目前在下游电价已经上涨较多的情况下煤电仍有小幅亏损，需要政策引导煤价处于合理区间以保障电力供应安全和协调发展；按照区间上限的770 元/吨测算，若市场交易电价上涨20%，预计煤电企业仍能实现微利，且政策明确加强监管以保障合同履约，煤电企业盈利确定性上升；受能源转型前期的化石燃料成本上升压力以及新能源接入的系统成本上升推动，国内中长期电价正步入上涨周期。推荐中国核电、三峡能源、龙源电力(H)、华能国际(A&H)、华润电力(H)、华能水电、国投电力、川投能源、福能股份、中国电力(H)、吉电股份。

　　事项：国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，《通知》主要内容包括：1)引导动力煤价格在合理区间运行，秦港下水煤(5,500 千卡)中长期交易价格每吨570~770 元(含税)较为合理；2)完善煤电价格传导机制，煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，3)健全煤炭价格调控机制。《通知》

　　自5 月1 日开始执行。

　　为保障电力安全及协调发展，需要出台政策引导煤价处于合理区间。动力煤市场供需矛盾依然突出使得近期动力煤价格仍处于历史高位，目前秦港5,550 大卡动力煤现货价格约为1,000 元/吨，虽有部分低价长协煤平滑，但近期国内沿海电厂的入炉标煤价格普遍仍超过1,000 元/吨。虽然2022 年各省普遍将火电市场交易电价在基准电价基础上浮20%，但仍不足以覆盖成本上涨压力，我们估计今年1~2 月国内煤电行业仍将出现小幅亏损。在下游终端电价已有明显上涨、中游煤电企业仍面临亏损压力的情况下，需要政府出台政策引导煤炭处在合理区间，保障能源安全稳定供应并推动煤、电上下游协调发展。

　　按照中长期交易煤价区间上限测算，煤电企业仍略有微利。此前，国内多年长协动力煤煤基准价为535 元/吨，《通知》提出的价格区间中值为670 元/吨，相比历史基准价上涨25%，和年初火电电价普遍上涨20%基本接近。考虑当前市场动力煤市场供需相对偏紧，我们按照770 元/吨的价格指导区间上限测算，此成本下的煤电发电燃料成本约为0.29 元/千瓦时，包含折旧等的全生产成本为0.38元/千瓦时，按照上浮20%后电价测算，此成本下的煤电企业度电利润约为0.01元，发电企业略有微利。不过，考虑历史上动力煤供需紧张时长协煤通常存在一定程度的履约问题，因此，后续如果动力煤市场持续紧张，煤电企业实际盈利情况将依赖中长期合约的履约及政府监管情况。

　　能源转型前期系统成本增加显著，国内中长期电价正步入上涨周期。内外煤价格倒挂下的进口煤目前不具备价格优势，进口煤被挤出市场且国内煤炭企业投资意愿有限抑制新增产能，国内动力煤市场在短中期内供需可能持续紧张，煤价平台出现系统性抬升， 我们预计2021~2023 年国内煤电平均发电成本为0.43/0.37/0.36 元/千瓦时，相比之前的0.24~0.31 元/千瓦时成本区间有明显上涨，与此同时，新能源发电具有间歇、波动、反调峰等特点，需要在电网侧投入大额资本开支以应对新能源大规模接入对电力系统冲击。能源转型期的系统成本上升压力配合电价市场机制完善，国内下游用电价格正在迎来价格上涨周期。

　　风险因素：用电量增速超预期下滑，煤价大幅上行，售电价格大幅下降，新能源装机增长不及预期，风光造价大幅上行。

　　投资策略。建议遵循三条投资主线，受益电价上涨环境，可以涨价且扩张ROE及业绩弹性的核电；高成长+降本扩张ROE 的龙头新能源运营商及部分火电转型标的；大水电陆续投产带动新一轮成长周期来临的优质水电，推荐中国核电、三峡能源、龙源电力(H)、华能国际(A&H)、华润电力(H)、华能水电、国投电力、川投能源、福能股份、中国电力(H)、吉电股份等。

（文章来源：中信证券）