电力攻守道（火电三要素篇）： 火电进入大周期上升通道

  火电大周期拐点确立，在煤价逐步回归合理区间及利用小时逐步提升的一同推动下，火电将进入盈利能力修复的大周期上升通道，推荐火电板块。

  投资建议：在利用小时、煤价共同向好的推动下，我们大家都认为火电已确定进入盈利能力逐渐修复的大周期上升通道，在目前市场波动加大的背景下，电力配置属性凸显，持续推荐火电板块。首推低估值、且资产优质的  H 股火电华能国际电力股份、华电国际电力股份、A 股皖能电力，以及 A 股华能国际、华电国际。

  ?火电新周期、新特点：本轮火电行业盈利的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。我们大家都认为本轮火电盈利能力修复将与上轮周期（2012-2014  年）不一样，上轮周期中，煤价是核心因素，其下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响（另一个要素电价相对平稳），从而带来火电盈利能力快速提升。我们大家都认为本轮修复周期将呈现出新的特点：1）核心驱动因素改变：煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用。2）修复幅度不同：利用小时数回升较为缓慢，预计未来较难突破  5000 小时；供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，同时在国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小，预计火电盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE  超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。?

  利用小时：供需好转，持续回升。1）需求端，用电需求持续回暖，2018 年 1-4 月用电量同比增长 9.3％，预计未来三年的用电量增速将维持  5%-6%左右的增长水平；2）供给端，火电去产能持续推进，火电装机增速明显放缓，我们大家都认为未来火电行业政策或将进一步收紧，未来三年火电装机增速有望维持在  5%以下，甚至 3%-4%的水平。供需好转带动火电利用小时数明显提升:2017 年火电利用小时 4209 小时，同比提升 44 小时，2018 年 1-4  月延续了这一增长态势，同比增加 69 小时。在供需向好，火电装机增速放缓的情况下，我们预计火电利用小时有望保持每年 50-小时的速度上升。?

  煤价：长期有望逐步回归合理区间。1）需求端，在我国大力调整能源结构的背景下，煤炭需求大面积上涨的概率较小；2）供给端，16-18  年煤炭去产能速度超预期，19、20  年去产能任务将进一步减少，煤炭去产能政策力度边际递减，同时发改委已多次强调释放先进产能和保供应，随着先进产能逐步投放，煤炭供给有望增加。我们大家都认为煤炭供需偏紧的状况将得以改善，煤价有望逐步回归合理区间。尽管近期动力煤价格会出现一定回升，但长久来看，在发改委频频释放信号以及先进产能释放的大背景下，煤价下行趋势较为确定，今年  1 季度或将成为全年煤价高点?

  火电大周期拐点确立，在利用小时、煤价共同向好的推动下，火电有望进入盈利能力修复的大周期上升通道，在目前市场波动加大、风险事件频出的背景下，电力配置属性凸显，持续推荐火电板块。推荐估值处于历史低位的港股火电企业华能国际电力股份、华电国际电力股份,  A 股推荐资产优质、分红比例高、类债属性凸显的全国火电企业华能国际、华电国际，以及地方龙头皖能电力。

  火电新周期、新特点：本轮火电行业盈利的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。我们大家都认为本轮火电盈利能力修复将与上轮周期（2012-2014  年）不一样，上轮周期中，煤价是核心因素，其下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响（另一个要素电价相对平稳），从而带来火电盈利能力快速提升。我们大家都认为本轮修复周期将呈现出新的特点：1）核心驱动因素改变：煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用。2）修复幅度不同：利用小时数回升较为缓慢，预计未来较难突破  5000 小时；供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，同时在国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小，预计火电盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE  超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。

  利用小时与煤价共同向好，电价保持平稳。影响火电盈利的三要素分别是利用小时、煤价、电价。通过对三要素进行深入分析，我们大家都认为  1）利用小时逐步提升：经济稳中向好带动用电量需求持续回暖，煤电去产能背景下火电装机增速明显放缓，供需好转拉动火电利用小时逐步提升，我们预计未来有望保持每年  50-小时左右的速度上升。2）煤价缓慢下行至合理区间：煤炭去产能边际作用递减，同时发改委多次强调释放先进产能及保供应，我们预计未来煤炭供需偏紧的状况有望得以改善，煤价下行趋势较为确定，煤价有望缓慢回归合理区间；3）电价相对平稳：降成本大背景下煤电联动大概率不达预期，但高煤价下火电企业大幅亏损，因此电价下调的空间也非常有限，我们预计在煤价回归合理区间之前，上网电价下调的概率较小。

