电力行业2023年中期策略：火电业绩持续优化，新能源蓄势待发

二、火电：煤价下行+电价上行，盈利修复预期强烈

　　1、煤价趋势扭转走入下行区间，沿海电厂有望受益

　　(1)复杂地缘形势引发煤炭供应紧张，2022 年进口煤价整体处于高位

　　地缘政治局势变化影响能源市场，全球动力煤价格高企抬升中国动力煤进口成本。受疫情影响，2020 年以来全球煤 炭出口数量持续下降，2020 年全球煤炭出口总量为 14.86 亿吨，较 2019 年下降 8.3%，2021 年回升至 15.27 亿吨， 但仍低于 2019 年水平。而地缘政治局势的恶化则进一步影响了煤炭市场，2022 年动力煤供应进一步恶化。2022 年 1 月，印尼政府为缓解国内电厂缺煤形势宣布 1 月内禁止出口煤炭，引发国际煤炭市场震荡，海运煤市场供给大幅减 少，煤价开启上行之路。2022 年 2 月，俄乌冲突爆发，美国与欧盟对俄罗斯实行能源禁运，俄罗斯 3 月以来煤炭、 石油、天然气出口量均大幅下降，煤炭出口的下降直接冲击了全球动力煤市场，而天然气出口的下降使得欧洲出现较 大程度的能源短缺，欧洲多国被迫重拾其他替代能源，煤电也包括在内，根据国际能源署的统计，2022 年欧洲燃煤 发电量同比增长 6%，欧洲能源结构的变化加剧了全球煤炭供给的短缺。2022 年中国的动力煤进口成本飙升。

　　受地缘政治因素影响，2022 年起秦皇岛港、纽卡斯尔港、理查德港、欧洲 ARA 港动力煤价格走势持续上升。秦皇 岛港动力煤平仓价Q5500、Q5000 自 2022 年 1 月以来显著上升，在 2022 年 3 月达到 1664 元/吨与 1501 元/吨的价 格高峰，此后价格虽逐步回落但仍高于年初水平，并于 2022 年 9 月再度回归至 1612 元/吨与 1412 元/吨，2022 年 全年价格均处于高位。在国际价格方面，纽卡斯尔港、理查德港动力煤自 2021 年末以来价格直线上升并在 2022 年 3 月达到价格高峰，欧洲 ARA 港动力煤则在 5 月达到价格顶峰。随后一直保持高位震荡状态。

　　进口煤价高企提高了沿海电厂的用煤成本，导致 2022 年沿海电厂相较于内陆电厂而言整体业绩不佳。2022 年，沿海电厂营业收入大幅上涨，上海电力营业收入涨幅达到 27%，浙能电力涨幅 12%，显著高于华电国际、内蒙华电、 豫能控股等内陆电厂。但在归母净利润方面，除上海电力外其他三家沿海电厂均陷入较为严重的亏损状态，相较于上 一年的利润改善状况也弱于华电国际与内蒙华电，整体来看内陆电厂业绩表现更好。

　　(2)2023 年以来动力煤价格回落明显，沿海电厂受益较大

　　随着地缘局势的逐渐平稳与主要产煤国出口的恢复，2023 年年初以来国际煤价走入下行区间。随着俄乌冲突局势的 逐渐平稳，俄罗斯、印尼等国的煤炭出口逐渐恢复，欧洲在冬季过后动力煤需求下降等多方面因素影响，国际煤价呈 现高点回落态势。纽卡斯尔港、欧洲三港 ARA 动力煤价格由年初的 238.5 与 397.3 美元/吨下降到 5 月的 139.6 与 178 美元/吨，下降幅度巨大。与此同时，2023 年秦皇岛动力煤平仓价 Q5500 与 Q5000 由年初的 1175 与 1034 元/吨下 滑到 2 月份的 990 与 792 元/吨，随后出现回升，目前分别稳定在 970 与 850 元/吨左右，较去年同期有一定下滑。

　　由于进口煤价下降幅度较大，沿海地区电厂成本端改善，业绩显著回暖。2023Q1，华能国际、上海电力、粤电力、 浙能电力等沿海电厂分别实现归母净利润 22.50、3.35、0.88、10.10 亿元，同比增长 335.30%、230.64%、119.66%、 61.19%，增幅显著高于华电国际、内蒙华电、豫能控股、晋控电力等内陆电厂。沿海电厂显著受益于进口煤价格下 降，预计后续随着煤价的进一步回落，业绩将持续修复。

　　2、市场化改革下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大

　　(1)市场化改革不断推进，电价进入上行区间

　　2021 年的“缺电”现象使得国家开始加大力度推动电力市场化改革。2021 年 10 月，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》，将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由最高下浮 15%/上浮 10% 扩大到上下浮 20%(高耗能企业可超过 20%)，同时要求工商业用户必须全部进入电力市场，未进入电力市场的用户 由电网企业代购电。2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改 体改[2022]118 号)，要求 2025 年初步建成全国统一的电力市场体系，进一步优化电力资源配置。在 2022 年，国家 发改委、国家能源局先后出台《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》、《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、 《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》等政策文件，推动电力市场化改革不断深入。

　　乘市场化改革春风，各地区电力市场交易价格 2022 年均大幅上浮。年度电力交易方面，2023 年山西省双边协商与 集中竞价电力直接交易成交均价分别为 393.72 元/兆瓦时与 385.74 元/兆瓦时，比去年同期增长 0.01%与 7.43%;广 东省年度双边协商交易与挂牌交易价格分别为 553.88 元/兆瓦时与 552.28 元/兆瓦时，比去年同期增长了 11.44%与 9.97%。月度价格方面，2022 年山西、广东电力交易市场的日前市场结算价格与实时市场统一结算价格均有所增长， 且在年末均显著高于当地燃煤电价基准价。2022 年 9 月，广东省日前市场结算价格与实时市场统一结算价格一度攀 升到 743.06 元/兆瓦时与 817.27 元/兆瓦时，相较年初增长 70%。

　　随着市场交易价格上浮，2022 年各火电企业平均上网电价提升明显。2022 年，主要火电企业华能国际、华电国际、 大唐发电、国电电力、上海电力、浙能电力、申能股份、内蒙华电等火电上网电价与前一年相比均有 20%左右的上涨。 其中华电国际火电上网电价达到 520.81 元/兆瓦时，同比增速 23.89%为所有企业中最高，大唐股份火电上网电价达 到 551.27 元/兆瓦时，为所有企业中最高。火电企业在电力市场化改革中受益匪浅。

　　(2)2023 年交易电价强势依旧，火电业绩增长潜力大

　　2023 年 1-4 月，市场交易电价依然保持相对高位。2023 年以来，广东、山西等主要电力交易市场电价在 1 月份出现 短暂回落之后，2 月份又冲上高位，3、4 月份虽有所下滑，但仍维持在电价基准价之上。与此同时，许多地区代理购 电价格也均有不同程度的上升，其中江苏、广东、上海、重庆等低上升幅度较大。随着未来市场化改革不断推进，火 电燃煤成本有望继续向工商业用户疏导，而火电的灵活性改造则使得火电有望实现由电量保障到电量辅助的成功转型， 让火电可以在未来的新型电力系统中占据一席之地，随之而来的容量补偿机制建立与推广也可以进一步弥补火电的固 定投资成本，对火电未来的业绩形成一定支撑。