二、火電：煤價下行+電價上行，盈利修復預期強烈

　　1、煤價趨勢扭轉走入下行區間，沿海電廠有望受益

　　(1)復雜地緣形勢引發煤炭供應緊張，2022 年進口煤價整體處于高位

　　地緣政治局勢變化影響能源市場，全球動力煤價格高企抬升中國動力煤進口成本。受疫情影響，2020 年以來全球煤 炭出口數量持續下降，2020 年全球煤炭出口總量為 14.86 億噸，較 2019 年下降 8.3%，2021 年回升至 15.27 億噸， 但仍低于 2019 年水平。而地緣政治局勢的惡化則進一步影響了煤炭市場，2022 年動力煤供應進一步惡化。2022 年 1 月，印尼政府為緩解國內電廠缺煤形勢宣布 1 月內禁止出口煤炭，引發國際煤炭市場震蕩，海運煤市場供給大幅減 少，煤價開啟上行之路。2022 年 2 月，俄烏沖突爆發，美國與歐盟對俄羅斯實行能源禁運，俄羅斯 3 月以來煤炭、 石油、天然氣出口量均大幅下降，煤炭出口的下降直接沖擊了全球動力煤市場，而天然氣出口的下降使得歐洲出現較 大程度的能源短缺，歐洲多國被迫重拾其他替代能源，煤電也包括在內，根據國際能源署的統計，2022 年歐洲燃煤 發電量同比增長 6%，歐洲能源結構的變化加劇了全球煤炭供給的短缺。2022 年中國的動力煤進口成本飆升。

　　受地緣政治因素影響，2022 年起秦皇島港、紐卡斯爾港、理查德港、歐洲 ARA 港動力煤價格走勢持續上升。秦皇 島港動力煤平倉價Q5500、Q5000 自 2022 年 1 月以來顯著上升，在 2022 年 3 月達到 1664 元/噸與 1501 元/噸的價 格高峰，此后價格雖逐步回落但仍高于年初水平，并于 2022 年 9 月再度回歸至 1612 元/噸與 1412 元/噸，2022 年 全年價格均處于高位。在國際價格方面，紐卡斯爾港、理查德港動力煤自 2021 年末以來價格直線上升并在 2022 年 3 月達到價格高峰，歐洲 ARA 港動力煤則在 5 月達到價格頂峰。隨后一直保持高位震蕩狀態。

　　進口煤價高企提高了沿海電廠的用煤成本，導致 2022 年沿海電廠相較于內陸電廠而言整體業績不佳。2022 年，沿海電廠營業收入大幅上漲，上海電力營業收入漲幅達到 27%，浙能電力漲幅 12%，顯著高于華電國際、內蒙華電、 豫能控股等內陸電廠。但在歸母凈利潤方面，除上海電力外其他三家沿海電廠均陷入較為嚴重的虧損狀態，相較于上 一年的利潤改善狀況也弱于華電國際與內蒙華電，整體來看內陸電廠業績表現更好。

　　(2)2023 年以來動力煤價格回落明顯，沿海電廠受益較大

　　隨著地緣局勢的逐漸平穩與主要產煤國出口的恢復，2023 年年初以來國際煤價走入下行區間。隨著俄烏沖突局勢的 逐漸平穩，俄羅斯、印尼等國的煤炭出口逐漸恢復，歐洲在冬季過后動力煤需求下降等多方面因素影響，國際煤價呈 現高點回落態勢。紐卡斯爾港、歐洲三港 ARA 動力煤價格由年初的 238.5 與 397.3 美元/噸下降到 5 月的 139.6 與 178 美元/噸，下降幅度巨大。與此同時，2023 年秦皇島動力煤平倉價 Q5500 與 Q5000 由年初的 1175 與 1034 元/噸下 滑到 2 月份的 990 與 792 元/噸，隨后出現回升，目前分別穩定在 970 與 850 元/噸左右，較去年同期有一定下滑。

　　由于進口煤價下降幅度較大，沿海地區電廠成本端改善，業績顯著回暖。2023Q1，華能國際、上海電力、粵電力、 浙能電力等沿海電廠分別實現歸母凈利潤 22.50、3.35、0.88、10.10 億元，同比增長 335.30%、230.64%、119.66%、 61.19%，增幅顯著高于華電國際、內蒙華電、豫能控股、晉控電力等內陸電廠。沿海電廠顯著受益于進口煤價格下 降，預計后續隨著煤價的進一步回落，業績將持續修復。

　　2、市場化改革下電價持續上行，未來火電業績增長潛力大

　　(1)市場化改革不斷推進，電價進入上行區間

　　2021 年的“缺電”現象使得國家開始加大力度推動電力市場化改革。2021 年 10 月，國家發改委印發《關于進一步 深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，將煤電電價在基準價基礎上上下浮動的范圍由最高下浮 15%/上浮 10% 擴大到上下浮 20%(高耗能企業可超過 20%)，同時要求工商業用戶必須全部進入電力市場，未進入電力市場的用戶 由電網企業代購電。2022 年 1 月，國家發改委進一步印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改 體改[2022]118 號)，要求 2025 年初步建成全國統一的電力市場體系，進一步優化電力資源配置。在 2022 年，國家 發改委、國家能源局先后出臺《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》、《電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》、 《電力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》等政策文件，推動電力市場化改革不斷深入。

　　乘市場化改革春風，各地區電力市場交易價格 2022 年均大幅上浮。年度電力交易方面，2023 年山西省雙邊協商與 集中競價電力直接交易成交均價分別為 393.72 元/兆瓦時與 385.74 元/兆瓦時，比去年同期增長 0.01%與 7.43%;廣 東省年度雙邊協商交易與掛牌交易價格分別為 553.88 元/兆瓦時與 552.28 元/兆瓦時，比去年同期增長了 11.44%與 9.97%。月度價格方面，2022 年山西、廣東電力交易市場的日前市場結算價格與實時市場統一結算價格均有所增長， 且在年末均顯著高于當地燃煤電價基準價。2022 年 9 月，廣東省日前市場結算價格與實時市場統一結算價格一度攀 升到 743.06 元/兆瓦時與 817.27 元/兆瓦時，相較年初增長 70%。

　　隨著市場交易價格上浮，2022 年各火電企業平均上網電價提升明顯。2022 年，主要火電企業華能國際、華電國際、 大唐發電、國電電力、上海電力、浙能電力、申能股份、內蒙華電等火電上網電價與前一年相比均有 20%左右的上漲。 其中華電國際火電上網電價達到 520.81 元/兆瓦時，同比增速 23.89%為所有企業中最高，大唐股份火電上網電價達 到 551.27 元/兆瓦時，為所有企業中最高?；痣娖髽I在電力市場化改革中受益匪淺。

　　(2)2023 年交易電價強勢依舊，火電業績增長潛力大

　　2023 年 1-4 月，市場交易電價依然保持相對高位。2023 年以來，廣東、山西等主要電力交易市場電價在 1 月份出現 短暫回落之后，2 月份又沖上高位，3、4 月份雖有所下滑，但仍維持在電價基準價之上。與此同時，許多地區代理購 電價格也均有不同程度的上升，其中江蘇、廣東、上海、重慶等低上升幅度較大。隨著未來市場化改革不斷推進，火 電燃煤成本有望繼續向工商業用戶疏導，而火電的靈活性改造則使得火電有望實現由電量保障到電量輔助的成功轉型， 讓火電可以在未來的新型電力系統中占據一席之地，隨之而來的容量補償機制建立與推廣也可以進一步彌補火電的固 定投資成本，對火電未來的業績形成一定支撐。