投资策略专题

投资策略专题一、策略：能源安全主题——稳增长的中线动量我们在3月3日报告稳增长进化论：量与质、破与立中总结了22年稳增长三条投资线索：旧式、新式、以旧转新。我们认为，以“俄乌冲突+双碳新周期”催化下的能源安全主题为切入点，归纳出包括煤炭/油气、矿产资源/新能源四条22年稳增长投资线索。（一）“外忧内稳”局面，能源安全战略升级1.

“外忧”局面：俄乌冲突深刻影响欧洲能源供应链俄乌局势深刻影响全球大宗商品供应链，各国能源安全意识升级：第一，从总量视角看，俄乌掌握全球重要大宗商品。能源和金属方面，俄罗斯掌握了全球大量的矿产资源，据俄罗斯海关统计，2021年，俄罗斯出口石油约2.3亿吨，排名世界第二；天然气出口约2000亿立方米，位居世界第一；俄罗斯还是全球第二大原铝生产国和第一大铝锭出口国；农产品方面，据Wind数据，俄乌两国小麦、大麦、玉米出口全球份额合计分别为28.8%、28.7%、16.3%。第二，从结构视角看，欧洲能源供应首当其冲。据EIA统计，按目的地分，2020年俄罗斯原油48%出口至欧洲（德国、荷兰和波兰等），31%出口至中国；天然气72%出口至欧洲（德国、意大利和法国等），5%出口至中国。2021年俄罗斯的天然气占到欧盟进口总量的45%，并且俄罗斯还是欧盟最大的石油和煤炭供应国。能源潜在危机背景下欧洲将加快可再生能源转型。3月8日，欧盟发布能源独立路线图，力图在2030年前摆脱对俄罗斯的能源进口依赖。3月9日，SolarPowerEurope预期通过加速发展光伏欧盟可实现2030年1000GW装机目标；各国也紧锣密鼓进行规划，例如据德国经济部消息，德国计划将100%实现可再生能源发电的目标提前15年至2035年。2.

“内稳”局面：“十四五”现代能源体系印证“双碳新周期”3月5日，2022年两会政府工作报告对“能源稳增长”方面低碳转型与能源安全并重：（1）传统能源方面，提到“加快油气、矿产等资源勘探开发”；（2）清洁能源转型方面，提到“双碳”政策确保能源保供，实现路径包括煤炭清洁化转型、大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设等；（3）能耗目标硬性目标改为十四五期间“统筹考核”。3月22日，国家发改委、能源局联合下发“十四五”现代能源体系规划明确能源安全总目标：2025年标准煤年产量46亿吨以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦。（二）三视角看“能源安全”稳增长的路径选择1.视角一：能源储量与一次消费结构（1）传统能源：加速煤炭三项转型（煤制油气、清洁改造、煤炭储备）中国能源资源禀赋“以煤为主”、“贫油少气”特征明显。①从储量看，根据BP，2020年中国石油探明储量为256亿桶（35亿吨），居世界排名第13位，占比1.5%；

天然气探明储量为8.4万亿立方米，居世界排名第6位，占比4.5%；而中国煤炭探明储量为1431.97亿吨，居世界排名第4位，占比13.33%。②从一次能源消耗结构看，煤炭占比达到57%。因此，中国煤炭资源禀赋决定了保供战略下中短期重要地位，未来发展重点在于清洁化转型。未来“煤炭稳增长”路径：①能源补充——煤制油气。通过突破煤制油气技术与成熟的设备装置，可一定程度上反制油气资源对于国际市场的过度依赖。据金正纵横整理，目前国内外煤制气投产项目共5个，中国占据4个共51.10亿方，占比74%；

