华西证券：煤电压舱石地位不改，继续看好盈利修复.pdf

火电行业深度： 煤电压舱石地位不改，继续看好盈利修复 证券研究报告 /行业研究 仅供机构投资者使用证券研究报告 请仔细阅读本报告尾部的重要法律声明 华西证券研究所公用有色行业首席分析师 晏溶 执业证号： S1120519100004 2023年 6月 17日  煤电压舱石地位不改 ， 装机规模仍有增长空间 2022年 ， 全国全口径发电量为 8.85万亿千瓦时 ， 同比增长 3.7%， 其中煤电发电量为 5.17万亿千瓦时 ， 占全部装机发电量的 58%。 虽然 2016年以来 ， 煤电装机容量占比由 59%下降至 2022年的 46%， 但 2022年煤电发电量占比仍高至 58%， 保供作用明显 。 装机规模高达 7.6亿千瓦的风 、 光等新能源机 组受阻系数为 95%或 100%， 间歇性 、 波动性强 ， 因不能提供有效容量 ， 而不能参与电力平衡 ， 所以无法保电保供 。 全国煤电总装机容量近似等于全 国用电负荷峰值即可保障的电力平衡值 ， 如果不同步建设常规稳定电源 ， 风光等无法提供有效容量的可再生能源机组建的越多 ， 就越缺电 。 根据国际 环保组织绿色和平发布简报 《 中国电力部门低碳转型 2022年进展分析 》 统计 ， 2022年中国新增核准煤电项目 82个 ， 总核准装机达 9071.6万千瓦 ， 是 2021年获批总量的近 5倍 。 此外 ， 地方政府对煤电的核准热情也延续到 2023年 ， 今年一季度新核准煤电项目装机达 2045万千瓦 ， 超过 2021年获批煤 电的总装机量 。 2021年四季度以来 ， 基于火电 “ 压舱石 ” 角色及调峰电源的重要性 ， 火电保供地位凸显 ， 火电核准装机速度明显加快 ， 煤电仍是当前 我国电力供应的最主要电源 ， 中长期内这一格局无法改变 。 眼下已进入迎峰度夏的用电高峰期 ， 中电联预计今年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平 衡 ， 部分区域用电高峰时段电力供需偏紧 ， 存在电力缺口 ， 电力安全问题持续凸显 ， 煤电将继续发挥兜底保供作用 。  动力煤市场预计弱势运行 ， 看好煤机盈利修复 2022年 10月 ， 国家发改委 ， 国家能源局发布 《 2023年电煤中长期合同签约履约工作方案 》 ， 与 2022年相比政策约束力更强 ， 电企长协兑现率更高 。 供应端增量明显： 2022年原煤产量同比增长 10.43%， 2023年 1-5月原煤产量同比增长 4.8%， 仍保持了较高的内部供应增速； 2023年 6月 13日 ， 国家 发展改革委等部门发布 《 关于做好 2023年降成本重点工作的通知 》 ， 明确继续对煤炭进口实施零关税政策 。 海关数据显示 ， 2023年 1-5月份累计进口 煤炭 1.82亿吨 ， 同比增长 89.6%， 预计今年煤炭进口量将远高于往年水平；欧洲煤炭库存过剩和冬季需求低于预期 ， 导致该大陆在 2023年第一季度几 乎停止了煤炭进口 ， 随着气温的升高 ， 现在欧洲不需要的煤炭正在运往亚洲 ， 进一步加剧了供应压力 。 非电需求端整体偏弱： 2023年 1-5月房地产新 开工面积下降 22.6%， 建材行业耗煤缓慢恢复 ， 预计后续存在走弱可能； 2023年 1-4月 ， 冶金行业耗煤缓慢恢复 ， 我们判断全年冶金行业耗煤需求仍然 摘要 /Abstract 较弱 ， 全年冶金耗煤增量有限； 2023年 1-4月 ， 化工行业耗煤缓慢恢复 ， 即 0.72亿吨 ， 同比增长 1.32%， 占比 5.59%， 由于甲醇 、 乙二醇等化工开工 率有所下滑 ， 对化工行业耗煤需求难有提振 。 动力煤价格不断下行： 截至 6月 15日 ， 秦皇岛动力末煤 （ Q5500） 平仓价为 780元 /吨 ， 较年初的 1175 元 /吨 ， 下跌 395元 /吨 ， 较 2022年最高点 1664元 /吨 ， 下跌超 53%。 南非动力煤出口商 Thungela Resources于 6月 12日表示 ， 今年迄今为止的平均 实现出口价格为每吨 112.40 美元 ， 而去年为每吨 229.21 美元 。 动力煤库存高企： 截至 6月 12日 ， CCTD主流港口煤炭库存合计 7678万吨 ， 为近 3年 的高位 ， 同比去年同期增长 30.90%。 截至 6月 12日 ， 南方八省电厂煤炭库存合计 3645万吨 ， 同比增长 19.27%。 据 Montel 数据 ， 截至 6月 17日 ， 阿 姆斯特丹 、 鹿特丹和安特卫普 (ARA) 四个主要码头的合并库存最新评估为 643 万吨 ， 较一周前减少 10万吨 ， 但仍处于历史高位 。 