如何看待当前火电板块的投资机会？

投资逻辑 一问：20年后煤炭新批复产能下滑供应增量有限，煤价还会上涨？我们认为产能变化滞后于投资和需求变化，供应仍有增量而非电行业需求偏弱，煤价难以扭转中枢下移趋势。（1）复盘历史发现，在煤炭供需紧平衡时，每年采暖季的月度最大日产量代表了次年非采暖季月份日产量的瓶颈。以11M23原煤日产量测算2024年国内原煤最大生产能力可达50.4亿吨，较2022年已经提升5.3亿吨。（2）地产拖累非电行业用煤需求，用电淡季煤价支撑偏弱。基于24年火电发电量同比增长2.6%，钢铁、水泥产量分别同比下降0.3%、5.0%，化工品产量同比增长4.0%的假设，预计商品煤总需求约47.1亿吨，煤炭保供能力明显增强。 二问：供给侧改革后煤炭周期属性弱化，煤价或将长期高位运行？我们认为电价上涨改变了煤电行业2010年代零和博弈的局面，而涨电价的背后是能源“不可能三角”之间的再权衡。（1）火电业绩波动是“计划电和市场煤”矛盾下对煤炭周期性的映射。在煤电联动的燃煤标杆电价时代，2011~2020年间电价调整趋势总体向下。2021年底出台“1439号文”，将燃煤发电市场交易价格浮动范围放宽至上下浮动不超过20%，极大地改善了火电企业的成本疏导能力。2022年，动力煤、火电行业利润总和较2011~2020年均值增长近1倍。（2）能源“不可能三角”理论即能源的安全性、清洁性、经济性不可兼得。2011~2020年间在维护用能经济性的同时追求清洁性的提升，由“不可能三角”可知，在此期间能源系统的安全性必然有所下降，最终在2021、2022年两次缺电中暴露出来。以此为鉴，煤炭和煤电对我国能源安全的保障托底作用得到重新认识。当今世界正经历百年未有之大变局，国际环境不确定性明显上升。在“能源的饭碗必须端在自己手里”的指导下，能源政策在安全性和经济性目标之间进行了再权衡。 三问：如果市场煤价下行，电价下调至影响点火价差的风险几何？复盘发现市场煤价直到6M13启动下行趋势，但2013年火电行业指数却在5月下旬到6月下旬经历了大幅下跌，主因市场上开始出现燃煤标杆电价下调的传闻，引发对火电盈利可持续性的担忧。我们认为当前电价下行风险有限，主因：（1）虽然电力市场化提升了煤电价格联动的频率，但也还原了电力的商品属性、使价格更真实地反映成本和供需。在成本下行时，供需将为价格提供支撑。并且电力在高频交易中完成价格发现、为中长期电价提供指引，在电力现货市场连续运行的省份难以通过行政手段干预电价，不确定性反而下降。（2）伴随新能源汽车、AIGC等新用电场景的出现，以及气候变化之下的极端天气频发，我国人均用电量仍未达峰。新能源装机有效容量不足，电力系统对调节性容量的需求仍在增加。煤电作为传统电力系统中的主体电源且具备稳定可控的特性，转型后将成为系统备用容量的主要提供者，成本和收入与发电量的相关性下降。而电力行业是煤炭最主要的下游，在非电行业需求缺乏支撑的情况下，产业链上下游的议价权开始重心偏移。基于此，我们判断在出现安全性、清洁性和经济性全方面跑赢先进煤机的新型调节性电源前，煤电能够维持点火价差的相对稳定。 投资建议 思路1：燃料成本下行时，供需将为电价提供支撑，建议关注发电资产主要布局在电力供需偏紧、发电侧竞争格局较好地区的火电企业，如浙能电力、皖能电力、华电国际。思路2：预计2024年国内生产端对煤炭供应增量的贡献率大于进口，建议关注发电资产布局于中西部、燃料采购以坑口煤为主的火电企业，如建投能源、大唐发电。 风险提示 电力市场化进展不及预期、用电需求不及预期、地缘政治冲突局势恶化，国际一次能源价格大幅上行风险、容量政策执行力度/容量市场建设进度不及预期 内容目录 一、鉴古知今，煤价下行周期装机放量将放大业绩弹性的选股逻辑已验证4 二、20年后煤炭新批复产能下滑供应增量有限，煤价还会上涨？6 2.1产能变化滞后于投资变化，预计24年国内煤炭最大生产能力约50.4亿吨6 2.2产能变化滞后于需求变化，地产拖累非电行业用煤需求，价格支撑偏弱8 三、供给侧改革后煤炭周期属性弱化，煤价或将长期高位运行？