②煤炭清洁高效利用。第一，煤电机组改造升级。首先，现役机组将加速节能改造，新建机组需优化设计。其次，与碳减排技术深度结合，燃煤电厂加装CCUS可捕获90%的碳排放量，使其转变为低碳发电技术。如华能绿色煤电IGCC电厂和华能石洞口电厂分别采用燃烧前和燃烧后化学吸收技术，捕集规模分别可达10和12万吨/年；第二，煤化工转型发展。由于原料用煤不纳入煤炭消费总量控制考核，因此现代煤化工产业机遇广阔，如煤炭与新材料结合（煤制烯烃、煤基炭素材料等），也可分质利用，低碳制作化工新材料；③煤炭储备。3月7日，发改委表态加快推进2亿吨以上政府可调度煤炭储备能力建设。煤炭储备基地既能确保能源安全稳定供应，也能平抑煤价波动；④火电改造“保供”&“储能”属性增强。据央视新闻，2022年政策要求火电改造2.2亿千瓦（节能、供热、灵活性改造等），占2021年末火电装机12.97亿千瓦的17%。一方面，火力发电仍是保障用电的稳定基础，另一方面，火电承担电网调峰、储能、联合调度等需求将大幅增长。（2）可再生能源：光伏“中国优势”有望欧洲出海渗透一方面，中国风光装机规模领跑全球。根据BP，2020年中国太阳能装机容量达到253.8GW，同比增长23.7%，占全球比重为35.9%；风能装机容量达到282.0GW，同比增长34.2%，占全球38.5%。另一方面，俄乌冲突加速欧洲清洁能源转型进程。据BP数据，欧洲风光消费极具潜力，在欧洲一次能源消费结构中油气占比达到59%，俄乌冲突背景下将加速油气资源向新能源转型。其中，光伏“中国优势”已立，出海渗透进程有望加速。第一，制造成本正稳步下行。据CPIA估计，地面光伏系统方面，预计2022年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本可下降至3.93元/W（2021年为4.15元/W）。工商业分布式光伏方面，2022年初始投资成本预计下降至3.53元/W（2021年为3.74元/W）；第二，产业链各环节产能优势明显。据美国能源部发布的太阳能光伏供应链审查报告，截至2021年，中国拥有全球72%的多晶硅产能、98%的硅锭、97%的硅片、81%的电池片和77%的组件产能。2.视角二：对外依存度中国油气资源缺口明显，对外依存度高位上升。根据BP、Wind数据，2020年中国煤炭产量和消费量分别为80.91、82.27艾焦，缺口仅1.36艾焦，维持供需紧平衡状态；而石油和天然气缺口分别达到474.44千桶/天、1365.7亿立方米，2021年底油气对外依存度（进口量/表观消费量）分别为72.1%和45.0%。未来“油气稳增长”路径：①油气资源开采。据金正纵横整理，“十三五”期间中国新增石油探明储量51.22亿吨（不含海外），天然气5万亿方，具备稳产2亿吨的资源基础；未来远洋能力建设将加强，着力发掘海上油气。2020年中国油气公司海外权益产量达到21亿吨油当量，167亿吨油和540亿方气，中石油超过1亿吨；②非常规天然气开采。致密气、页岩气、煤层气的开发利用有望提速，其中致密气约占全球资源量的10%，截至2020年底，中国陆上致密气探明地质储量5.49×1012m3，探明率仅为25.1%，具备进一步增加的潜力；③管网建设。管道建设

