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出品|璃月投研

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煤價下跌，煤炭成本占比高的標的有望率先受益

根據(jù)CCTD中國煤炭市場網(wǎng)，近期，由于歐洲工業(yè)生產(chǎn)持續(xù)乏力，經(jīng)濟復蘇進程緩慢，疊加有低價天然氣和可再生能源的充足供應(yīng)，煤電負荷較低，煤炭庫存遠超需求，外礦和貿(mào)易商不得不向中國出售或者轉(zhuǎn)賣部分過剩煤炭資源，流入中國市場的高卡煤明顯增多且具有價格優(yōu)勢，從而引發(fā)各出口國踩踏式拋售。截至2023年6月7日，歐洲ARA港動力煤離岸價已降至99美元/噸，跌破百元關(guān)口。隨著海外煤價下滑，我國煤炭進口同比高增長，2023年1-5月，我國進口煤及褐煤18205.9萬噸，同比提升89.6%。另外，國務(wù)院關(guān)稅稅則委員會表示，為支持國內(nèi)煤炭安全穩(wěn)定供應(yīng)，自2023年4月1日至2023年12月31日，繼續(xù)對煤炭實施稅率為零的進口暫定稅率。我國延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，有望繼續(xù)促進煤炭進口，從而進一步刺激煤價下跌。

而動力煤作為燃煤發(fā)電行業(yè)主要的原材料，其價格變動對燃煤發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)成本及經(jīng)營業(yè)績有顯著影響。由此，我們推薦關(guān)注燃料成本占比高的標的：華能國際（600011）、大唐發(fā)電（601991）（2021-2022年，的燃料成本占總成本的比例約為七成）

調(diào)峰優(yōu)勢凸顯火電價值

煤電仍是能源保供的“壓艙石”，其合理收益須得到保障。新型電力系統(tǒng)建設(shè)過程中綠電消納壓力顯現(xiàn)，保消納需源側(cè)增加調(diào)節(jié)資源、網(wǎng)側(cè)增加“大電網(wǎng)”投資。而煤電仍然是最經(jīng)濟的跨日調(diào)節(jié)資源。目前在運電化學儲能時長普遍為2~4小時，無法滿足跨日調(diào)節(jié)需求，且度電成本受上游能源金屬資源價格波動影響較大：抽蓄經(jīng)濟性僅次于火電靈活性改造且可跨日調(diào)節(jié)，但建設(shè)周期較長，預計將在“十五五”期間集中投產(chǎn)，其他新型儲能則商業(yè)模式尚未成熟。

因此，煤電裝機規(guī)模仍有增長空間，“十四五”有望超預期。火電與核電作為高可靠性的保障電源，合計裝機規(guī)模應(yīng)與尖峰負荷基本匹配：并且新上百萬千瓦煤電機組自帶70%調(diào)節(jié)能力（負荷低至30%），同時具備可靠性和靈活性。按照負荷與用電同步增長測算，預計到25年最高負荷將達15.5億千瓦。根據(jù)核電裝機規(guī)劃，預計25年在運機組容量約0.7億千瓦，即火電理論需求量為14.8億千瓦，對應(yīng)煤電裝機增量最高可達3億千瓦?！笆奈濉币?guī)劃2025年煤電新增裝機1.5-2億千瓦，存在超預期空間（可理解為裝機時間表前移）。

部分地區(qū)的特殊性有望催生強勢標的

在當前用電緊缺階段，電力供求失衡，帶動火電廠發(fā)電量的提高，但以往來看，水電的發(fā)電情況會較為明顯地擠壓火電的下游用電需求，因此汛期來水量指標就顯得十分關(guān)鍵。

其中值得注意的是，浙江作為出口大省且二產(chǎn)占比位居全國前三，其電力不足問題尤為突出，地方政府火電建設(shè)積極性強。2022年迎峰度夏期間，浙江最高負荷達到1.02億千瓦，其火電和核電裝機容量與尖峰負荷之約0.27億千瓦。為保障省內(nèi)電力供應(yīng)，浙江省內(nèi)中長期具備建設(shè)條件的沿海煤電擴建裝機容量規(guī)模共計約2332萬千瓦，22年以來已有序核準浙能六橫電廠二期、國能舟山三期、浙能嘉興電廠四期共6臺百萬千瓦機組，由此我們重點體推薦標的即為：浙能電力（600023）。