1、煤价下跌，煤炭成本占比高的标的有望率先受益 

根据CCTD中国煤炭市场网，近期，由于欧洲工业生产持续乏力，经济复苏进程缓慢，叠加有低价天然气和可再生能源的充足供应，煤电负荷较低，煤炭库存远超需求，外矿和贸易商不得不向中国出售或者转卖部分过剩煤炭资源，流入中国市场的高卡煤明显增多且具有价格优势，从而引发各出口国踩踏式抛售。截至2023年6月7日，欧洲ARA港动力煤离岸价已降至99美元/吨，跌破百元关口。随着海外煤价下滑，我国煤炭进口同比高增长，2023年1-5月，我国进口煤及褐煤18205.9万吨，同比提升89.6%。另外，国务院关税税则委员会表示，为支持国内煤炭安全稳定供应，自2023年4月1日至2023年12月31日，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。我国延长煤炭零进口暂定税率实施期限，有望继续促进煤炭进口，从而进一步刺激煤价下跌。

而动力煤作为燃煤发电行业主要的原材料，其价格变动对燃煤发电企业的生产成本及经营业绩有显著影响。由此，我们推荐关注燃料成本占比高的标的：华能国际（600011）、大唐发电（601991）（2021-2022年，的燃料成本占总成本的比例约为七成）

2、调峰优势凸显火电价值

煤电仍是能源保供的“压舱石”，其合理收益须得到保障。新型电力系统建设过程中绿电消纳压力显现，保消纳需源侧增加调节资源、网侧增加“大电网”投资。而煤电仍然是最经济的跨日调节资源。目前在运电化学储能时长普遍为2~4小时，无法满足跨日调节需求，且度电成本受上游能源金属资源价格波动影响较大：抽蓄经济性仅次于火电灵活性改造且可跨日调节，但建设周期较长，预计将在“十五五”期间集中投产，其他新型储能则商业模式尚未成熟。

因此，煤电装机规模仍有增长空间，“十四五”有望超预期。火电与核电作为高可靠性的保障电源，合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配：并且新上百万千瓦煤电机组自带70%调节能力（负荷低至30%），同时具备可靠性和灵活性。按照负荷与用电同步增长测算，预计到25年最高负荷将达15.5亿千瓦。根据核电装机规划，预计25年在运机组容量约0.7亿千瓦，即火电理论需求量为14.8亿千瓦，对应煤电装机增量最高可达3亿千瓦。“十四五”规划2025年煤电新增装机1.5-2亿千瓦，存在超预期空间（可理解为装机时间表前移）。

3、部分地区的特殊性有望催生强势标的

在当前用电紧缺阶段，电力供求失衡，带动火电厂发电量的提高，但以往来看，水电的发电情况会较为明显地挤压火电的下游用电需求，因此汛期来水量指标就显得十分关键。

国家气候中心针对2023年汛期气候趋势及主要气象灾害组织了滚动预测订正会商。经综合研判，认为今年汛期（5月至9月）我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，降水呈南北两条多雨带，长江中游降水明显偏少、可能出现区域性气象干旱。由此，位于长江中游地区的水电厂发电效率将明显受到区域性干旱的影响，从而为本地火电厂让出更多的用电需求。由此，我们推荐关注相关地区火电标的：浙能电力（600023）、申能股份（600642）、上海电力（600021）江苏国信（002608）、长源电力（000996）、皖能电力（000543）、赣能股份（000899）、华银电力（600744）。

其中值得注意的是，浙江作为出口大省且二产占比位居全国前三，其电力不足问题尤为突出，地方政府火电建设积极性强。2022年迎峰度夏期间，浙江最高负荷达到1.02亿千瓦，其火电和核电装机容量与尖峰负荷之约0.27亿千瓦。为保障省内电力供应，浙江省内中长期具备建设条件的沿海煤电扩建装机容量规模共计约2332万千瓦，22年以来已有序核准浙能六横电厂二期、国能舟山三期、浙能嘉兴电厂四期共6台百万千瓦机组，由此我们重点体推荐标的即为：浙能电力（600023）。

$浙能电力(SH600023)$  $皖能电力(SZ000543)$  $上海电力(SH600021)$  

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