“十三五”规划目标并未完成，尤其是天然气领域。“十四五”期间将加速推进，据

“十四五”现代能源体系规划，2025年全国油气管网规模需达到21万公里；④油气储备。据金正纵横整理，目前中国油气储备不足，全国共27座储气库（中石油

23座、中石化

3座、港华燃气1座），未来将完善运营模式，或开启智能化储气库建设。3.视角三：新能源矿产资源储量全球向清洁能源转型引发了大量战略性矿产需求，能源安全背景下，清洁能源所需的关键矿产资源（如锂、钴等）也需引起重视。矿产资源在新能源领域的应用范围广，例如新能源汽车产业链中动力电池需要锂、钴、镍、锰、铝等，光伏产业链中组件对硅、铝等需求明显。据一德有色测算，新能源产业对金属品种的需求增速贡献方面：多晶硅＞镍＞铝＞铜＞锡＞锌。目前，多晶硅产能不足，铝产能瓶颈、镍转换工艺刚刚起步，供给都存在不同程度的约束问题。从中国新能源矿产资源禀赋分析来看：一方面，中国天然石墨、稀土资源、硅、锌具备禀赋优势。①根据BP，石墨类碳材料在锂离子电池负极材料中占据主要市场，2020年中国天然石墨储量为7300万吨，占全球份额20.9%，储产比为112；②中国在稀土金属的储量达到4400万吨，占全球份额35.4%，储产比为314，风电核心部件风力涡轮机的性能和效率严重依赖于稀土元素，尤其是钕、镨、镝；③据UCGS，2020年中国硅产量560万公吨，占全球份额69.0%，硅为光伏产业核心矿产资源；④中国锌储量达到4400万公吨，占全球份额17.6%，锌在储能电池、新能源汽车配件等领域有广泛应用。另一方面，钴、锂、镍、铜、铝等新能源所需矿产在全球明显处于劣势地位。根据BP和UCGS，中国钴、锂、镍、铜、铝储量占全球比重分别为1%、8%、4%、3%和3%，并且主要依靠从“亲美”国家（如澳大利亚），或者是刚果（金）等生产环境不稳定的国家进口，供应链极易因生产国贸易限制、地缘政治及政变等因素干扰而断裂。锂矿等资源约束可能影响新能源汽车渗透斜率。上游原料端不仅有俄乌冲突带来的“镍变”，智利锂矿供给也愈发受限。据海关数据，2020年中国进口碳酸锂中智利占比74%。今年1月，智利叫停比亚迪锂矿项目，利用“保护诉讼”将外商进行锂矿开发置于不确定情形。2月，智利制宪议会初步通过锂矿等国有化提案，开采门槛提高。未来“新能源矿产稳增长”路径：①新能源关键矿产资源开发。2月28日，工信部副部长表示要适度加快国内锂、镍等资源的开发进度。盐湖提锂是保障锂盐供给的有效途径，据高工锂电，2025年中国本土盐湖提锂或占据全球碳酸锂产能供应量约1/5；②二次资源回收利用。2月10日，工信部等八部门联合印发关于加快推动工业资源综合利用的实施方案，促进钢铁、铜、铝、锌、镍、钴、锂等战略性金属废碎料的高效再生利用。目前锂、钴、镍等矿产资源供需矛盾凸显，价格上涨压力难以消解，包括动力电池在内的资源回收与循环利用体系将有效缓解供给压力，保障能源稳定；③产业链上下游并购。为消解成本压力，新能源企业将加快上游原材料端布局。目前，宁德时代、孚能科技等头部企业正纷纷进军锂矿领域，甚至在海外开展“抢矿”大战。（三）投资策略：“能源安全”的两大预期差与四方投资路径我们认为，能源安全主题投资存在两大投资预期差：

预期差之一：双碳约束下传统能源先进产能加速释放。预期差之二：新能源替代过渡期传统能源扩产确定性更高。根据能源不可能三角，能源公平、能源安全与环境可持续性不能同时实现，考虑到能源安全大背景下当前清洁能源规模及发电成本均不及中国煤炭等资源长期所形成的禀赋优势，短期内煤炭、油气等传统能源扩产保供仍将是重要议题。而风光发电的结构性扩产机会将大于总量：一是优势环节加速出海渗透；二是稀有原材料储备加强。此外，能源安全主题投资有四方路径：

主线一：煤炭稳增长。除建立煤炭储备体系保障能源供应安全外，火电改造、煤电机组清洁化升级和煤化工有望延续中国煤炭资源禀赋优势，重点关注煤化工、火电改造、煤炭储备/清洁利用/煤制油等领域。主线二：油气稳增长。高对外依存度倒逼加快油气资源（甚至包括致密气、页岩气等非常规油气）勘探开采进度，相匹配管网基建规模也将升级，重点关注油气（非常规天然气）勘探、管网建设等领域。主线三：新能源矿产稳增长。用勘探、并购、回收减少对外依赖性原材料（如锂/钴/镍/铝/铜）供应约束的影响，重点关注铝勘探、盐湖提锂、资源回收等领域。主线四：新能源稳增长。俄乌冲突加速欧洲能源替代步伐进而加速中国风光优势制造领域海外渗透，重点关注光伏组件、风光塔筒等领域。二、煤炭：双碳背景下煤企盈利现金流增长明确（一）地缘政治导致油气资源紧张，煤炭边际需求提升目前欧洲国家石油和天然气消费对外依存度均在90%以上，俄罗斯资源丰富同时地缘优势明显，其石油、天然气和煤炭在欧洲能源进口总量中占比也较高。根据BP数据，2020年欧洲国家从俄罗斯进口的原油、成品油、管道气、LNG、煤炭占进口量比重分别为29%、39%、38%、15%和50%。相比较石油和天然气，欧洲国家煤炭进口来源较少，对俄罗斯煤炭依存度也更高。我们认为俄乌冲突、大宗商品价格高企主要通过以下路径来影响煤炭市场：