综合以上 ， 2023年 夏季用电高峰时期 ， 国内煤炭供给稳步提升 ， 国外进口煤炭快速增长 ， 下游非电动力煤需求不旺 ， 叠加港口 、 电厂煤炭库存高企 ， 煤炭价格或将 “ 旺 季不旺 ” ， 难以有大幅上涨空间 。  火电企业关键指标比较分析 ， 选择全面占优标的 我们从煤机装机规模 、 煤电机组装机占比 、 煤电装机十四五末增幅空间 、 煤电机组年利用小时数 、 风光装机十四五末增幅 、 煤价下跌度煤电收入弹性 和煤价下跌整体盈利增厚等多角度比较出发 ， 我们认为电企盈利既受益于煤价成本下跌 ， 同时也受益于煤机 +风光装机增长 ， 此外还需考虑利用小时 数等因素 ， 受益标的包括 【 粤电力 A】 、 【 天富能源 】 、 【 华能国际 】 、 【 浙能电力 】 、 【 大唐发电 】 、 【 华电国际 】 、 【 江苏国信 】 、 【 建投能源 】 、 【 长源电力 】 、 【 宝新能源 】 。 摘要 /Abstract  投资建议 春节后 ， 煤炭需求较弱 ， 港口 、 终端库存相对高位 ， 动力煤价格加速下跌 ， 截至 6月 15日 ， 秦皇岛动力末煤 （ Q5500） 平仓价为 780元 /吨 ， 较年初的 1175元 /吨 ， 下跌 395元 /吨 ， 较 2022年最高点 1664元 /吨 ， 下跌超 53%。 南非动力煤出口商 Thungela Resources于 6月 12日表示 ， 今年迄今为止的 平均实现出口价格为每吨 112.40 美元 ， 而去年为每吨 229.21 美元 。 后续动力煤价格若持续下跌 ， 将直接缓解火电企业经营成本 ， 增厚火电企业利 润 。 2023Q1， 我们已经明显看到火电龙头燃煤机组开始扭亏 ， 行业基本面在持续向好 。 一方面 ， 在政策加持下 ， 长协煤履约率有望提升 ， 同时叠加 进口煤增量冲击 ， 入炉煤价有望继续下跌 。 另一方面 ， 自从电价改革实施后 ， 多地电力市场成交价均实现 20%顶格上浮 。 江苏 、 广东等地的 2022年 年度双边交易均价也逼近了顶格线 。 随着成本端压力下行 ， 收入端电价上浮 ， 火电盈利能力有望得到持续改善 。 我们认为电企盈利既受益于煤价成本 下跌 ， 同时也受益于煤机 +风光装机增长 ， 此外从规模效应等多角度出发比较 ， 受益标的包括 【 粤电力 A】 、 【 天富能源 】 、 【 华能国际 】 、 【 浙能 电力 】 、 【 大唐发电 】 、 【 华电国际 】 、 【 江苏国信 】 、 【 建投能源 】 、 【 长源电力 】 、 【 宝新能源 】 。  风险提示 1） 动力煤价格快速上涨； 2） 电力需求快速下降； 3） 煤电交易价格下行 。 摘要 /Abstract 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间 动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复 火电企业关键指标比较分析，选择全面占优标的 CONTENTS 目 录 01 02 03 投资建议及风险提示04 CHAPTER 01 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间  煤电装机占比逐年下滑，从 2016年的 59%下滑至 2022年的 46%。 截至 2016 年底，全国发电装机容量达到 16.46 亿千瓦，同比增长 8.20%；其 中全国煤电装机容量 9.46亿千瓦、增长 5.1%，占全部装机容量的 59%。截至 2022 年底，全国累计发电装机容量约 25.6亿千瓦，同比增长 7.8%； 其中全国煤电装机容量 11.2亿千瓦、增长 0.9%，占全部装机容量的 46%。中国的煤电装机容量由 2016年的 9.46亿千瓦增长到 2022年的 11.2亿千瓦， 仅净增了 1.74亿千瓦，占发电总装机容量的比重由 59%下滑至 46%；风光装机容量由 2016年的 2.26亿千瓦迅速增长到了 2022年的 7.58亿千瓦，占 发电总装机容量的比重由 13.76%提升至 30.86%。煤电装机占比虽逐年下滑，但在新能源成为新型电力系统的主体电源之前，煤电仍将发挥能源电 力安全“压舱石”作用。 图 1： 2016年全国累计不同电源类型的发电装机容量占比 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 煤电装机占比虽然逐年下降，但煤电压舱石地位不改 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 图 2： 2022年全国累计不同电源类型的发电装机容量占比 煤电 , 9 . 