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2021年10月12日发布

事件

自 9 月 22 日起，国常会连续就围绕保就业保民生，提出包括煤矿增产、煤电增供、推动煤电市场化等深化改革、市场化手段； 同时地方政府纷纷发布地方性增加煤炭供应、重签 2021 年四季度煤电电价等配套政策

评论：

纾困煤电企业，市场化交易电价浮动范围上调。 9 月下旬以来， 中东部煤电企业入炉标煤成本达到 2000 元/吨，度电现金成本超 0.60 元/千瓦时，全国所有电厂面临现金流亏损，煤电企业发电意愿不强。中央为煤电疏导发电成本，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、 15%，调整为原则上均不超过 20%。 2020 年华能国际、国电电力、大唐发电披露市场化电量占比分别为 58.3%、 65.3%、 59.1%，由于非市场化电价仍以基准价为主，我们认为发改委或将出台电力市场化配套政策，推动一般工商业用户入市，提高煤电市场化比例，扩大煤电成本传导渠道。 其他省份也将出台类似湖南、内蒙等省份重签 2021 年四季度长协的政策。

绿电政策为地方政府解围，市场化电价利好高耗能龙头。 国常会指出新增可再生能源在一定时间内不纳入能耗能源消费总量， 主要为缓解地方政府能耗总量超标问题，不涉及具体企业能耗。 价格不设上限的高耗能行业将成为转嫁煤电燃料成本的主力， 一方面在能耗双控背景下，高耗能依然会被错峰限电；另一方面通过价格信号调节高耗能生产，促进低能耗水平的龙头集中度提高，淘汰能耗水平高的中小企业，提高能源利用效率。

煤炭增产保供力度空前， 但四季度放量受限煤价难跌。 为解决电企买煤难， 国家发改委要求落实煤源保障， 发电供热用煤中长期合同全覆盖，统筹晋、蒙、陕三地协调煤源 5300 万吨、 5300 万吨、 3900 万吨，合计 1.45亿吨的长协保供量。 除上述保供指标外， 山西、内蒙已下发具体增产指标， 四季度陕西增产 2867.5 万吨、内蒙新增产能 2458.75 万吨（年化 9835 万吨）， 我们预计陕西或将保证 2000-3000 万吨产量。 然而， 受安全生产管理、系统能力等因素制约， 煤矿在短期内增产难度大，我们预计四季度煤炭增量或约 4000-5000 万吨，与上半年产生的约 8000 万吨缺口仍有差距，因此， 无法完全扭转煤炭供应紧张局面，秦皇岛 5500kcal 煤价或将维持在 1200 元/吨以上水平。

高煤价抬高市场电价中枢，煤电运营商迎春天。 考虑到 2030 年碳达峰要求，受制于长期投资带来的转型与沉没成本，“十四五”煤炭产能的整体限制，叠加风光不可控带来的电煤需求中期难以大幅下跌影响， 我们认为2022-2025 年， 秦皇岛 5500kcal 煤价中枢仍将维持在 700-800 元/吨的水平，使得煤电完全成本维持在 0.397-0.445 元/千瓦时。受中长期煤炭紧平衡预期影响，我们预计未来煤电企业或要求降低锁量锁价的年度长协 80%的比例至 50%，增加月度长协以更好地传导煤炭成本， 稳定煤电运营商盈利水平，争取公共事业属性回归。

新能源运营盈利水涨船高，综合能源与储能最受益。 在以煤电为主的区域电力市场中，受边际成本定价的煤电中枢上调影响，市场化的新能源电价也将获得一定电价上涨，考虑到风光波动性，电能质量较差造成的偏差考核成本，我们认为一方面新能源运营商将加强储能建设以提高电能质量、提升盈利能力；另一方面同时拥有新能源和灵活性改造煤电、 气电、 抽水蓄能等调峰、储能电源的发电商可通过综合能源供应提高发电整体运营效率。

投资建议

电力市场化中枢提升， 利好储能与综合能源供应商发展， 推荐宁德时代、欣旺达、华能国际和华润电力等；高耗能电价成本抬升，利于提振龙头集中度，利好资源富集的一体化生产商，推荐露天煤业。

风险提示

政策落地不及预期的风险； 企业响应不及预期的风险。