1.欧美国家针对俄罗斯制裁力度加大，预计俄罗斯煤炭出口将出现减量（21年俄罗斯煤炭产量占全球产量6%，但出口煤炭占全球煤炭贸易市场的15%），影响全球煤炭贸易市场供给。2.天然气价高企背景下，煤炭仍相对廉价，欧洲国家部分燃气发电机组经过灵活性改造，重启或延迟退役部分燃煤机组，对煤炭消费量有提升，目前已加大对澳洲、印尼煤的采购，年初以来飙升的国际煤价也反映了国际煤炭贸易市场资源偏紧的现状。（二）进口煤成为影响国内供给的重要因素2021年进口煤约3.2亿吨，占中国煤炭表观消费量的比重约7%，特别是在沿海省份煤炭消费中占比较高。2022年初以来，印尼阶段性收紧出口煤炭政策，日韩、欧洲等需求较好（根据煤炭资源网、煤炭工业协会等相关资料，1季度全球主要出口国印尼和俄罗斯出口量同比下降17%和7%，而进口国日本韩国进口量分别增加2.4%和7.9%，德国1-4月煤炭进口量增长3.7%），海外煤价飙升，国内外煤价出现倒挂，已经开始明显影响中国进口煤量，其中前4月累计进口量同比下降16%。近期受高温天气影响，印度增加海外煤采购，电力部要求国有和私营电企6月底之前确保1900万吨海运煤进口，欧洲也在持续寻求除俄罗斯外的煤源。2、3月国内煤炭进口量同比降幅达到40%以上，4月进口量回升。（三）双碳背景下煤企盈利现金流增长明确，板块价值显现我们认为在稳增长持续强化的政策预期下，提升煤炭板块估值，继续看好板块。主要原因是：预计未来五年煤炭供给先进产能释放，需求仍维持稳健增长，而国内外供给端弹性较小，煤炭企业资本开支整体继续提升，分红比例持续提升，高盈利和现金流及分红的优势有望持续显现。更重要的是，港口和产地长协落地后，确立了盈利和分红高位的持续性。三、机械-油气设备：受益高油价下的资本开支上行（一）全球油价持续高位，需求复苏快于供给全球油价持续高位，供需处于紧平衡。根据EIA最新5月发布月报，预计2022年全球油价中枢位于105美金以上，2023年油价中枢将高于95美金。从供需差角度，全球原油结束2021年供不应求局面，2022年3月开始进入供需紧平衡状态。两大核心机构5月预测供给环比下调幅度大于需求，油价高位或将延续。与2022年4月的预测相比，2022年5月EIA调低了未来2年的供给和需求预测，短期供给下调幅度大于需求。此外，调高2023年年油价预测2-10美金。OPEC在5月同样环比4月调低了供给和需求预测，2022年全年非OPEC国家供给预测下调幅度大于需求，同样显示对全球原油需求下行和供给恢复不确定性加大担忧。后疫情时代，欧美复工复产推动原油需求快速复苏。根据EIA预测，全球石油总需求将在2022年末恢复到2019年，2023年有望超过2019年，复苏动力强劲。截至2022年4月，美国、欧洲等国石油需求持续复苏。其中美国/欧洲/世界分别已经恢复至2019年下半年需求均值的96.1%/92.2%/96%。欧美炼油厂开工率恢复强劲，基本已经恢复至疫情水平。美国炼油厂开工率已经恢复到疫情前水平，在2022年4月达到92%。法国、意大利、英国、日本、德国以及欧洲16国的炼油厂开工率也逐渐恢复到疫情前水平。全球供给恢复缓慢，俄罗斯减产风险加剧。全球石油总产量经历2020年大幅下跌后，2021年以来逐步复苏，当前北美和OPEC均未恢复至疫情前产量。俄乌战争爆发后，随着西方对俄罗斯制裁加剧叠加国际油服公司退出俄罗斯市场，4月俄罗斯产量环比下降100万桶。EIA预计俄罗斯产量在2022-2023年仍将继续下降，2023年6月产量较2021年同期下降150万桶，对全球供给将产生重大影响。前期资本开支不足直接导致美国/中东产量增长低于预期。从活跃钻机角度，尽管油价已经超过前高，但北美和中东钻机较疫情前仍有较大的修复空间。北美新钻井数量有所恢复，但仍未恢复至疫情前，增产主要依赖库存井的消耗，体现DUC指标的持续下降。截至4月，美国未完成钻井数量跌至4223口，创2014年以来新低。产量恢复缓慢主要受过去5年资本开支严重不足导致。全球综合石油巨头资本开支从2013年的峰值2268亿持续下行，2016年以后基本稳定性在1200-1300亿美金。2020-2021年由于疫情影响，资本开支继续下行至1000亿美金附近。资本开支不足会直接影响油气资源勘探与储备、设备采购更新等，进而影响后续产量复苏的进度。（二）加大上游资本开支势在必行，油服设备公司显著受益2022Q1美国页岩油公司加大资本开支力度。ConocoPhillips和ContinentalResources等8家公司总资本开支自2020年Q3起总体呈上升趋势，近三个季度持续上升。