煤炭库存合计3645万吨，同比增长19.27%。据Montel 数据，截至6月17日，阿姆斯特丹、鹿特丹和安特卫普（ARA） 四个主要码头的合并库存最新评估为643 万吨，较一周前减少10万吨，但仍处于历史高位。综合以上，2023年夏季用电高峰时期，国内煤炭供给稳步提升，国外进口煤炭快速增长，下游非电动力煤需求不旺，叠加港口、电厂煤炭库存高企，煤炭价格或将“旺季不旺”，难以有大幅上涨空间。

火电企业关键指标比较分析，选择全面占优标的我们从煤机装机规模、煤电机组装机占比、煤电装机十四五末增幅空间、煤电机组年利用小时数、风光装机十四五末增幅、煤价下跌度煤电收入弹性和煤价下跌整体盈利增厚等多角度比较出发，我们认为电企盈利既受益于煤价成本下跌，同时也受益于煤机+风光装机增长，此外还需考虑利用小时数等因素，受益标的包括【粤电力A】、【天富能源】、【华能国际】、【浙能电力】、【大唐发电】、【华电国际】、【江苏国信】、【建投能源】、【长源电力】、【宝新能源】。

投资建议

春节后，煤炭需求较弱，港口、终端库存相对高位，动力煤价格加速下跌，截至6月15日，秦皇岛动力末煤（Q5500）平仓价为780元/吨，较年初的1175元/吨，下跌395元/吨，较2022年最高点1664元/吨，下跌超53%。南非动力煤出口商Thungela Resources于6月12日表示，今年迄今为止的平均实现出口价格为每吨112.40 美元，而去年为每吨229.21 美元。后续动力煤价格若持续下跌，将直接缓解火电企业经营成本，增厚火电企业利润。2023Q1，我们已经明显看到火电龙头燃煤机组开始扭亏，行业基本面在持续向好。一方面，在政策加持下，长协煤履约率有望提升，同时叠加进口煤增量冲击，入炉煤价有望继续下跌。另一方面，自从电价改革实施后，多地电力市场成交价均实现20%顶格上浮。江苏、广东等地的2022年年度双边交易均价也逼近了顶格线。随着成本端压力下行，收入端电价上浮，火电盈利能力有望得到持续改善。我们认为电企盈利既受益于煤价成本下跌，同时也受益于煤机+风光装机增长，此外从规模效应等多角度出发比较，受益标的包括【粤电力A】、【天富能源】、【华能国际】、【浙能电力】、【大唐发电】、【华电国际】、【江苏国信】、【建投能源】、【长源电力】、【宝新能源】。

风险提示

1）动力煤价格快速上涨；

2）电力需求快速下降；

3）煤电交易价格下行。

关键词