  通过对火电盈利三要素分别进行解析，我们得出结论：1）利用小时逐步提升；2）煤价逐步回归合理区间；3）电价保持相对平稳。由此我们判断火电将进入新一轮盈利修复周期，但我们认为本轮周期与上轮周期将不一样。（上轮周期为  2011-2014 年，在上轮周期中火电分别在两个波段表现出攻击性即获得显著超额收益：2011 年 7 月-2012 年 8 月、2014 年 1 月-2014  年 12 月）

  核心驱动因素改变：火电新周期中行业盈利能力的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。上轮周期中三要素的变化趋势为煤价与利用小时共同下跌，电价保持相对平稳，其中煤价是核心驱动因素，煤价下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响，从而带来火电盈利能力快速提升。而我们大家都认为本轮周期的驱动因素将有所改变，煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用，本轮火电行业盈利能力的修复将共同依赖于行业利用效率的提升与煤价的逐步回归。

  修复幅度不同：行业 ROE 有望修复至 8%左右。在本轮修复周期中由于 1）利用小时数回升较为缓慢，我们预计未来较难突破 5000  小时；2）供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，煤价的趋势是缓慢回归合理区间；3）国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小。因此我们大家都认为火电行业的盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE  超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。

  宏观经济稳中向好，电力消费持续回暖。近几年来我们国家的经济进入新常态，用电量增速自 2011 年开始显而易见地下降，2015  年用电量增速降至低谷 0.52%。 2016 年后随着经济发展形势逐步好转，用电需求回暖，2016、2017 年用电量同比增速分别回升至 5%、6.6%。进入  2018 年后用电需求更为旺盛，经济向好叠加气温偏低，1-4 月全社会用电量 21094 亿千瓦时，同比增长 9.3%，增速比上年同期提高 2.6  个百分点。与此同时火电发电量增速明显回升，2018 年 1-4 月火电发电量同比增长 7.1%。

  第二产业用电量贡献率最高，工业用电拉动显著。2018 年 1-4 月，第一、二、三产业及城镇和乡村居民生活用电量分别同比增长 11%、6.9%、14.6%和  15%。其中第二产业对全社会用电量增长的贡献率为 51.2%，而第二产业中以工业为主，1-4 月工业用电量 3641 亿千瓦时，同比增长  6.7%。工业用电增长拉动效应显著，主要是由于前期稳增长政策及供给侧结构性改革取得成效，工业公司效益显著改善、生产形势较好，今年 1-4  月全国规模以上工业增加值同比增长 6.9%。

  新时代下电力需求新特点逐渐凸显。  1）第三产业、城镇和乡村居民用电高增速：随着我们国家经济结构的转型升级，第三产业迅速发展，用电量增速呈现出高增长，近两年基本保持着  10%以上的增速，同时城乡居民用电也增长较快，尤其是今年，由于天气较为寒冷，1-4 月城乡居民用电增速高达  15%。同时从用电量占比上来看，第一产业及第二产业用电量占比逐年下降，而第三产业和城乡居民用电占比逐年上升；2）非高耗能制造业用电量占比提升：在制造业中，非高耗能制造业用电量不断增加，用电量从  2009 年的 40.7%提升到 2017 年的 44.2%，体现出我国制造业由高耗能逐步向非高耗能的转变。

  预计 2018 年全社会用电量预计增长 6%以上。中电联年初预计 2018 年电力消费仍将延续 2017 年的平稳较快增长水平，2018  年全社会用电量将增长 5.5%左右。进入 18 年以来全社会用电量增速超预期，1-4 月用电量同比增长 9.3%，但由于低温天气是 1-4  月用电高增速的原因之一，我们预计今年全年电力消费增速将呈前高后低走势，预计 2018 年全社会用电量增速有望超过  6%。展望未来，在宏观经济稳中向好的背景之下，我们预计未来几年的用电量增速将维持 5%-6%左右的增长水平。