此外，根据上述8家公司2022Q1最新季报，其中5家公司较去年年底，22年一季度继续上调了2022年的资本开支预测，调整后8家核心企业2022年资本开支总和较2021年同比上升31.8%-37.8%。中东石油巨头沙特阿美2022年预计资本开支增幅显著。沙特阿美作为中东石油龙头公司，2021年资本开支较2020年增长，并基本恢复2019年疫情前的水平。预计2022年资本开支达到400-500亿美金，同比增速达到25%-57%。国内资本开支开始上行，能源安全要求增产上储目标明确。全球油价持续高位，中国石油对外依存度仍然较高，能源安全角度油气产量增产上储趋势明确。从资本开支角度来看，国内固定资产投资完成额累计增速持续上行，4月达到11.9%，创2020年2月以来新高。近五年三桶油资本开支除2020年疫情影响外，均保持稳健增长。全球油气资本开支上行直接推动油服公司业绩改善。从北美油服龙头就贝克休斯、斯伦贝谢和哈利伯顿2022Q1业绩角度看，三者营收均有显著回升，且公司净利润率持续回升，基本已经恢复到疫情前较高水平。国内油服公司2022Q1收入已经开始上行，利润端传导仍需时间。国内油服公司同样受益全球高油价叠加资本开支上行推动国内油服公司需求增长，2022Q1营收角度已经有明显的增速上行。利润端传导仍然需要更长的时间和耐心，但我们认为随着行业景气度开始向上，油服行业的供需格局也处于改善通道，均将有利于优质公司利润的改善和释放。四、机械-风光设备：实现能源安全的最直接途径（一）风光为“碳中和”主力，亦是实现能源安全的重要途径与火电、水电、核电等能源相比，光伏、风电的建设周期具有明显的优势，在“能源安全”的大背景下，建设周期短、性价比较高的风电、光伏将明显受益。叠加各国岁“碳中和”“碳达峰”的诉求，风电光伏作为清洁的可再生能源，成为各国实现减碳的重要手段。光伏装机预计将维持较高速的增长。根据CPIA的数据，2021年全球光伏新增装机约170GW，同比增加30.8%，叠加俄乌冲突、能源价格大幅上涨等因素，2022年全球光伏新增装机有望超过240GW；2021年国内光伏新增装机54.88GW，同比增长13.9%，在20年高基数的背景下，仍然维持了10%以上的增长，验证了国内外对光伏发电的刚性需求。风电经历过抢装之后增速回落，高招标预示着高装机即将到来。根据GWEC的数据，2021年全球风电新增装机93.6GW，全球多地装机受到疫情扰动，同比微降1.78%；同期国内新增装机55.92GW，微增2.74%，在20年高基数的情况下仍然维持正增长。风力发电性价比持续提升，22年预计为装机大年。根据金风科技的业绩展示材料，22Q1风电整机商风电机组投标均价为1876元/KW，比去年同期下降35%，风力发电的性价比不断提升，相对应的，21年全年风电招标54.2GW，同比增加74.3%，22Q1风电招标24.7GW，同比增加74.0%，由于风电招标与吊装时间差一般在1年左右，21年、22年的高招标预示着装机大年的到来，相关产业链受益明显。中国已经成为太阳能电池的制造业中心。根据CPIA，20年中国多晶硅产量39万吨，硅片产量161GW，电池片产量135GW，组件产量125GW，分别占同期全球产量的75%、96%、83%、76%，光伏发电的快速发展，中国相关产业链受益明显。依靠中国庞大的风电市场，中国风电企业已经在全球崭露头角。2021年，全球前十大整机厂商中中国厂商共有6家上榜，分别是金风科技、远景能源、运达股份、明阳智能、电气风电、东方电气，随着中国风电技术的不断发展和成熟，以及风电装机的不断增长，中国整机企业及其产业链预计将受益。主要光伏制造企业出口占比较高。选取了主要的4家光伏组件企业隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、天合光能，2021年四家企业来自海外的收入占比分别为47%、78%、61%、63%，受益于全球光伏行业的发展非常明显。风电产业链不同环节出口比例不尽相同，整体以国内市场为主。选取了风电产业链主要的8家企业金风科技（整机）、明阳智能（整机）、天顺风能（塔筒、叶片）、大金重工（塔筒）、日月股份（铸件）、金雷股份（主轴）、通裕重工（主轴、铸件）、中际联合（风电高空作业设备），2021年8家企业来自海外的收入占比分别为12%、1%、14%、17%、10%、42%、23%、17%，其中最高的是金雷股份，其次是通裕重工，两家主轴企业海外收入占比较高，说明中国在该行业已经有相当竞争力，其他环节均在20%以下，说明风电产业链的出口还有一定的空间。（二）光伏技术全球领先，风电奋起直追中国企业在光伏技术发展上进步明显，多路线多点开花。根据CPVS发布的

