火电行业深度：煤电压舱石地位不改，继续看好盈利修复

摘要/ Abstract 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间 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，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 ，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《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 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。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，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 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。 动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复 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。 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《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，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 摘要/ Abstract ，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，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，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、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，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 ”，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 、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 ，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 ，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】。 摘要/ Abstract 投资建议 ，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ThungelaResources于6月12日表示，今年迄今为止的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 。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，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。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 ，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】、【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。 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间 动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复 火电企业关键指标比较分析，选择全面占优标的 投资建议及风险提示 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间 煤电装机占比虽然逐年下降，但煤电压舱石地位不改 煤电装机占比逐年下滑，从2016年的59%下滑至2022年的46%。截至2016年底，全国发电装机容量达到16.46亿千瓦，同比增长8.20%；其中全国煤电装机容量9.46亿千瓦、增长5.1%，占全部装机容量的59%。截至2022年底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%； 其中全国煤电装机容量11.2亿千瓦、增长0.9%，占全部装机容量的46%。中国的煤电装机容量由2016年的9.46亿千瓦增长到2022年的11.2亿千瓦，仅净增了1.74亿千瓦，占发电总装机容量的比重由59%下滑至46%；风光装机容量由2016年的2.26亿千瓦迅速增长到了2022年的7.58亿千瓦，占发电总装机容量的比重由13.76%提升至30.86%。煤电装机占比虽逐年下滑，但在新能源成为新型电力系统的主体电源之前，煤电仍将发挥能源电力安全“压舱石”作用。 煤电装机占比虽然逐年下降，但煤电压舱石地位不改 煤电装机占比虽然逐年下滑，但依然是提供电力电量的主体电源。2016年，全国全口径发电量为5.99万亿千瓦时，同比增长5.2%，其中煤电发电量为3.9万亿千瓦时，占全部装机发电量的65%。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%。 目前，煤电以不足五成的电源装机贡献了近六成的发电量、七成的电网高峰负荷和八成的供热任务，发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用，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。 电力供给安全第一，煤电主体地位明确 电力安全问题持续凸显，煤电主体地位明确。2020年双碳目标提出之后，涉煤产业被严重污名化，煤电行业尤为如此，国内不少省份出现了运动式减碳的势头。2021年中至2022年初，全国出现了大范围的缺电，保供压力陡增。为了确保能源安全，国务院及时发布了“确保能源安全，推动能源革命，立足能源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划、推进能源低碳转型”的总方针，明确了煤电机组在当前阶段的压舱石和稳定器的作用。与此同时，电力供需紧张的情况仍在持续，2023年一季度，云南、贵州等地都出现阶段性“有序用电”。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。 火电保供地位凸显，火电核准装机速度明显加快。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。 电力供给安全第一，煤电主体地位明确 预计2023年全国电力供需总体紧平衡，煤电继续发挥兜底保供作用 年电力消费预测：据中电联发布的《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2023年宏观经济运行总体回升将促进电力消费需求增长。 6%左右。正常气候情况下，预计2023年全年全 9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。 年电力供应预测：在新能源发电快速发展的带动下，2023年全年新增发电装机规模将达到甚至超过2.5亿千瓦，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千 2023年底全国发电装机容量预计将超过28亿千瓦，其中非化石能源发电装机合 14.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至52.5%左右。其中，水电4.2亿千瓦、风电4.3亿千瓦、太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电万千瓦左右。 年电力供需形势预测：气象部门预计今年夏季(6月至8月)西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，长江中游降水偏少两成至五成，可能出现区 气温方面，夏季全国大部地区气温接近常年同期到偏高，华东、华中、新疆等地高温（日最高气 35℃）日数较常年同期偏多，可能出现阶段性高温。此外，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不 正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千 2022年增加8000万千瓦左右；若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。预计2023年全国电力供需 1）保持煤炭稳定供应平衡市场供需；2）加强电煤中长期合同签约履约，进一步发挥中长期合同压舱石作用；3）加大对电煤市场价格的监管， 4）保障“十四五”期间已纳规煤电按期开工投产，逐步缓解电力供需偏紧形势；5）加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网 6）加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源；7）充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用。 缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组 用电侧：三产和生活用电占比持续提高，由2011年的22.8%提高到2022年的32.7%，空调和采暖负荷比重不断提高，峰谷差逐年加大，导致负荷尖峰化特征明显。发电侧必须频繁调峰，以适应用户侧负荷变化的需求。 发电侧：风电光伏等波动性电源装机占比提高，由2011年的4.6%，迅速提高到2022年的29.6%。风电、光伏是波动性电源，且发电优先于火电，只要风光能发，火电就要尽量少发（深度调峰）甚至不发。 火电利用小时数：用电侧和发电侧的波动性增大，火电频繁调峰、长时间降负荷运行，导致火电小时数从2022年的5305小时下滑至2022年的4379小时，被误认为装机过剩。 缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组 缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组。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。枯水期水电实际受阻系数约为60%，近4亿千瓦的水电装机，约一半多容量指不上。可再生能源的这个反调峰特性导致顶