电力攻守道（火电三要素篇）： 火电进入大周期上升通道
来源：hth全站app 发布时间：2023-12-10 11:20:04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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今年以来，进口煤大量涌入，缓解了国内供应紧张的局面。同时，由于进口煤价格比国内煤价格实惠公道，也在某些特定的程度上拉低了国内煤价。今日智库注意到，国家海关总署12月7号公布了最新的进口煤数据，2023年11月份，我国进口煤炭4360.6万吨，较去年同期的3231.3万吨增加1129.3万吨，增长34.9%；较10月份的3599
近日，印度联邦煤炭部表示，国内电力需求处于高位，煤炭生产积极，11月的煤炭产量为8453万吨，同比增长11.03%，对进口煤的依赖也相应减少。其中，印度国有煤炭有限公司11月产量增至6597万吨，同比增长8.74%，而其对公用事业的调度总量为6226万吨，环比增长3.92%。4月至11月，印度煤炭产量为5.9128亿吨
从供应端来说，年末安全形势紧张，煤炭供应继续收紧。“三西”地区样本煤矿产能利用率出现下降走势，铁路发运略有减少，市场供大于求压力减轻。从需求来看，随气温降低，下游电厂日耗在逐步上升，沿海八省电厂以及北方港口库存得到进一步消化，为冬季后半程市场反弹奠定坚实基础。产地方面，近期煤矿
澳洲昆士兰州雨季是每年的11月至次年3月，近期，国际市场出于对昆士兰州雨季的担忧，认为国际炼焦煤价格有可能上涨。据普氏评估，12月1日，PLV优质硬焦煤FOB价327美元/吨，涨2美元/吨，而中国CFR交货价格不变，为330美元/吨。针对雨季对澳煤供给收紧的预期，目前多数下游仍在处于评估之中。据反馈，目
中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI周报》（2023年45期）显示，CECI沿海指数（周）高卡现货成交价本周继续下跌，进口指数到岸综合标煤单价小幅下跌。采购经理人分项指数中，供给、库存和需求分指数处于扩张区间，价格和航运分指数处于收缩区间，需求和库存分指数环比上升，供给、价格
上周四到周五，港口煤价再次止跌反弹，这一情景，看着有点眼熟，本月已多次出现涨涨跌跌的循环往复变化，大家都已经习以为常了，戏称煤价“七天乐”或“三天乐”。此次煤价再次止跌反弹，是啥状况？后续市场是昙花一现，还是盘旋而上呢？步入12月，随着降温补库提升、冬储支撑，市场有支撑。坑口销售
新一轮冷空气影响我国北方及中东部地区，沿海八省电厂日耗回升至191万吨，促使电厂去库加快，环渤海港口拉煤船舶增多。本周，用户刚需询货有所增加，带动产地和港口市场情绪逐渐好转，供货商挺价捂货意愿提高，使得北方港口市场煤价小幅回落之后，出现震荡上行。产地安全检查依旧严格，再加上月底产能
环渤海港口动力煤市场在冬季前半程出现价格震荡运行特点，发热量5500大卡市场煤交易价格运行于930-960元/吨之间。由于临近年末，安全检查趋严，叠加大部分煤矿生产任务已完成，煤炭供应预期收紧。需求方面，以化工等终端刚需采购为主，下游电力企业日耗有上升空间，煤价在本周后半程，仍有止跌反弹可能
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%。有必要注意一下的是，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。多个方面数据显示，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%。有必要注意一下的是，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
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近年来，以风电、光伏为代表的新能源加快速度进行发展，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，创历史上最新的记录，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
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北极星电力网整理了2023年11月份火电项目动态，共27个项目取得了重要进展，其有8个火电项目核准、开工。11月，湘投能源岳州2×100万千瓦燃煤发电工程建设项目、云南开远小龙潭发电厂四期扩建工程建设项目、陕煤汨罗2x100万千瓦燃煤发电工程3个火电项目获得核准批复。广州增城旺隆2×460MW气电替代工程、华
北极星电力网统计了2023年1-10月份西南、西北、东北13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。1、2023年10月，重庆市总发电量70.0亿千瓦时，同比增长6.5%；其中，火电发电量46.2亿千瓦时，同比增长-14.6%；水力发电量20.1亿千瓦时，同比增长170.5%；风力发电量3.4亿千瓦
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为深入贯彻落实习关于主题教育系列重要讲话精神和党中央决策部署，落实集团公司主题教育第一批总结暨第二批部署会议工作要求，在前期主题教育宣传基础上，华能新闻中心策划了“主题教育‘基层行’”系列报道，总结典型经验，深挖实践故事，真实全面反映基层单位主题教育开展情况，见人见事、
近日，由浙江浩普承建的浙江浙能镇海发电有限责任公司660MW机组脱硫智慧控制管理系统项目成功通过验收，智慧脱硫系统正式投入运行，并取得良好应用效果，助力电厂生产运行更环保、更高效、更安全，为企业绿色转型升级及智慧建设打造示范样板。同时，这也是智慧环保岛控制管理系统实现新突破，在火电领域首套应
11月20日，华中分公司华能国际——荆门热电能源基础设施投资资产支持专项计划（类REITs）成功发行，本期产品系华能首单交易所市场类REITs，发行规模17.93亿元，创全市场年内火电基础设施类REITs发行利率新低。
11月20日，中国华能集团福建分公司成功发行罗源定向资产支持票据（类REITs），本项目为中国华能和华能国际全行业首单“火电+储能+光伏类REITs”。产品发行规模37.76亿元，优先级资产支持票据预期收益率3.58%。产品得到市场广泛认可，创今年银行间市场火电资产类REITs发行利率新低。产品发行成功后，引
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本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势，本周网供电量环比上周上升3.0%；水电上网电量环比上周下降3.5%；火电上网电量环比上上升8.7%；新能源上网电量环比上周下降58.0%；外购电量环比上周上升151.42%；留川电量环比上周上升18.3%；外送电量环比上周下降13.4%。综合看来，本周各项指标的趋势表现为：外
为全面贯彻落实自治区关于做大做强国有企业的有关要求，11月22日，自治区自然资源厅与内蒙古能源集团在自然资源厅，就新能源、火电、煤炭项目用地、用矿手续办理等事宜进行座谈交流。自治区自然资源厅党组书记、厅长赵大勇，内蒙古能源集团党委书记、董事长张海峰出席座谈。会上，内蒙古能源集团对自治