今夏电力及煤炭供需形势展望电话会纪要–20230529

一1周期视角Q煤炭P火电行业利润展望 ÿ一Ā周期波动中的煤P电 电的周期表现û<顺周期=P<逆周期=的O同特点2Ð<顺周期=的特点来看，用电量P经济发展周期密W相关，用电量增�一般表ĀûPGDP增�的à似走势，但是àO�的电力�性系数一般高于1ß行，拆V各行业用电量�性系数，s们可以发ĀÐ产用电量�性系数c续P于1ß行，�要是一产1O产及居民用电量�性系数高Oß行，à表Āû数_经济发展P电气W程度提高的趋势Q，O产及居民用电需求的拉动作用更加明显2Ð<逆周期=的特点来看，由于煤ÿP经济周期\向波动，而电ÿ调整节奏一般滞^于煤ÿ，所以火电行业利润ßß呈现一定逆经济周期特点Ām外，电网等基建投资ßß作~宏Ê经济逆周期调节手段2 煤炭的周期波动中，供需ô定煤ÿ方向，政策影响供à节奏2复盘à20�的煤炭行业，s们发Ā煤炭ÿ格供需ßß由煤炭行业供需决定，但作~�策的影响也O容忽视，�策影响经常Ð供给侧发力来影响煤炭供à节奏，比如供给侧改革1加�ÿ保Ü监1ßó煤管çP�开1产能x增x减等2煤炭Ð2002�þô迎来量ÿ齐增的<黄金十�=，但<十ÐÞ=时期供需过剩矛盾爆发打ü煤ÿÿ格，最o重时过剩产能超17亿吨，煤企亏损面超[r2经过<十OÞ=时期供给侧改革的调整，sÿW解落^煤炭产能超10亿吨，产能结构ß一n优W，煤ÿ长期稳定在绿色区间内ß行，行业盈利也获得改善2新冠疫情爆发 ^，2021�ÿ内经济的快�恢复1极端y气影响P产能释�O足共\r煤炭供需矛盾爆发，煤ÿ迎来大幅拉W，但在保供稳ÿ措施的�力è行和需求增 �回落的压力Q，目前煤ÿ也承Ø较大Q跌压力2煤电周期波动中，煤电顶牛的现象常É——煤ÿ飞涨[火电亏损，火电盈利[煤ÿ承压2尤w2021�煤炭供需失衡导ô煤ÿ高涨，煤炭企业P电力企业利润VWo重，煤电顶牛矛盾更加突û22021�15家动力煤P^|司净利润高达1165亿元，37家火电P^|司合«亏损329亿元，w中21家企业净利润ûĀ亏损，o重时<发一度亏一度=22022�，15家动力煤P^|司净利润1758亿元，37家火电P^|司净利润仅58亿元2由于长`保供的o格è行，火电行业利润好转，但煤ÿ均值Ï较P�增长约24%，37家火电企业中仅10家企业实Ā扭亏转盈，12家企业亏损减少，15家亏损扩大2煤电顶牛周期性û现的y本原因是<市场煤=P<计划电=的双轨制2围绕煤电ÿ格改革，s国一直在推进和完善相关机制22004�sÿ建立煤电联动机制，2020�l 式×消煤电ÿ格联动机制，该机制作用QP网电ÿP煤炭ÿ格d钩，�售电ÿPP网电ÿd钩，期间煤ÿ基q以^场决定，以半�/一�~周期来对à调整电ÿ，力Ā使电力企业消W一定比例的煤ÿP涨因素22020�×消煤电联动^，将燃煤标杆电ÿ机制改~<基准ÿ+PQ浮动=的^场W机制，并在深W燃煤发电P网电ÿ^场W改革1完善煤炭^场ÿ格形r机制方面O断发力，2021�p序�开全部燃煤发电电量P网电ÿ，2022�确立了煤炭中长期ÿ格合理区间并提高基准ÿ2复盘煤电周期，s们发现煤ÿ是划V煤P电n行业利润的<标尺=2短期内，电ÿ波动幅度Ï相对p限，煤电顶牛p所疏解但并o完全解决，煤ÿ周期P煤电企业利润周期波动高度一ô，因m可以把煤ÿ看做划V煤电n行业利润的<标尺=22023�煤ÿ中枢Q行，火电行业盈利改善预期相对明确2长`煤机制�定电煤ÿ格及供à，均衡煤-电盈利22021�以来，长`机制数轮修改，新机制之Qÿÿ1Ā供à方ÿ原则P覆盖所px定产能30万吨/�及以P的煤炭生产企业Ā煤炭企业签¬的中长期合\数量à达到自p资源量的80%以PĀ新x增产能100%签长`Āÿ2Ā需求方ÿ发电供热企业�度用煤扣除ßó煤^à实Ā中长期供需合\全覆盖Āÿ3Āÿ格ÿ秦皇岛Q水煤ÿ5500KĀ570- 