1、火电板块Q3展望

展望三季度，由于高库存+进口煤供给大幅提升+非电需求相对疲软，Q2火电超发但煤价骤降， Q3煤价大幅上涨概率较小+存在Q3来水同比改善预期，缓解火电迎峰度夏压力，上有高库存压制，下有发货成本托底，预计迎峰度夏期间国内现货煤价走势将以小幅震荡为主，Q3综合用煤成本环比持续下降。

22Q3-23Q2这段时间，煤价处于高位，电价不能覆盖煤价的上涨，各大电厂盈利压力较大。市场投资的方向，本质上即寻找在煤价及电价出现变化时，对应的弹性标的。但煤价回落这一个要素不可能持续对火电业绩产生边际催化，电力的属性意味着超额利润并非是行业常态。现货煤价在770元/吨或将是清晰的分界点，煤价和电价将实现同向波动来保障资产的回报。

趋紧的电力供需及市场化改革的推进，火电角色也将更加强势，也就意味着电价上浮并非是一时结果，电价的刚性或将远超以往。若燃料成本加速回落，此时电价随之回落也并不可怕，关键是火电的合理利润能否维持。

考虑到夏季风电出力有限、晚高峰光伏无出力的特性，预计23年、甚至24年 “缺电”都可能是一道“无解之题”。

乐观假设下，在25年大批新建火电投产后，方才能够得以缓解。火电强势角色作用更多会使得行业盈利接近于合理区间上限。

因此，煤价，或者说煤电公司的盈利水平回归合理区间后，煤价电价这两个对所有煤电公司一视同仁的参数将不再是首要考虑的因素，火电投资逻辑也会发生变化，资产盈利能力及成长性将成为关注要点。

2、在研究/衡量一家电力企业质地的时候，会具体考察哪些方面因素？

我们做深度研究时，主要会看这几个方面：电力供需格局、区域竞争格局、机组质量以及资产负债率，这四个指标将成为筛选标的的重要指标。其中，前两个指标影响电价，而在电价相同的情况下，机组质量影响毛利率，优选低煤耗高利用率机组；资产负债率带来财务费用分化，进而影响净利率。

先说结论，不考虑短期变量，东部地区省级电厂全面占优，其次为广东地区电厂。拆分来看，

1） 市场化条件下，电力供需格局直接影响电价，而全国范围内都存在不同程度的缺电问题。其中，华东是我国用电负荷最高且最紧张的地区，整体最为紧张；华南备用率较高，但是由于水电处理占比高，波动较大；华中区域煤炭短缺运输不便+水风光不具备区位优势，能源禀赋较差；西南区域主要依赖水电，但是水电开发殆尽，其他能源禀赋同样较差，存在中长期缺电隐忧。

2） 区域竞争也会对竞价产生影响，故省内装机主体集中，有助于避免在电力过剩时段恶性竞争。经济发达地区中，沪、浙、安徽装机主体最为集中。

3） 衡量机组质量的标准主要集中在度电煤耗和利用小时数。在未来边际出清机制下，机组的度电煤耗直接关系到发电边际成本，如果碳市场建立，度电煤耗影响将进一步放大。此外，利用小时数同时反映供需格局与机组质量，是一个更综合的指标，可摊薄非燃料成本。

4） 不论是新增火电机组还是新能源机组，煤电公司的债务危机都应该尽力避免，故高资产负债率公司提供煤电行业中长期的业绩支撑，同时在资产盈利处于上行周期时，高杠杆反而是资产盈利能力的放大器。对低负债公司而言，经过2021-2022年两年大幅亏损后，煤电公司的资产负债率出现大幅分化，拉开度电财务费用差距，低资产负债率公司的度电盈利或超市场预期。

风险提示：以上内容仅代表本机构观点。文章内容仅供参考，不构成投资建议或承诺，不代表基金实际持仓。投资者据此操作，风险自担。基金管理人以诚实信用、勤勉尽责原则管理和运用基金资产，但不保证本基金一定盈利，也不保证最低收益。基金过往业绩不预示未来表现。投资者购买基金时，请仔细阅读基金的《基金合同》《招募说明书》《产品资料概要》等基金法律文件，并确认已知晓并理解该产品特征性与相关风险，具有相应风险承受能力，谨慎投资。