旺季煤价向上动能有限，火电有望迎来强配β行情

从6月15日开始，环渤海港口市场煤价格结束了持续半个月的上涨行情，进入每天10元/吨左右的下跌通道。我们认为动力煤价在旺季向上动能有限，火电有望迎来强β行情。

核心观点

▍6月旺季需求尚未兑现，导致煤价有所回落

区域疫情反复+水电替代效应显著，2022M4-5火电发电量分别同比-11.8%、-10.9%。迎峰度夏旺季预期下，产业链各环节持续备货，推动动煤价格在需求淡季一路上涨。6月中旬进入迎峰度夏需求旺季后，火力发电负荷低于预期，供应链各环节库存压力增大，出货意愿加强，而电力企业库存高企，持续观望，导致煤价有所回落。

▍旺季动力煤供需或将维持紧平衡，煤价上涨动能有限

从供给端来看，动力煤供给弹性相对较小，3月动力煤月度供给量达到年内峰值3.37亿吨。从需求端来看，我们基于国内疫情复工节奏，测算7月火电发电量预计为4601-5056亿千瓦时，同比下降3.5%-12.2%，对应电煤需求量预计达1.84-2.02亿吨、动力煤需求总量为2.94-3.12亿吨，对比年内供给峰值仍有空间。因此我们认为7月动力煤供需或将维持紧平衡，煤价大幅向上动能有限。

▍火电行业有望迎来强配β行情

在迎峰度夏火电旺季阶段，煤价增长动能有限，我们认为火电行业有望迎来β行情。目前多地电价已高比例上浮，伴随7月用电高峰度过，在水电满发背景下，我们判断8月火电发电需求有望环比下滑，煤炭价格有望逐步滑落，带动火电企业盈利改善，其中长协煤比例较高的火电企业盈利有望率先恢复。

▍投资建议

火电标的方面，建议关注优质资产标的【国电电力】【华能国际】、弹性较大标的【皖能电力】【上海电力】【粤电力】【福能股份】；水电标的方面，今年以来主要流域来水偏丰，基本面明显改善，水电业绩弹性可期，建议关注【华能水电】【长江电力】【湖北能源】。

▍风险提示：政策推进不及预期、疫情超预期反弹、煤炭价格波动、用电量需求不及预期、来水低于预期、项目建成时间晚于预期、市场存在主观性，可能与实际情况存在偏差等。

从6月15日开始，环渤海港口市场煤价格结束了持续半个月的上涨行情，进入每天10元/吨左右的下跌通道。我们认为煤价在旺季向上动能有限，火电有望迎来强β行情。

1.1.6月旺季需求尚未兑现，导致煤价有所回落

迎峰度夏旺季需求预期下，产业链各环节持续备货，导致动煤价格淡季上涨。

1）区域疫情反复+水电替代效应显著，2022M4-5电煤需求较弱、供给宽松。受区域疫情反复的影响，中国电力需求较弱，2022M4-5中国发电总量分别同比-4.3%、-3.3%。同时，各大流域来水好于预期，水电替代效应显著，2022M4-5火电发电量同比-11.8%、-10.9%，电煤需求较弱。根据wind口径，动力煤供给逐步宽松，2022M4总供给量为3.05亿吨，总需求量仅为2.67亿吨。

2）疫情逐步恢复，产业链看好旺季需求放量，各环节持续备货。

①煤炭产量维持高位，运输环节加快。上级主管部门高度重视能源保供稳价工作，煤炭供应增多，2022M5全国产煤3.7亿吨，同比+10.3%。同时铁路发运量维持高位，5月20日大秦线运输恢复正常后，日均发运量保持在128万吨，而张唐线日均发运量也持续保持在30万吨以上。

②迎峰度夏预期下，电厂采购节奏加快，可用天数持续增长。6月2日全国重点电厂存煤量达9140万吨，较上年同期增加2890万吨，同比+46.24%；可用天数达25.1天，较上年同期增长10.2天。

3）动煤价格淡季一路上涨。4月14日大秦煤炭专线碰撞事故后，煤价开始反弹，同时伴随电厂淡季的采购节奏不减，煤价在淡季一路上涨。以北港动煤报价为例，6月17日5500卡动煤报价中枢为1325元/吨，较4月15日（1175元/吨）提升12.77%。

6月中旬进入迎峰度夏后，煤价反而出现下降趋势。6月24日，北港4500、5000、5500卡动煤现货报价中枢值为945、1075、1245元/吨，分别较6月14日价格中枢下降80、100、130元/吨。我们认为主要原因为产业链存货高企，贸易商出货压力增大，旺季需求尚未兑现导致煤炭价格有所回落。

