主讲人介绍：
顾伊蕾
上银基金固定收益部高级研究员
6年证券行业从业经历，信用研究专家，长期深耕周期行业及城投板块。
上半年煤炭价格大幅回落，火电行业盈利持续修复。秦皇岛动力煤平仓价格已经从今年高位1189元/吨下跌到2023年6月28日817元/吨，2023一季度火电盈利环比和同比均大幅改善，但广东、东北等区域火电企业盈利依然亏损。
展望下半年，火电净利润或将继续改善，具体看：
电价方面，长协电价稳定，而缺电情况下市场电价或超预期。经营系工商业用电电价主要签订年度长协，以广东为例，电量年度长协占比在80%左右，今年基本所有省份年度长协电价均按照基准电价上浮20%上限签订，也就是说今年长协电价端稳定上浮20%。电量中占比不高的市场电价是夏季火电可以期待的亮点，缺电背景下市场电价弹性很高，根据中电联《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，“在正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右；若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右”。根据中电联数据，1-4月我国新增装机数据，煤电、气电、水电和核电合计新增装机仅有1487万千瓦，2022年下半年四大电源合计新增装机为4078万千瓦，即2022年下半年至今稳定性电源合计增量仅有5565万千瓦。由此即便乐观假设上述新增装机均可在高峰时段100%出力（水电并不稳定），高峰负荷缺口仍在扩大，预计迎峰度夏期间负荷供需进一步偏紧，缺电情况下市场电价上升空间很大。
煤炭成本是制约火电盈利的核心，预计夏季高峰期煤炭上涨空间有限，夏季后火电成本压力将持续压降。从煤炭需求结构来看，电力行业需求约占55%，非电行业需求约占45%，主要包括化工、建材和冶金三个领域。电力需求端，新能源、水电供给来看，预计迎峰度夏期间火电发电量增速有限，电力供需的关键是缺负荷，电煤需求难以大幅增加。非电需求端，由于房地产和基建行业低迷，导致煤炭非电需求显著不及预期。从重点用煤行业产量数据来看，粗钢、平板玻璃、水泥产量环比均下跌。考虑到夏季是建筑施工的淡季，预计煤炭非电需求在迎峰度夏期间难有明显好转。另外，海外煤价高位回落，纽卡斯尔动力煤现货价格年初至今跌幅过半，受海外经济复苏乏力影响，海外煤炭供需格局亦大幅宽松，对我国国内煤价信心产生负面影响，同时今年火电采购进口煤比例同比提高，煤炭成本压力进一步下降。
整体看下半年，受到新能源装机大规模扩张影响，火电电量增速有限，但是制约火电盈利的煤炭夏季上行空间有限，并且电价稳中有增，因此火电将告别去年“发一度电、亏一度电”的盈利格局，盈利能力稳中向好。考虑到煤炭成本依然不低，仍是影响火电利润的重要胜负手，因此可关注具备煤炭成本优势的内蒙、山西区域坑口电站占比高的火电企业。
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