4 6 , 59% 燃气 , 0 . 7 0 , 4% 水电 , 3 . 3 2 , 21% 核电 , 0 . 3 4 , 2% 风电 , 1 . 4 9 , 9% 光伏 , 0 . 7 7 , 5% 2016 年装机容量（亿千瓦 ） 煤电 , 1 1 . 2 0 , 46% 燃气 , 1. 09 , 4% 水电 , 4 . 1 4 , 17%核电 , 0 . 5 6 , 2% 风电 , 3 . 6 5 , 15% 光伏 , 3. 93 , 16% 2022 年装机容量（亿千瓦）  煤电装机占比虽然逐年下滑，但依然是提供电力电量的主体电源。 2016年，全国全口径发电量为 5.99 万亿千瓦时，同比增长 5.2%，其中煤电发 电量为 3.9万亿千瓦时，占全部装机发电量的 65%。 2022年，全国全口径发电量为 8.85万亿千瓦时，同比增长 3.7%，其中煤电发电量为 5.17万亿 千瓦时，占全部装机发电量的 58%。虽然 2016年以来，煤电装机容量占比由 59%下降至 2022年的 46%，但 2022年煤电发电量占比仍高至 58%。 目前，煤电以不足五成的电源装机贡献了近六成的发电量、七成的电网高峰负荷和八成的供热任务， 发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和 “压舱石”作用， 煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，中长期内这一格局无法改变。 图 3： 2016年全国不同电源类型的发电装机的发电量占比 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 煤电装机占比虽然逐年下降，但煤电压舱石地位不改 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 图 4： 2022年全国不同电源类型的发电装机的发电量占比 煤电 , 3 . 9 , 65% 其余火电 , 0 . 3 9 , 6% 水电 , 1 . 1 8 , 20% 核电 , 0 . 2 1 , 4% 风电 , 0 . 2 4 1 , 4% 光伏 , 0 . 0 7 , 1% 2016 年发电量（万亿千瓦） 煤电 , 5 . 1 7 , 58% 燃气 , 0 . 7 2 , 8% 水电 , 1 . 3 5 , 15% 核电 , 0 . 4 2 , 5% 风电 , 0 . 7 6 , 9% 光伏 , 0 . 4 3 , 5% 2022 年发电量（万亿千瓦）  电力安全问题持续凸显，煤电主体地位明确。 2020年双碳目标提出之后，涉煤产业被严重污名化，煤电行业尤为如此，国内不少省份出现了运动式减碳 的势头。 2021年中至 2022年初，全国出现了大范围的缺电，保供压力陡增。为了确保能源安全，国务院及时发布了“确保能源安全，推动能源革命，立 足能源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划、推进能源低碳转型”的总方针，明确了煤电机组在当前阶段的压舱石和稳定器的作用。与此同时，电力供需紧张 的情况仍在持续， 2023年一季度，云南、贵州等地都出现阶段性“有序用电”。眼下已进入迎峰度夏的用电高峰期，中电联预计今年迎峰度夏期间全国 电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧，存在电力缺口，电力安全问题持续凸显。  火电保供地位凸显，火电核准装机速度明显加快。 根据国际环保组织绿色和平发布简报 《 中国电力部门低碳转型 2022年进展分析 》 统计， 2022年中国新 增核准煤电项目 82个，总核准装机达 9071.6万千瓦，是 2021年获批总量的近 5倍。此外，地方政府对煤电的核准热情也延续到 2023年，今年一季度新核 准煤电项目装机达 2045万千瓦，超过 2021年获批煤电的总装机量。 2021年四季度以来，基于火电“压舱石”角色及调峰电源的重要性，火电保供地位凸 显，火电核准装机速度明显加快。 