  到急刹车，煤电去产能迫在眉睫。2014 年 10 月，国务院发布《政府核准的投资项目目录(2014  年版)》，明确提出火电站由省级政府核准。加上当时煤价持续走低，火电有利可图，各大火电企业便纷纷上马新机组占领市场，火电建设进入时代。然而与之对应的是，在我们国家的经济转型的背景下，全社会用电量增速放缓。火电装机增速远大于电力需求增速，导致火电行业产能出现过剩。2013-2016  年，火电利用小时数逐年走低，2016 年降至 4165 小时，创出自 1969 年以来的历史新低。煤电去产能迫在眉睫。

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  近期寒潮降临后，带动了市场部分刚需释放，但恶劣雨雪天气也造成了运输困难，导致市场谨慎观望，采销相对冷清，尤其产地煤价稳中偏弱。积雪及道路结冰阻碍产地外运，境内主要高速公路管控禁行，行车困难。受此影响，主产地市场产销衔接有些困难，煤矿销售普遍冷清，矿区有零星车辆往返，价格较为僵持。

  中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI周报》（2023年47期）显示，CECI沿海指数（周）高卡现货成交价小幅上涨。进口指数到岸综合标煤单价有所下降。采购经理人指数连续6期处于扩张区间，环比上升1.50个百分点。各分项指数中，除供给分指数处于收缩区间外，其他分指数均处于扩张区间，供

  这轮强寒潮自西向东、自北向南横扫我国大部地区，部分地区降温14摄氏度。寒潮影响期间，北方部分地区最低气温跌破同期极值；南方则上演由暖到冷的大逆转，部分地区最高气温降幅达20摄氏度。民用电负荷提高，电厂日耗上升，部分电厂存煤下降，招标需求有所释放。而大雪后的速冻大风模式，影响煤炭转运效

  随着下游日耗的增加，下游终端询货也在增加。北方港口电煤价格在稳了3天后，昨天再次探涨，短期内预计易涨难跌。据今日智库了解，目前，秦港5500的报价在958左右，秦港5000的报价在858左右，秦港4500的报价在738左右。贸易商的报价，比上个星期五的报价普遍涨了3块，幅度不大，只是试探性地上涨。应该

  受寒潮影响，我国多地普降大雪，气温下降得比较快，对矿区来说汽运受到很大影响，港口运输同样受封航的困扰，外运受阻。对终端来说，供暖用电需求进一步增加，电厂去库加快，给市场带来利好。周末的寒潮更强，降温区域延伸到了华南，中东部大部地区气温创新低，北方大部分地区冰冻，还有大范围的雨雪，

  受冷空气影响，近期北方港口贸易商报价持续上涨，截至目前港口各主流煤种报价已经上涨了20元/吨左右。然而，昨日港口市场交投活跃度明显下降，下游对煤价接受程度有限，采购积极性不高，市场双方处于僵持状态，报价以稳为主。对此，有部分贸易商询问，港口煤价不涨了吗？客观来说，当前市场并不缺煤。

  本轮大范围的降雪降温天气，带动港口市场报价情绪转好。但货源周转不畅、运输通道受阻、下游需求释放不足却是不争的事实。本周，环渤海港口市场实际成交有待进一步提振，煤价上涨略显乏力，有点“空涨”的意思。受寒潮影响，全国多地出现大范围雨雪、大风天气，鄂尔多斯大雪普降，运输受阻。榆林产地降

  最近港口电煤价格走势，跟今日智库预计的差不多，维持小步慢跑的节奏，从12月8号开始止跌反弹，到目前差不多涨了20元/吨。据今日智库了解，目前，秦港5500的报价在955左右，秦港5000的报价在855左右，秦港4500的报价在735左右。贸易商的报价，比12月7号时的报价普遍涨了20块以上，平均每次的上涨幅度3-

  今年以来，在宏观经济持续向好的情况下，叠加极端天气的增加，煤炭消费持续增长；但在保供政策的影响下，煤炭企业扎实推进煤炭增产保供工作，国内煤炭产量保持增长，叠加创历史新高的进口量，煤炭供应相对充足，市场供需略显宽松，季节性需求变化不大，煤价波动幅度明显收窄。来源：煤炭资源网作者：张