1）受全国大范围降水影响，旺季电力需求较弱。全国多地迎来大范围强降雨天气，有利于降温和水电发电，虽然受高温天气影响，我国部分电网电力负荷创历史新高，发电量和煤炭日耗继续回升，但整体发电量和耗煤量仍低于去年同期水平。

2）供给链各环节库存压力增大，出货意愿较强。①港口存煤：北港调入量高于调出量，库存已经提升至历史高位水平。秦皇岛港库存已达到538万吨，同比增长73万吨，较5月21日（450万吨）增长88万吨。②中间物流环节/煤矿：高温存煤易出现自燃使得中间物流环节开始控制库存数量，以及洗煤厂安全检查影响存煤，造成煤矿市场煤销售热度降低，拉煤车排队减少，煤矿出现价格小幅下调迹象。

3）电力企业高库存，下游“买涨不买跌”观望为主。电厂库存较高，根据中电联数据，目前电厂库存高企，整体库存高于同期2535万吨，继续保持2年同期高水平，库存可用天数23.2天。同时，坑口煤价出现下降的迹象，北方港口同步共振下行，下游电厂“买涨不买跌”观望为主。

1.2.旺季动力煤供需或将维持紧平衡，煤价上涨动能有限

2022年来水数据持续超预期，替代效应显著，我们测算7月火电发电量预计为4600~5050亿千瓦时，同比下降3.5%~12.2%。核心假设如下：

1）全国发电量：北上等超大城市疫情缓解，复工复产节奏逐步加快，我们假设7月全国发电量同比增速在[-3%, +3%]。

2）水电发电量：①有效利用小时数：2022年各大流域来水超预期，6月溪洛渡入库流量同比+183%、环比+41%，且高于2020年同期。我们由此预期2022年M7发电利用小时数高于2020M7（474小时）和2021M7（437小时），假设利用小时数为500小时；②装机容量：我们假设2022M7水电装机容量与2022M5保持一致。

3）核电发电量：①有效利用小时数：我们假设核电利用小时数和上年同期保持一致，假设为727小时；②装机容量：6月23日红沿河6号机组正式商运，7月核电装机容量预计为5555万千瓦。

4）风光发电量：由于风、光气象数据较难预测，我们基于4-5月份的发电量增速简单匡算7月发电数据，假设2022M7风、光发电量分别同比+20%、+25%。

我们测算7月电煤需求量约为1.84-2.02亿吨。我们通过统计2016-2021年火电发电量与电煤需求量，得到电煤热值平均为5035卡。对应2022M7火电发电量4600-5050亿千瓦时，我们计算得知7月电煤需求总量约1.84-2.02亿吨。

我们认为7月动力煤供需或将维持紧平衡，煤价向上动能有限。动力煤供给弹性相对较小，3月动力煤供给量达到年内峰值3.37亿吨，其中电煤消费量为1.92亿吨。我们通过统计2017-2020年7月电力行业以外的动力煤需求基本维持在0.95-1.06亿吨，我们由此假设2022M7电力行业以外动力煤需求为1.10亿吨，则7月动力煤总需求或达2.94-3.12亿吨，对比年内供给峰值仍有空间。因此我们认为7月动力煤供需或将维持紧平衡，煤价大幅向上动能有限。

1.3.投资建议：火电有望迎来强配β行情

在迎峰度夏火电旺季阶段，煤价向上动能有限，我们认为火电有望迎来强配β行情。多地电价已高比例上浮，伴随7月用电高峰度过，在水电满发背景下，8月火电发电需求有望下滑，我们判断煤炭价格有望逐步滑落，进而带动火电企业盈利改善，其中长协煤比例较高的火电企业盈利有望率先恢复。火电标的方面，建议关注优质资产标的【国电电力】【华能国际】、弹性较大标的【皖能电力】【上海电力】【粤电力】【福能股份】；水电标的方面，今年以来主要流域来水偏丰，基本面明显改善，水电业绩弹性可期，建议关注【华能水电】【长江电力】【湖北能源】。

2. 环保公用投资组合

3. 重点公司外资持股变化

截至2022年6月24日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为8.48%、0.49%、1.78%、2.70%和15.39%，较年初（1月3日）分别变化+1.27、-0.02、+0.16、+0.12和-2.44个百分点，较上周分别变化+0.00、+0.00、+0.05、+0.04和-0.05个百分点。

4. 行业重点数据跟踪

煤价方面，截至2022年6月24日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为1205元/吨，较2022年1月4日788元/吨变化+52.9%。

库存方面，截至2022年6月24日，秦皇岛港煤炭库存总量为538万吨，较去年同期增加73万吨，同比变化+15.7%，较2022年1月1日477万吨环比变化+12.8%。

5. 行业历史估值