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投资要点

跳出煤电看煤电，从欧洲能源危机说起。2022年初至今，全球燃气及煤炭价格出现大幅波动，主要是由于俄罗斯-欧洲能源贸易平衡格局被打破（俄对欧燃气出口量占全球消费量4.59%），俄乌冲突导致全球燃气、煤炭涌向欧洲，推升能源价格。2022 年三季度，欧洲在供暖季之前已完成能源库存储备，因此在暖冬+工业需求衰退双重冲击下，欧洲能源需求疲软（3 月16 日欧洲燃气库存依然维持55.77%的高位，历史同期平均水平为37.21%），使得全球燃气、煤炭价格出现大幅回落。

2022 年电力供需两弱，极端因素导致供给端问题凸显。2022 年8 月，在极端高温天气影响下四川、重庆、浙江、安徽、江苏等多地用电负荷达到历史新高，相继出现电力供应紧张问题；浙、苏、皖、鄂等省份接连发布有序用电通知。我们认为，核心原因为气候、进口煤等因素出现了阶段性供需失衡。

供给端：2022 年全国火电/水电发电量同比增速分别为1.49%/1.11%，与2021年火电/水电装机量同比增速分别为4.14%/5.61%不匹配。2022 年第三季度后水电经历“丰水期不丰”，极端天气使降雨带北移至水电装机群所在的纬度之外，水电站来水严重偏枯。2022 年丰水期（6-10 月）我国水电机组利用小时数仅1740 小时，同比-13.65%，相较五年平均-11.34%，火电机组出于保供压力被迫加大运行，但连续两年高热值澳煤进口减少，加剧了成本端的压力。极端情况叠加使得电力供应区域性、结构性问题依然突出。

需求端：2022 全社会用电量同比+3.90%，较2012-2022 年CAGR5.71%相比明显降速。具体来看，2022 年第二产业用电量增速仅有+1.55%，同时外贸端全年出口金额总量同比+10.29%，明显低于2021 年的同比+21.20%。在地产端，2022 年4 月以来我国房地产施工面积累计同比增速已转负，而地产竣工增速与原煤开采增速偏离度较大。

2023 年电力供需形势展望：电煤供需环境从一次能源（煤改气、煤炭国内扩产及恢复海外进口）到二次能源（风、光、水、核等非化石能源发电）均有改善空间。假设需求端全社会用电量增速与GDP 目标增速均为5%，即总量为9.07 万亿度，增量为4318.6 亿度。则在供给端：

一次能源：2022 年全国天然气表观消费量3638.12 亿方，同比-2.72%，首次出现下滑（十年CAGR14.09%）。考虑到碳中和政策及燃气/煤性价比提升，我们假设今年燃气增速5%，则2023 年全国新增消费天然气181.91 亿方，可在一次能源端替代约2000 万吨标煤消耗。此外，2023 年我国煤炭供给渠道可能因国内主产区扩产和海外进口恢复得到丰富。

二次能源：假设风、光出力维持均衡，水电出力分来水继续悲观和来水恢复至平均水平分别倒推火电发电量，测算得出2023 年发电用原煤消费增速在3.75%-4.79%之间（区间值为8864.48 万吨-1.13 亿吨），低于GDP 目标增速。

能源清洁化方向不变，电煤供应改善已经显现。年初以来重要港口及25 省电厂库存维持高位，电厂用煤将进入淡季（检修+供暖季结束），下游补库压力不大。2023 年1-2 月，能源局数据显示，原煤开采增长5.8%，进口煤炭增长70.8%，用电同比增长2.3%，其中火电-2.3%，水电-3.4%，核电4.3%，风电30.2%，光伏9.3%。政府工作报告要求统筹能源安全稳定供应，及时解决煤炭电力供应紧张问题：1)首推长协煤改善+进口改善沿海及中部优质标的，宝新能源、浙能电力、粤电力A、皖能电力、建投能源、申能股份及江苏国信等。2）火电+绿电共振标的，建议关注华电国际（H+A）、华能国际（H+A）。3）水电建议关注国投电力、川投能源、华能水电、长江电力。

风险提示：煤价波动风险，国际能源价格大幅提升风险，来水情况不及预期增大火电需求风险等。

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