  动力煤产地弱稳、港口顶着高库存探涨。产地需求没有实质好转，整体以稳为主；焦炭价格第三轮提涨基本落地；焦煤线下竞拍涨跌互现，前期涨幅过快进行小幅回调，流拍现象仍有出现，但优质煤种报价依旧在高位坚挺。动力煤(今日智库2023.12.12)：昨日动力煤市场延续走势，产地弱稳、港口顶着高库存探涨。产

  煤价经历了11月中下旬的“涨一跌一”的震荡走势，以及煤炭会（上周一到周四）的指数走平之后。在环渤海港口加快去库、大江南北进入寒冬、产地发运受阻等因素拉动下，煤价进入上涨通道。上周末开始，低温来袭，矿上大雪封路，受强冷空气影响，长江多港也因大风封航。另据天气预报，15-17日，会有Boss级

  11月30日，全国新能源消纳监测预警中心发布2023年10月全国新能源并网消纳情况，10月光伏发电利用率97.5%，1-10月达到98.2%。原文如下：根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号），为引导新能源理性投资、有序建设，现将2023年10月各省级区域新能源

  2023年11月10日，中国电力企业联合会发布了《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》。其中提到，2023年上半年，新增投运电化学储能电站227座、总功率7.41GW、总能量14.71GWh，超过此前历年累计装机规模总和。统计数据提到，截至2023年6月底，累计投运规模排名前三的省份依次是：山东、宁夏、内蒙

  10月24日，国家能源局河南监管办发布河南省2023年9月份电力供需情况。截至9月底，全省装机容量13292.80万千瓦，同比装机增加1632.78万千瓦。其中水电装机537.09万千瓦，占比4.04%；火电装机7308.96万千瓦，占比54.99%；风电装机2040.62万千瓦，占比15.35%；太阳能装机3406.14万千瓦，占比25.62%。原文

  根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号），为引导新能源理性投资、有序建设，现将2023年8月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。

  8月31日，全国新能源消纳监测预警中心发布7月全国新能源并网消纳情况，7月，光伏发电利用率达到98.7%、风电98.4%。北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、湖南、重庆、四川、广西、海南13省光伏利用率达到100%。根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发

  8月1日，2023年6月全国新能源并网消纳情况发布，6月光伏发电利用率达到98.7%、风电97.7%。北京、天津、黑龙江、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、重庆、四川、广西、海南13省光伏利用率达到100%。值得注意的是，6月西藏弃光率22.8%，光伏利用率仅有77.2%，1-6月为75.5%。原文如下：根据《国家能源

  今年上半年，在国网山西省电力公司精心调度的助力下，山西全省发电总量达到2132.73亿千瓦时，同比增加9.13%，有力保障了经济发展。数据显示，1-6月，山西全省太阳能发电129.51亿千瓦时，同比增加15%；风能发电289.65亿千瓦时，同比增加22.38%；垃圾发电9.16亿千瓦时，同比增加36.16%；三余（余热、余压

  7月3日，全国新能源消纳监测预警中心官微发布2023年5月全国新能源并网消纳情况，5月光伏发电利用率达到98.3%，其中北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、重庆、四川、广东、广西、海南13省光伏利用率达到100%。值得注意的是，5月西藏弃光率24.5%，光伏利用率仅有75.5%，1-5月为75.1%。原文

  5月19日，国家能源局发布1-4月份全国电力工业统计数据，1-4月光伏新增装机48.31GW，较去年同期增长186%。今年4月新增光伏14.65GW。截至4月底，全国累计发电装机容量约26.5亿千瓦，同比增长9.7%。其中，风电装机容量约3.8亿千瓦，同比增长12.2%；太阳能发电约4.4亿千瓦，同比增长36.6%。1-4月份，全国发

  阜新市位于辽宁省西北部，得名于“物阜民丰，焕然一新”，这里曾经拥有亚洲最大的露天煤矿和火力发电厂，是新中国的重要能源基地。如今，随着“煤炭去产能”和“双碳目标”的发展，阜新凭借风光资源优势，摇身一变成为辽宁省重点开发的新能源建设城市。华能金沙风场位于阜新市旧庙镇，在这座风场的一座

  近年来，以风电、光伏为代表的新能源快速发展，湖南新能源发电占比逐年提升。截至2022年底，湖南电网风电光伏装机容量占总装机容量比重达到26%，集中式光伏达到光伏并网容量的59.2%，光伏年利用小时达到1008小时，创历史新高，新能源发电量同比增长超过20%，电量占比突破10%，出力占用电负荷的比重最高