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 电力供给安全第一，煤电主体地位明确 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 0 2000 4000 6000 8000 10000 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023Q1 发改委核准通过煤电装机容量（万千瓦） 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 煤电利用小时 资料来源：国家能源局、华西证券研究所 图 5：通过发改委核准的新增煤电装机容量 图 6：近年煤电机组的平均利用小时数 图 7：中国火电基建投资完成额（亿元） 资料来源：中国储能网、华西证券研究所 电力供给安全第一，煤电主体地位明确 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 80.00% 100.00% 120.00% 0 1 0 0 0 2 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0 5 0 0 0 6 0 0 0 浙江 福建 新疆 江西 海南 江苏 内蒙古 广东 上海 甘肃 广西 安徽 陕西 山东 宁夏 湖北 天津 山西 重庆 河北 贵州 湖南 青海 吉林 辽宁 四川 黑龙江 河南 云南 北京 西藏 煤电利用小时数（小时） 可再生能源发电量占比（ % ） 图 8： 2021年分地区煤电利用小时数及可再生能源发电量占比 0 5 10 15 20 25 30 35 0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 广东 江苏 安徽 江西 河南 河北 浙江 广西 其余省份 2022 年分省新增核准煤电项目数量和总装机量 新增核准煤电项目总装机容量（万千瓦） 新增核准煤电项目数量（个，右轴） 图 9： 2022年分地区新增核准煤电项目数量和总装机量 资料来源：绿色和平、华西证券研究所 图 10：我国火电累计装机情况 资料来源： Wind、华西证券研究所 资料来源： Wind、华西证券研究所 图 11：我国各类发电能源装机情况  2023年电力消费预测： 据中电联发布的 《 2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告 》 显示， 2023年宏观经济运行总体回升将促进电力消费需求增长。 受上年同期低基数等因素影响，预计今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长 6%左右。正常气候情况下，预计 2023年全年全 社会用电量 9.15万亿千瓦时，比 2022年增长 6%左右。  2023年电力供应预测： 在新能源发电快速发展的带动下， 2023年全年新增发电装机规模将达到甚至超过 2.5亿千瓦，其中非化石能源发电装机投产 1.8亿千 瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模将再创历史新高。 2023年底全国发电装机容量预计将超过 28亿千瓦，其中非化石能源发电装机合 计达到 14.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至 52.5%左右。其中，水电 4.2亿千瓦、风电 4.3亿千瓦、太阳能发电 4.9亿千瓦、核电 5846万千瓦、生物质发电 4500万千瓦左右。  2023年电力供需形势预测： 气象部门预计 今年夏季 (6月至 8月 )西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，长江中游降水偏少两成至五成，可能出现区 域性气象干旱，将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。 气温方面，夏季全国大部地区气温接近常年同期到偏高，华东、华中、新疆等地高温（日最高气 温 ≥35℃ ）日数较常年同期偏多，可能出现阶段性高温。此外，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不 确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。 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。预计 2023年全国电力供需 总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华 北、东北、西北区域电力供需基本平衡。  缓解措施： 1） 保持煤炭稳定供应平衡市场供需； 2）加强电煤中长期合同签约履约，进一步发挥中长期合同压舱石作用； 3）加大对电煤市场价格的监管， 释放稳定市场价格的强烈信号； 4）保障“十四五”期间已纳规煤电按期开工投产，逐步缓解电力供需偏紧形势； 5）加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网 工程； 6）加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源； 7）充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用。 