天风证券（601162）发布研究报告称，5月以来，市场煤价格加速下跌，火电燃料成本持续改善;此外，国内用电量维持较高增速。电量增长叠加煤价下行，二季度火电公司盈利有望持续修复。其中，沿海电厂位于经济较发达省份，电价普遍高于内陆电厂，同时具有进口煤作为补充，Q2业绩或将具备更大的弹性。建议关注：浙能电力（600023）(600023.SH)、皖能电力（000543）(000543.SZ)、申能股份（600642）(600642.SH)、京能电力（600578）(600578.SH)、粤电力A(000539.SZ)、宝新能源（000690）(000690.SZ)等。
天风证券主要观点如下：
【资料图】
Q2电量增长+煤价下行，火电板块基本面持续向好
电量端看，2023年1-5月，全社会用电量35325亿千瓦时，同比增长5.2%，其中单5月用电量7222亿千瓦时，同比增长7.4%。火电作为稳定性电源，发电量持续提升。2023年1-5月火电发电量达到24206亿千瓦时，同比增长6.2%;单5月发电量为4713亿千瓦时，同比增长15.9%，环比增长4.9%。成本端看，5月下旬开始煤价下跌速度明显加快。
2023年1月-6月，秦皇岛5500混煤平仓价均值的同比涨跌幅分别为29.1%、2.7%、-24.6%、-14.8%、-21.8%和-34.5%。考虑到库存可用天数，2023年3月至5月的煤价约反映2023年Q2的火电企业燃料成本。2023年3月至5月末秦皇岛5500混煤平仓价均值为1039元/吨，较2022年12月至2023年2月均值下降了159元/吨。截至2023年6月29日，秦皇岛港Q5500混煤平仓价为825元/吨，较今年年初以来的煤价高点(1215元/吨)已下降350元/吨。
因此该行认为，Q2火电燃料成本相比于Q1有望实现明显改善。2023年二季度火电发电量增长叠加煤价回落速度加快，火电板块基本面持续向好，火电企业盈利能力有望持续修复。
Q2火电个股业绩表现或出现分化，看好沿海电厂弹性
电价：沿海电厂的电价相较于内陆电厂更有优势。2022年上海电力（600021）、申能股份和浙能电力的火电平均含税电价为0.538元/千瓦时，相较于建投能源（000600）、皖能电力和京能电力平均0.44元/千瓦时的综合电价高出0.098元/千瓦时。成本：一方面，现货煤价格加速向长协煤价格区间靠拢，长协煤履约率有望提升。2023年6月1日，秦皇岛Q5500动力煤平仓价回落至771元/吨，已经接近长协煤770元/吨的区间价格上限。该行认为长协煤和现货煤价差的显著缩小有助于长协煤履约率的提升。
另一方面，沿海电厂的煤炭采购结构中市场煤占比往往较高，以浙能电力为例，截至2022年7月其执行长协煤价的占比仅为20%。该行认为长协煤占比较低的火电公司有望享受市场煤价格的快速回落带来的更大的盈利弹性。此外，沿海电厂具备进口煤采购的先发优势，相较于内陆电厂有望直接受益于进口煤价的下跌。
从量上看， 2023年5月，中国动力（600482）煤进口量为3138.3万吨，较上年同期的1508万吨大增108.11%，较前一月的3098万吨增长1.3%。累计来看，今年1-5月动力煤进口量达到13652.9万吨，同比高增91.2%。从价上来看，进口煤价在加速回落。截至6月29日，Q3800印尼煤广州港（601228）场地价为600元/吨，较年初(1月3日)下降了230元/吨;Q4800印尼煤广州港场地价为765元/吨，较年初(1月3日)下降了310元/吨。综上，在火电板块量价持续向好的大背景下，该行认为Q2火电板块业绩或出现分化，沿海电厂的Q2业绩弹性或更大。
风险提示：宏观经济下行，政策推进不及预期，用电需求不及预期，装机增长不及预期，电价下调的风险，煤价上涨风险等。
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