  12月20日，国家能源局发布三起电力安全生产监管典型执法案例。详情如下：案例20：国家能源局华中监管局对某建设公司行政处罚案2023年5—6月，华中能源监管局在对武汉某电厂开展电力安全生产工作现场检查时，发现该电厂浆液泵改造和6号锅炉引风机烟道项目的作业脚手架搭设不规范，存在事故隐患，但施工

  12月19日，国家能源局发布1-11月份全国电力工业统计数据。截至11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%。其中，太阳能发电装机容量约5.6亿千瓦，同比增长49.9%；风电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长17.6%。1-11月份，全国发电设备累计平均利用3282小时，比上年同期减少94小时。其中，

  气象部门预计一股强寒潮于15日晚侵袭贵州，低温天气持续6天以上，本轮寒潮中平均低温大幅降至-3到-4℃，平均高温降至0-5℃，省内负荷预计会增长500万千瓦。贵州办已督促相关企业提前做好电力供应及安全保障安排部署，要求精准优化调度，科学保障供应，加强应急演练，响应保障充分，保障人员设备安全，保

  12月16日，延安发电公司火电一期项目1号机组一次性通过168小时满负荷试运行，实现高标准投产。该项目建设2台660MW高效超超临界间接空冷燃煤发电机组，是陕北至关中750kV线路的重要电源支撑点，是陕西省重点项目、延安市重大民生工程，项目投产后年均发电量约66亿千瓦时，对助力革命老区经济社会高质量

  巍巍祁连，绵延千里。西北大漠，悠悠戈壁。河西走廊最西端，甘肃酒泉瓜州县境内，甘肃电投常乐电厂巍然耸立，源源不断的电能顺着密布的“银线”浩荡出甘，这是甘肃电投集团控股开发建设的西北地区最大调峰火电项目。2023年12月17日8:30，甘肃电投常乐电厂一期4号机组顺利完成168小时满负荷试运行，标志

  北极星电力网整理了2023年12月11日至2023年12月15日一周火电项目，涉及项目的核准、开工、投运等。大唐金华2×735MW天然气发电项目开工11月6日，大唐金华天然气发电项目等23个项目集中开工。大唐金华天然气发电项目总投资32.9亿元，项目位于临乾单元北部，总用地面积约200亩，总建筑面积约2.1万平方米

  11月份，规模以上工业主要能源产品生产继续保持同比增长。与10月份比，原煤、原油、天然气、电力生产增速均有所加快。一、原煤、原油和天然气生产及相关情况原煤生产有所加快，进口较快增长。11月份，生产原煤4.1亿吨，同比增长4.6%，增速比10月份加快0.8个百分点，日均产量1379.9万吨。进口煤炭4351万

  12月12日，集团公司召开2023年四季度经济活动分析会，总结分析1至11月份集团公司经济运行及安全生产总体情况，并对全年各项任务指标及重点工作推进情况做预测，盘点梳理全年取得的各项成绩及存在的问题，安排部署下一步及2024年重点工作。集团公司党委书记、董事长张海峰出席会议并讲话，党委副书记

  北极星电力网统计了华北、华东地区10个地方的发电量情况，包括火电、水电、核电、风电以及光伏的发电量情况，详情如下：相关阅读：【干货收藏】8省市分电源发电量数据更新！【干货收藏】13省市分电源发电量数据更新！1、2023年10月，北京市总发电量25.2亿千瓦时，同比增长-18.5%；其中，火电发电量24.6

  北极星电力网获悉，12月8日电投能源公告，公司向七届十一次董事会提交了《关于子公司通辽霍林河坑口发电有限责任公司参与开展“火电自主可控分散控制管理系统研究与开发”科研项目暨关联交易的议案》。经核实，电投能源子公司通辽霍林河坑口发电有限责任公司拟参与开展“火电自主可控分散控制管理系统研究与开

  北极星电力网整理了2023年12月4日至2023年12月8日一周火电项目，涉及项目的核准、开工、投运等。京能查干淖尔电厂2×660MW工程2号机组首次并网成功11月30日，由中国能建天津电建承建的内蒙古京能查干淖尔电厂2×66万千瓦工程2号机组首次并网成功，该项目位于内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗境内，项目