预计 2023年全国电力供需总体紧平衡，煤电继续发挥兜底保供作用  用电侧： 三产和生活用电占比持续提高，由 2011年的 22.8%提高到 2022年的 32.7%，空调和采暖负荷比重不断提高，峰谷差逐年加大，导致负荷尖峰 化特征明显。发电侧必须频繁调峰，以适应用户侧负荷变化的需求。  发电侧： 风电光伏等波动性电源装机占比提高，由 2011年的 4.6%，迅速提高到 2022年的 29.6%。风电、光伏是波动性电源，且发电优先于火电，只要 风光能发，火电就要尽量少发（深度调峰）甚至不发。  火电利用小时数： 用电侧和发电侧的波动性增大，火电频繁调峰、长时间降负荷运行，导致火电小时数从 2022年的 5305小时下滑至 2022年的 4379小 时 ，被误认为装机过剩。 缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组 图 12：发用电结构变化和 2011-2022火电利用小时数 资料来源： wind、华西证券研究所 3.1% 4.6% 5.7% 7.3% 8.8% 11.3% 13.6% 16.5% 18.9% 20.6% 24.3% 26.7% 29.6%22.8% 22.8% 24.0% 24.5% 24.1% 25.4% 26.9% 27.5% 29.7% 30.5% 30.6% 31.2% 32.7% 5031 5305 4982 5021 4778 4364 4186 4219 4378 4307 4211 4444 4379 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0.0% 5.0% 10.0% 15.0% 20.0% 25.0% 30.0% 35.0% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 风光装机占比（ %） 三产生活用电占比（ %） 火电利用小时数（小时）  缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组。 装机规模高达 7.6亿千瓦的风、光等新能源机组受阻系数为 95%或 100%，间歇性、波动性强，因 不能提供有效容量，而不能参与电力平衡，所以无法保电保供。枯水期水电实际受阻系数约为 60%，近 4亿千瓦的水电装机，约一半多容量指不上。可 再生能源的这个反调峰特性导致顶峰容量不足，造成在负荷高峰期或极端气候条件下全国大范围缺电现象频频发生。跨季节长周期储能仍是个难点，无 论是储氢还是储电，技术上可行但都不具备经济性。只有在安全性、经济性上获得了实质性突破，新能源 +储能（储氢）才能成为保供的主力军。气电 因气源的稳定性和气价暴涨存在一定制约因素，核电全国总装机容量近 5500万千瓦，体量太小，暂可忽略不计。上述电力供给实际情况可以简化为全 国煤电总装机容量近似等于全国用电负荷峰值即可保障的电力平衡值，这就是如果不同步建设常规稳定电源，风光等无法提供有效容量的可再生能源机 组建的越多，就越缺电的根本原因。 缺电问题频现，电力平衡保障现阶段依赖煤电机组 0 2 4 6 8 10 12 14 16 2 0 2 0 A 2 0 2 1 A 2 0 2 2 A 2 0 2 3 E 2 0 2 4 E 2 0 2 5 E 全国最大用电负荷（亿千瓦） 煤电装机（亿千瓦） 图 13：十四五期间最大缺口负荷预测（用电负荷增速 5%） 资料来源：中电联、华西证券研究所 电源 2020年底装机 实际出力 实际受阻系数 预估受阻系数 备注 水电 （含储蓄） 小计 37016 17016 54% 冬季枯水期 受阻大于预期常规水电 33867 13867 59% 40% 抽蓄 3149 3149 0% 0% 燃气 9802 4900 50% 纯凝 0%供热 15% 冬季用气高峰 50%受阻，高于预估 风电 28153 2815 90% 95% 全国范围内少风，传 统取值 95%略保守 光伏 25343 0 100% 100% 晚高峰太阳已下山 表 1： 2021年 1月 7日寒潮用电负晚高峰部分电源出力，万千瓦 资料来源：国家发改委、华西证券研究所  送端省份也缺电，以水电大省云南为例。 2023年 2月，云南对电解铝企业实施限产措施，这已是半年内云南电解铝企业第三次被限产。早在 2022年 9 月，云南电解铝企业就先后两次接到压减用电负荷通知，比例分别为 10％、 15％ ~30％。