770元/吨Ā长`o度定ÿĀĀ货ÿ格O超长`区间的1.5倍Āÿ4Ā履约率ÿ�度中长期合\细WV解到o，单笔合\o度履约率OP于80%，季度和�度履约率OP于90%2o度统«1季度通报1半�度考x2y据ÿ家能源局，2022�电煤中长期合\实×兑Ā量约20亿吨，预«2023�提Wó26亿吨，覆盖面超85%2 ÿÐĀ煤电行业利润展望 煤ÿQ行p利于火电企业利润改善2当前煤炭^场供需过剩压力加大，宽松的ÿ内供à1大量的ßó煤涌入及疲弱的消费需求共\r各ÿ节高ß`Ā状，并使煤ÿ连续Q行，5o中Q旬Q跌加�2煤ÿQ跌对以煤炭~原料和燃料的商品而言，`在rq坍塌的风险，但tp利于对火电企业盈利改善，以2022�全行业供电煤耗水�计算，理论P煤ÿ每Q跌100元/吨将使度电r本Q降0.038元2短期内，煤电的�体地OO会动g，并在o来相当长一段时间内Ï是sÿ电力供àÜ全的重要支撑Ā中长期来看，2030�前煤电Ï~sÿ电力<压舱石=，依然继续发挥�体电源的基础保障作用，2030�前煤电装机和发电量Ï将�度增长，à意味着煤炭的总需求ß将保c增长，虽然增�可能�缓2\时，电改ß入新阶段也p利于燃料rq传导22023�，火电企业利润改善预期明确2sÿ火电企业以央企ÿ企~�，Ø益于煤ÿQ行1用电需求增长1煤电联营�策1新能源装机提W及电力^场改革，2023�业绩改善预期相对确定2预«2023�全ÿ全社会用电量~9.16万亿-9.33万亿千瓦时，增长6%-8%，最大负荷增�P用电量增�接à2预«全�火电增�ó少3%以P2 中长期，煤炭企业P估值和高V红Ïx吸引力2央企及地方ÿ企~�，经历资源整合和产能集中之^，�要龙头企业优势更加凸显，s使2023�煤ÿ中枢Q行，但煤企P估值和高V红Ïp一定吸引力Ā考虑到<十四Þ=煤炭ÿ格Ï显著高于<十OÞ=时期，煤炭股抗通胀的属性依然x备投资ÿ值2Ð1今�夏y电力形势V析 ÿ一Ā2022�全国电力供需情况回顾 气候2022�s国气候整体状况偏差，暖~特à明显，旱涝灾害突û，全国�均气温~历ó次高，降水量~2012�以来最少2ÿ1Ā高温ÿ夏季sÿ中东部地区ûĀ了1961�以来最�的高温过程Āÿ2Ā降水ÿ全ÿ�均降水量较常�偏少，尤w南方地区的夏1秋连旱影响重Āÿ3Ā寒潮ÿ寒潮过程明显偏多，影响范围广，全�寒潮过程11次，较常�偏多6次22022�，sÿ夏季气温偏高，导ô 降温耗能较常�\期增加Ā冬季气温偏高，采暖耗能较常�\期Q降2 2022�s国经济顶Q压力c续增长，宏Ê经济大盘总体稳定2全�GDP突破120万亿大关，增�3%，O次产业增加值增�V别~4.1%13.8%和 2.3%ĀØn轮疫情的影响，各季度GDP增�V别~4.8%10.4%13.9%12.9%，呈波动起伏态势2 全社会用电量在多重因素óüQ实现正增长，各季度增速波动较大22022�全社会用电量8.64万亿千瓦时，增�3.6%Ā各季度增�大幅波动，214季度的增�Ø到疫情的影响较P，P经济走势保c一ôĀ3季度明显偏高，�要是Ø到极端高温y气的影响Ā第Ð产业和第O产业增长O力，用电增长�要Ø到居民生活用电的拉动ÿ城乡居民生活用电量\比增加13.8%Ā2 2022�最大用电负荷接à13亿千瓦，超过用电量增速22022�全ÿ调度最大负荷达到了12.9亿千瓦，增� 8.2%，ûĀ在夏季，�要Ø夏季大面积极端高温y气的影响，最大负荷增�较用电量增�快4.6个百V点ĀV省来看，最大负荷时刻，广东1江苏1浙江等经济人ó大省的负荷s比较高2 电力供需方面，去�新增装机2亿千瓦，全�可再生能源装机规模首超煤电Ā风电1Z伏�发电量首次突破1万亿 千瓦时，清洁能源发电s比c续提W2但Ø疫情1ý业生产快�恢复1气候ÙW1水电û力O足1煤炭ÿ格P涨多因素综合影响，全ÿ电力供需总体紧�衡，部V地区用电高峰时段电力供需偏紧2 ÿÐĀ2023�全国电力供需形势V析 今�一季度气候表现ÿÿ1Ā气温方面ÿ今�以来ÿ1o1日ó4o24日Ā，全ÿ�均气温3.0℃，较常�\期偏高了1.1℃，~1961�以来历ó\期的第3高2ÿ2Ā降水方面ÿ全ÿ�均降水量90.6毫米，较常�\期偏少4.0%，偏少的地区�要是东X地区西南部和云南大部，尤w是云南中东部地区偏少了8r以P2 