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  12月30日,电力板块午后拉升,赣能股份、豫能控股、华电国际等走高。值得一提的是,近6个交易日电力ETF涨了5天,累计涨近6%。

  消息面上,近日火电行业利好频传。另外电力迎峰度冬开始,分析师称可以重视新型电力系统投资机会。

   基准价大幅上涨,火电盈利改善确定性强
  上周广东电力交易中心通报2023年度电力交易显示,2023年双边协商交易成交电量2426.50亿千瓦时,成交均价553.88厘/千瓦时,相较广东燃煤发电上网电价基准价463厘/千瓦时上涨19.63%。

  国海证券表示,此次广东年度电力交易中溢价触及顶格,超出市场预期,电价上涨背景下高企的燃煤成本有望得到一定疏导,预计后续各地火电价格将普遍上浮,为火电企业纾困。

  另外,此前广东省发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》,首次提出适时启动一次能源价格传导机制:当综合煤价高于一定值时,按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿,相关费用全部由工商业用户分摊。

  国海证券认为,价格机制是疏导火电企业成本、提升火电发电意愿、促进电力保供的重要举措,十四五期间电力供需整体偏紧,广东年度长协接近顶格上浮反映了火电的经营成本和在电力系统中的重要保供价值,或将奠定全国范围内电价的上浮趋势;煤电联动的补偿机制保障了后续煤电企业的经营和出力,火电资产的重要性凸显,盈利有望得到改善。

   明年煤价也有望松动
  除了盈利端,成本端也有利好。

  2022年1-11月中国进口煤炭中58%来源于印度尼西亚,近期印尼煤场地价(Q3800)在850-900元/吨区间震荡。展望2023年,天风证券判断进口煤价有望松动,原因包括:
  1)全球资源品价格进入下降通道。

  12月23日天然气TTF期货价格为83欧元/兆瓦时,,

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,较8月高点已下降76%。欧洲天然气作为其主能源产品,受价格高位及供应问题所限,煤炭作为替代燃料采购需求大幅增长,天风判断当天然气价格进入下行周期后,全球煤炭价格有望加速回落。

  2)中国进口煤炭供给放量。

  印度尼西亚上调2023年煤炭产量目标至6.94亿吨,较2022年产量目标(6.63亿吨)增加0.31亿吨。同时,澳煤进口限制放开的预期不断加强,从近期释放的消息中,不时透露出中国对澳煤进口政策可能会发生变化的迹象,若后期放开进口澳煤限制,将进一步丰富我国进口煤来源。

  3)人民币汇率或将走强。

  2023年中国经济走出疫情冲击缓回升、西方经济受高利率影响停滞,人民币汇率或将重拾升势。而从煤炭进口的角度来讲,若人民币汇率走强,中国进口煤价或将下降,进而推动沿海电厂盈利修复。

   电力迎峰度冬开始,重视新型电力系统投资机会
  除了火电,分析师还提到可以关注新型电力系统的投资机会。

  据国泰君安研报,进入迎峰度冬周期,西北地区用电负荷持续攀升,多省电网最大负荷和日用电量创历史新高。

  据中国电力网,12月16日,西北电网最大负荷达12051万千瓦,日用电量达27.34亿千瓦时。其中西北网内甘肃、青海、宁夏、新疆最大负荷分别为2021万千瓦、1182万千瓦、1606万千瓦、4011万千瓦,均创历史新高。

  国泰君安表示,迎峰度冬驱动西北电网负荷维持高位,保供压力凸显,电力保供压力将倒逼电改政策加速推出,灵活性改造以及新型储能需求有望快速释放。其指出:   1)伴随我国清洁能源转型加速,要求输配端加大新能源装机的消纳能力并维持电网稳定,利用火电灵活性改造和大力发展储能来增加调峰调频资源是必然趋势。   2)“保供+消纳”矛盾倒逼电改加速,容量补偿与电力现货、辅助服务交易结合的模式加速搭建,灵活性改造及储能项目的盈利能力及投资意愿有望明显改善。 ,

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