更早之前的 2021年，云南省能耗“双控”形势严峻，也曾在 年中压减电解铝企业用电负荷。近年来的云南用电紧张状况与 2016年前后的大规模弃水状况形成了鲜明对比，原因在于电力资源的供需错配。  作为“西电东送”的主要送出省份，外送电量比较刚性。 2022年云南省发电量为 3747.94亿千瓦，同比增长 9.13%；云南“西电东送”电量完成 1436.48亿千瓦时，同比下降 2.48％，占到云南电网发电量的 38％，以完成框架协议计划为主。昆明电力交易中心称， 2023年云南省计划送电量为 1452亿千瓦时，较 2022年增加 1％。虽然 2022年底，两大超千万千瓦装机容量水电站乌东德、白鹤滩相继完成投产发电，但根据外送电框架 协议，云 南省只能获得 100亿千瓦时留用额度。  本地产业发展受限，电解铝电力需求无法满足。 2018~2020年，云南凭借水电优势，以低电价作为吸引，从山东、河南、陕西、甘肃等省份承接了 超 500万吨电解铝产能。截至目前，云南地区电解铝建成产能 526万吨，运行产能压缩至 330万吨，减产产能超过 190万吨。其中魏桥集团在云南省规划 产能接近 400万吨，宏泰 203万吨产能已经全部建成，但目前运行产能仅 86万吨，剩余红河州 193万吨产能仍难以落地。 十四五电力新特点，送端省份也缺电 水电 , 8061.59, 74% 火电 , 1533.55, 14% 风电 , 891.39, 8% 光伏 , 475.89, 4% 水电 , 3038.8, 81% 火电 , 459.1, 12% 风电 , 212.5, 6% 光伏 , 37.45, 1% 图 14： 2022年云南省不同电源装机容量及占比情况 资料来源：昆明电力交易中心、华西证券研究所 图 15： 2022年云南省不同电源发电数量及占比情况 资料来源：昆明电力交易中心、华西证券研究所 煤电压舱石地位不改，装机规模仍有增长空间 动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复 火电企业关键指标比较分析，选择全面占优标的 CONTENTS 目 录 01 02 03 投资建议及风险提示04 CHAPTER 02 动力煤市场预计弱势运行，看好煤机盈利修复  明确秦皇岛港下水煤（ 5500千卡）中长期交易价格每吨 570～ 770元（含税）较为合理。 2022年 2月 24日，国家发改委发布 《 关于进一步完善煤炭市场 价格形成机制的通知 》 ，其中明确，秦皇岛港下水煤（ 5500千卡）中长期交易价格每吨 570～ 770元（含税）较为合理，山西、陕西、蒙西煤炭（ 5500千 卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨 370~570元、 320~520元、 260~460元，蒙东煤炭（ 3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨 200~300元。  2023年电煤中长期合同签订履约工作方案政策约束力更强。 2022年 10月，国家发改委，国家能源局发布 《 2023 年电煤中长期合同签约履约工作方 案 》 ，与 2022年电煤长协合同履约方案不同的地方在于： 1）供应方的范围进行扩大， 2022年中长协对供应方的要求为年产量 30万吨以上的煤炭生产 企业，但在 2023年，所有在产的煤炭生产企业均可参与中长协的供应。 2）明确约定签约对象为煤炭生产企业、发电和供热用煤企业，相较于 2022年相 比去掉了冶金、建材、化工、化肥等其他行业用户，说明了 2023年电煤中长期合同指向性更为明确。 3） 2023年基准价，下水煤合同基准价按 5500大 卡动力煤 675元 /吨执行，相较于 2022年基准价下调 25元 /吨。 4） 2023年明确约定各煤矿企业原则上任务量不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤 资源量的 75%。 5）将年度电煤中长期合同细化分解到月，尽量相对均衡稳定运输，鼓励“淡储旺用” ,原则上淡季月份分解量不低于旺季分解量的 80%。  全国能源工作会议再次强调电煤中长协覆盖面超过 85%。 2022年 12月 20日，国家能源局召开全国能源工作会议，会上强调：增强煤炭安全增产保供能 力； 2023年电煤中长协供应量提升到 26亿吨，覆盖面超过 85%。 