10 3.1煤价降幅有限？电力市场化改变了过去十年煤、电行业零和博弈的局面10 3.2“能源的饭碗必须端在自己手里”——涨价背后是“不可能三角”的再平衡11 四、如果市场煤价下行，电价下调至影响点火价差的风险几何？13 4.1煤价回落但仍高于长协价上限+局部电力供需紧张支撑上网电价13 4.2煤电定位转向调节电源，收入和成本构成与发电量的相关性减弱16 五、投资建议17 六、风险提示20 图表目录 图表1：进口煤在我国动力煤供应结构中占比较低，但其边际变化对煤价影响较大4 图表2：市场煤价在2012年5月10日至7月10日间大幅下降22.4%4 图表3：6M12火电板块在市场煤价大幅下行的利好下实现超额收益4 图表4：2012年12月到2013年5月火电上市公司月度涨跌幅情况5 图表5：2024年以来火电上市公司月度涨跌幅情况6 图表6：2020年后煤炭新批复产能规模明显减小7 图表7：2012年煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额增速开始下滑，但原煤产量一直增长到2013年7 图表8：1~10M10原煤日产量不曾高于11M09，1~10M10原煤日产量不曾高于11M10（万吨/天）7 图表9：11M22、11M23的原煤日产量分别同比增加68和76万吨/天（万吨/天）7 图表10：以11M23原煤日产量测算2024年国内原煤最大生产能力可达50.4亿吨8 图表11：2023年我国房地产新开工面积同比下滑8 图表12：2023年我国房地产投资端承压8 图表13：黑色金属冶炼及压延加工业PPI自5M22起持续同比负增长9 图表14：非金属矿物业PPI自9M22起持续同比负增长9 图表15：煤炭供需平衡表9 图表16：前十大煤炭企业产量集中度呈上行趋势10 图表17：高压保供下煤炭安全事故数量回升10 图表18：2012~2020年，煤电标杆电价共经历4次下调、1次上调10 图表19：2022年，动力煤与火电行业的利润总和较2011~2020年间的均值增长95.6%11 图表20：2018~2022年中国化石能源对外依存度11 图表21：我国富煤贫油少气的一次能源资源禀赋决定了以煤为主的传统能源消费结构11 图表22：相比煤电，中国新能源LCOE已具备成本优势（元/kWh）12 图表23：能源不可能三角表明新型电力系统建设伴随成本上升过程12 图表24：2016年以来，有效容量增速与装机容量增速之间的差距扩大12 图表25：2016~2019年，火电、核电电源投资完成额持续负增长12 图表26：市场煤价在6M13才开启下行趋势，但火电行业指数却在5~6月经历了大幅回调13 图表27：中长期电量电价上浮比例仍低于当前市场煤价较基期的涨幅14 图表28：2022~2024年江苏省电力年度交易价格情况14 图表29：2024年春节期间，上海在省间现货市场中没在晚高峰时段买过电，但购入了大量午间谷时电量15 图表30：2024年春节期间，江苏在省间现货日前市场购买了晚高峰时段的电量15 图表31：2024年春节期间，浙江在省间现货市场购买了较多早晚高峰时段的电量15 图表32：2024年春节期间，四川在省间现货市场全天除凌晨时段外都在购入电量15 图表33：以广东省为例，高频电力交易起到价格发现的作用16 图表34：2022~2024年江苏省火电综合价格情况16 图表35：2023年浙江省用电量比山东低1173亿千瓦时，但最大负荷已超过山东17 图表36：浙江省能源发展“十四五”规划及有效容量供需缺口测算17 图表37：近5年安徽省用电增速持续高于全国用电增速18 图表38：假设安徽省21、22年新核准的煤电均能在25年前投产，则25年火电装机容量将达约7097万千瓦 ..............................................................................................18 图表39：截至2022年底，公司与华能集团位于山东省内的火电装机容量合计市占率约33.4%19 图表40：2023年港口煤价降幅大于坑口、1Q24坑口煤价降幅大于港口19 图表41：2023年，大唐发电东南沿海地区经营毛利率改善幅度显著大于京津冀地区19 图表42：行业内重点公司投资评级（人民币）19 一、鉴古知今，煤价下行周期装机放量将放大业绩弹性的选股逻辑已验证 我们在2023年9月发布的《浙能电力深度报告：煤价向下、装机向上，加码业绩弹性》中已经指出，2012~2013年的火电行情有较高的参考价值。 2012年也曾出现过进口煤冲击国内市场致使煤价短期快速下降的情况。2012年，欧债危机拖累发达经济体经济增速，叠加美国页岩气开发加速“煤转气”替代，海外煤炭需求疲软；此外，海运价格长期低位运行也使得进口煤成本优势凸显，最终导致进口广义动力煤在我国动力煤供应结构中的占比由2011年的4.7%大幅提升至2012年的5.9%，市场煤价在2012年5月10日至7月10日间大幅下降22.4%。类比2023年，进口广义动力煤在我国动力煤供应结构中的占比由2022年的2.6%大幅提升至2023年的5.5%，市场煤价在5月2日至6月2日间大幅下降23.3%。 图表1：进口煤在我国动力煤供应结构中占比较低，但其边际变化对煤价影响较大 图表2：市场煤价在2012年5月10日至7月10日间大幅 下降22.4% 秦皇岛动力煤平仓价：Q5500（元/吨） 2012-04-17 2013-06-19 2012-07-09 进口量（左轴，万吨）国内产量（左轴，万吨）900 进口占比（右轴） 400000 300000 200000 100000 0 进口占比均值（右轴） 8% 6% 4% 2% 0% 850 800 750 700 650 600 550 500 来源：Wind、国金证券研究所。注：由于2014年1~2月国内产量数据缺失，致来源：iFind、国金证券研究所 使计算所得进口煤占比或较实际值偏高。 回顾从2012年5月煤价大幅下跌开始到2013年5月市场出现燃煤标杆电价下调传闻为止的火电行情，曾收获三次阶段性超额收益。 图表3：6M12火电板块在市场煤价大幅下行的利好下实现超额收益 5月4日~7月10日 1月30日~5月17日 10月19日~12月7日 0.9 0.8 0.7 0.6 来源：iFind、国金证券研究所。注：火电行业超额收益是申万火力发电行业指数/上证综指，趋势向上即为股价表现优于上证综指整体。 5~7M12，受煤价大幅下行的行业性利好因素驱动，火电行业实现了显著的超额收益；在此期间内，火电板块上涨的个股比例达55.6%。其中，区间涨幅前5的个股依次为：华电国际、穗恒运A、粤电力A、皖能电力、宝新能源。 10~12M12和2~3M13，火电行业曾收获两次阶段性超额收益。其中，1~5M13涨幅前5 的个股依次是长源电力、赣能股份、宝新能源、天富能源和大唐发电，主要受到2012 年度和2013年一季度业绩的催化。得益于2011年11月以来的煤炭价格下行和2012 年底以来的用电需求复苏，行业龙头2012年均实现业绩同比高增；其中，华电国际增长1690%、华能国际增长363%、皖能电力增长1397%。进入1Q13后，市场煤价仍在继续下行，火电企业业绩持续改善；其中，赣能股份增长1004%、长源电力增长797.4%、宝新能源增长780%、大唐发电增长142%。 图表4：2012年12月到2013年5月火电上市公司月度涨跌幅情况 2012/12/31 2013/1/31 2013/2/28 2013/3/31 2013/4/30 2013/5/18 长源电力 36.3% 52.7% 4.3% -0.6% -6.6% 9.7% 赣能股份 20.5% 16.7% 3.3% 6.9