预计今�夏季气候，今�汛期s国气候状况~一般到偏差，旱涝并重Ā夏季降水呈南Xn条多雨带，长江中游降水偏少明显Ā全ÿ大部地区气温较常 �偏高，长江中游等地高温热浪偏多2夏季风能资源预判ÿ东X南部1_X东部1_东X部1西南西部1西藏东部1青海南部等地100米风�较常�\期偏大，w余地区100米风�接à常�\期到偏少，尤w是湖南南部1广东X部1广西X部1贵州东南部等地较常�\期偏少5%-10%2夏季z阳能资源预测ÿ内蒙ô中部1_东中部1_中中部1西南地区东X部1新疆X部等地水�面总辐照量较常�\期偏大，w中 湖X1重庆等地偏大5-10%Ā全ÿw余地区水�面总辐照量接à常�\期到偏少2 考虑今�增速增长，预计2023�全国全社会用电量将突破9万亿kwh，夏季最大负荷13.7亿kw，增速接à用电量增速2y据ÿ网能源研究院预测，经济恢复向好1气温l常偏高，将r~2023�支撑用电较快增长的p利条þ，预«全�全社会用量将达到9.16-9.33万亿千瓦时之间，\比增长6%-8%Ā在中方案Q，2023�的全社会用电量是9.25万亿千瓦时，比P�增长7%þô2第Ð1O产业将重新r~拉动用电增长的�要动力Ā跟经济增 �类似，第Ð1四季度的用电增�显著高于第一1O季度的用电增�2预«2023�全ÿ最大负荷13.7亿千瓦，ûĀ在夏季，比P�增长6.5%，增�回落1.7个百V点2 电力供à方面，2023�全�新投产装机容量突破2亿kw，p望连续第Ð�创历ó新高，装机结构将发生历ó性转Ù2预«到2023�á全ÿ发电装机容量将达到28.4亿千瓦，比P�增长10.8%Ā火电的装机比重将首次P于 50%，非W石能源比重将超过50%，z阳能1风能将跻身装机的前O]2全ÿ发电量稳n增长，预«将达到9.3万亿千瓦时，比P�增长7.2%2火电发电量比重c续Q降，较P�Q降1.1个百V点，新能源对发电量增长的贡献率将超过35%2 预计2023�全�电力供需�衡偏紧，局部高峰时段供需紧张2若ûĀ燃料供ào重O足1极端y气等情况，用电高峰时段电气缺óß将ß一n的扩大Āsÿ能源新能源的装机的s比将O断提高，电网峰谷差c续增大，sÿ电力供需形势对气温一次能源等因素的敏感性c续提W，极端场oQ再次ûĀ大范围的电力供需紧张的可能性Ï然`在2预«_东1_中1南方区域电力供需形势偏紧，_X1东X1西X区域电力供需基q�衡2 ÿOĀ2023�_东区域电力供需形势V析 _东电网特àÿ_东区域包含四省一^ÿP海，浙江，江苏，Ü徽，福建2区内区域装机4.7亿千瓦，w中火电61%，Z伏16%，风电8%Ā区外直流1区内新能源无惯量电源容量s所p电源容量ÿ含直流Ā的36%，是仅次于火电的第Ð1O大类电源Āÿ直流+新能源Āû力/用电负荷s比已超过50%，x备y型的新能源高比例渗�Ø端大电网特à2_东电网新能源装机11684万千瓦，今�以来，区域新能源1风电1Z伏û力都创历ó新高2区内共14回直流跨区Ø电，合«û力9376万千瓦，<十四Þ=p新增2回直流ÿ陕皖1甘浙Ā，<十ÞÞ=«划建2回ÿ蒙沪1青苏Ā22022�_东电网迎峰度夏形势ÿ2022�夏季区域最高用电负荷3.65亿千瓦ÿ8o15日Ā，\比增长4.97%ÿ当日 采×了1948万千瓦负荷ç制手段，若ß原将达到3.84亿千瓦ĀĀ区外直流Ø电首次突破6000万千瓦，\比增加9.8%，较中长期«划最大增�1035 万千瓦Ā需求侧共«29y采×负ç措施，Ü徽及浙江ß执行p序用电，�均削峰比例4.19%，最大7.36%2 预计今�夏季高峰_东电网�衡紧张，尖峰时刻存在供电缺口2预«2023�夏季可能ûĀ阶段性高温热浪，雨量偏少，预«全网夏季高峰负荷39725万千瓦，比P�增长8.86%2预«2023�夏季全网装机规模ÿO含直流Ā4.89亿千瓦，w中新能源装机1.28亿，s比27%2m外，y据区外直流夏季中长期y型�电1水电和煤ÿ因素，预«今�夏季高峰