政策调控发力，长协煤比例持续提升 表 2：我国电煤调控政策梳理 数据来源：国家发改委、国家能源局，华西证券研究所 发布时间 发布单位 文件名称 政策内容 2022年 2月 24日 国家发改委 《 关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知 明确秦皇岛港下水煤（ 5500千卡）中长期交易价格每吨 570～ 770元（含税）较为合理 2022年 7月 1日 国家发改委 《 关于做好 2022年电煤中长期合同补签换签和履约监 管工作的通知 》 对价格超出合理区间的电煤中长期合同 ,按价格政策进行更改换签。 2022年 10月 28日 国家发改委、国家能 源局 《 2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案 》 “基准价 +浮动价”价格机制，下水煤合同基准价按 5500大卡动力煤 675 元 /吨执行，浮动价实行月度调整。 2022年 12月 20日 国家能源局 全国能源工作会议 增强煤炭安全增产保供能力； 2023年电煤中长协供应量提升到 26亿吨，覆盖面超过 85%。  2022年原煤产量同比增长 10.43%， 2023年 1-5月原煤产量同比增长 4.8%。 由于近两年火电发电需求转好，动力煤需求提升，价格快速抬升。为了满 足下游电力需求，保障火力稳定出力，我国原煤生产量在 2021年和 2022年快速增长， 2021年和 2022年分别实现原煤产量 407136万吨和 449584万吨， 分别同比增长 5.92%和 10.43%，增速相较于 2020年的 2.62%，分别提升 3.3pct和 7.81pct。 2023年 1-5月，国内原煤产量 19.1亿吨，同比增长 4.8%，继续 稳步提升。  煤炭进口零关税政策延续，预计全年进口量将创新高。 2023年 6月 13日，国家发展改革委等部门发布 《 关于做好 2023年降成本重点工作的通知 》 。其中 提出，做好能源、重要原材料保供稳价工作，继续对煤炭进口实施零关税政策。 6月 13日上午，海关总署召开例行记者通报会 ,其中提到，将加快进口煤炭、 水泥等大宗资源商品检验放行，持续提升跨境物流效率。一方面保障终端企业用煤需求，降低成本；另一方面也刺激其他国家煤炭进入中国市场，进口来 源更具多样性。海关数据显示， 2023年 1-5月份累计进口煤炭 1.82亿吨，同比增长 89.6%。整体来看在政策实施后，单月进口量呈现增长；预计今年煤炭 进口量将远高于往年水平。 原煤增产叠加进口煤增量，大幅缓解供给压力 图 16：我国历年原煤生产量 图 17：我国历年煤炭进口量情况 数据来源：国家统计局，华西证券研究所 数据来源： Wind，华西证券研究所 图 18：我国月度进口煤价格情况 数据来源： Wind，华西证券研究所  欧洲动力煤库存高企，需求不及预期，转售亚洲进一步加剧供应压力。 欧洲煤炭库存过剩和冬季需求低于预期导致该大陆在 2023 年第一季度几乎停止了 煤炭进口，同时由于欧洲供暖季结束，经济恢复不及预期导致天然气需求疲弱，以及天然气库存较高等，欧洲天然气价格下跌，更多发电厂正在从煤炭转向 天然气。随着气温的升高，现在欧洲不需要的煤炭正在运往亚洲。根据 DBX 的数据，荷兰和西班牙港口在 2023 年上半年的出货量估计为 140 万吨，而去 年同期仅为 0.8 万吨，其中约 50 万吨运往摩洛哥， 40 万吨运往印度。南非动力煤出口商 Thungela Resources于 6月 12日表示，今年迄今为止的平均实现 出口价格为每吨 112.40 美元，而去年为每吨 229.21 美元。  欧洲天然气及煤炭库存均处于历史高位。 根据 Gas Infrastructure Europe 的数据，截至 6月 16日，欧洲天然气存储设施现在已满 73%，远高于欧洲过去 五年同期的平均水平数字 56%。据 Montel 数据，截至 6月 17日，阿姆斯特丹、鹿特丹和安特卫普 (ARA) 四个主要码头的合并库存最新评估为 643 万吨， 较一周前减少 10万吨，但仍处于历史高位。 欧洲动力煤需求减弱，转售亚洲进一步加剧供应压力 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 纽卡斯尔 NEWC动力煤现货价（美元 /吨） 图 19：澳洲纽卡斯尔港 NEWC动力煤现货价格自年初以来大幅下跌 数据来源： Wind，华西证券研究所 图 20：欧洲天然气库存数据（更新至 2023年 6月 14日） 数据来源： Celsius Energy，华西证券研究所  2023年 1-5月房地产新开工面积下降 22.6%，水泥行业用煤有待恢复。 2023年 1-5月，房地产开发企业房屋施工面积 779506万平方米，同比下降 6.2%。其中，住宅施工面积 548475万平方米，下降 6.5%。房屋新开工面积 39723万平方米，下降 22.6%。其中，住宅新开工面积 29010万平方米， 下降 22.7%。 2023年 1-5月 ，全国房地产开发投资 45701亿元，同比下降 7.2%；其中，住宅投资 34809亿元，下降 6.4%。房地产新开工面积下滑， 势必影响水泥消费， 2022年全年水泥产量 21.32亿吨，同比减少 10%，反映出来了 2022年房地产的景气度下滑。 2023年 1-5月，水泥产量 7.71亿吨， 同比减少 1.5%，当前水泥行业需求有待复苏，水泥行业用煤增长有限。  2023年 1-4月建材行业用煤同比 +3.84%，耗煤需求或继续走弱。 2022年建材行业共消耗煤炭 2.94亿吨，同比减少 6.40%； 2023年 1-4月，建材行 业耗煤缓慢恢复，即 0.82亿吨，同比增长 3.84%，占比 6.39%，主要系 2022年基数较低， 2023年房地产景气度持续下滑，水泥产量同比下滑，建材行 业耗煤需求预计仍将走弱。 房地产新开工面积同比下降，建材行业用煤有待恢复 图 21：我国水泥月度产量（万吨） 图 22：我国建材行业动力煤消耗量（亿吨） 数据来源：国家统计局，华西证券研究所 数据来源：国家统计局，华西证券研究所  2023年 1-5月粗钢产量同比增长 1.6%，用煤需求也有待复苏。 2022年，全国粗钢产量 10.11亿吨，同比减少 2%，其中上半年同比增速为负，基数 较低。 2023年 1-5月，我国粗钢产量 44463万吨，同比增长 1.6%，虽有增长但较缓慢，粗钢行业用煤需求也有待复苏。  2023年 1-4月冶金行业用煤量小幅提升，但仍较为缓慢。 2022年冶金行业共消耗煤炭 1.71亿吨，同比增长 0.93%； 2023年 1-4月，冶金行业耗煤缓 慢恢复，即 0.59亿吨，同比增长 6.47%，占比 4.64%。目前来看， 2023年粗钢产量增长缓慢，前五个月增速近 2.21%，且主要受益于 2022年低基数， 对比 2021年同期仍减少 6.02%。我们判断全年冶金行业耗煤需求仍然较弱，全年冶金耗煤增量有限。 冶金行业耗煤量小幅提升，用煤需求有待复苏 图 23：我国粗钢月度产量（万吨） 图 24：我国冶金行业耗煤量（亿吨） 数据来源：国家统计局，华西证券研究所 数据来源：国家统计局，华西证券研究所  2023年至今甲醇产量同比减少 2.46%，用煤需求持续走弱。 2022年，全国甲醇产量 7791.31万吨，同比减少 1.96%，增速较 2021年减少 15.04pct，我们判断，主要系 2022年煤价高企，煤制成本提升，导致甲醇利润下滑，进而产量出现下降。截至 2023年 6月 15日，全国甲醇产量 3570.90万吨，较去年同期减少 2.46%，产量增速下滑，用煤需求走弱。  聚乙烯树脂增速放缓， 2023年 1-5月聚乙烯树脂增速较去年同期下滑 6.54pct。 2022年，全国聚乙烯树脂产量 2540.58万吨，同比增长 8.18%，增 速较 2021年减少 8.99pct，生产增速明显放缓。 2023年 1-5月，聚乙烯树脂产量 1123.24万吨，同比增长 5.25%，增速较去年同期下滑 6.54pct，生产 增速进一步放缓。  2023年 1-4月化工行业用煤同比 +1.32%，预计化工用煤增量有限。 2022年化工行业共消耗煤炭 2.29亿吨，同比增长 3.71%； 2023年 1-4月，化工 行业耗煤缓慢恢复，即 0.72亿吨，同比增长 1.32%，占比 5.59%，由于甲醇、乙二醇等化工开工率有所下滑，对化工行业耗煤需求难有提振。 2023年 1-4月化工行业用煤同比 +1.32%，预计化工用煤增量有限 图 25：我国甲醇产量（万吨，截至 2023年 6月 15日） 图 26：我国聚乙烯树脂产量（万吨） 数据来源：国家统计局，华西证券研究所 数据来源：国家统计局，华西证券研究所 图 27：我国化工行业耗煤量（亿吨） 数据来源：国家统计局，华西证券研究所  2023年 1-4月供热耗煤增长 3.7%，下游需求不足耗煤难有增量。 2022年供热行业共消耗煤炭 2.99亿吨，同比减少 7.76%； 2023年 1-4月，供热行 业耗煤有所增长，即 1.57亿吨，同比增长 3.70%，占比 12.27%，考虑到目前下游造纸、纺织、化工等工业开工率持续低于去年同期，用热需求走弱， 预计供热行业耗煤增量有限。  2023年 1-4月其他行业耗煤量 1.14亿吨，同比增长 7.21%。 2022年其他行业共消耗煤炭 3.83亿吨，同比增长 0.53%； 2023年 1-4月，其他行业耗 煤有所增长，即 1.14亿吨，同比增长 7.21%，占比 8.92%。 供热行业和其他行业耗煤量同比虽有回升，但仍处于较弱水平 图 28：我国供热行业耗煤量（亿吨） 数据来