2021太阳电池中国最高效率结果发布，在HJT电池技术上，隆基、迈为、华晟等公司不断刷新转换效率的纪录，其中最高的是隆基在21年8月创造的26.30%的转换效率，在TOPCon技术上，晶科布局较多，21年9月创造了N型TOPCon电池25.40%的转换效率纪录，在光伏领域，中国已经成为名副其实的制造中心和技术进步的中心。风电技术奋起直追，代差明显缩小。根据WindEurope的数据，截止2020年底，已安装风机的平均功率，从大到小分别为：芬兰4.5MW，丹麦4.4MW，乌克兰、土耳其4MW，瑞典为3.8MW，奥地利3.6MW，德国3.4MW等。反观中国，中国21年新增装机的平均单机容量为3.5MW，其中陆上平均单机容量为3.1MW，海上平均单机容量为5.6MW，与风电发展较为发达的欧洲逐步接近，从最新的招标情况来看，陆上招标机型已经进入4.0MW以上区间，海上招标机型逐步迈向10MW以上区间，大型化继续，代差缩小也在继续。中国企业风电整机出口渐有收获，出口逻辑逐步演绎。根据CWEA的数据，21年中国风电整机企业的出口，金风科技约1116.3MW，远景能源约1081.7MW，运达股份约552.4MW，明阳智能约290.4MW，东方电气约153MW，中车风电约46.2MW，电气风电约28MW，与光伏类似，风电也是成本与效率优先的行业，随着技术代差的缩小，中国风电整机企业的出海将成为大概率事件。中国光伏产业链完善，光伏设备将受益于下游需求增长以及技术迭代带来的资本开支增加。中国风电产业链完善，国产化率较高，出海待展开。五、公用事业：能源安全绿电先行，聚焦火电企业盈利反转为保障中国能源安全，加速电力产业结构转型为大势所趋，在此背景下我们建议重点关注绿电投资主力军之一的火电企业。2021年受到煤炭价格大涨、叠加“保供发电”义务下火电企业迎来了历史级别的巨额亏损，2021全年SW火力发电板块亏损479亿元（2020年同期盈利454亿元）。而伴随国家层面对于火电企业在电价、煤价及资金等多维度的扶持力度不断加强、助力火电企业纾困，我们预期火电企业盈利有望维持四个季度以上的同比、环比增长趋势。并且结合火电企业作为风、光投资主力军的又一身份，预期绿电投资及火电机组调峰“储能”属性逐步被市场认可，板块中长期价值重估逻辑明确。（一）2022Q1火电业绩已反转，看好后续多季度盈利持续改善典型企业火电2022Q1单季度反转趋势已现，龙头企业接近盈亏平衡线。电价方面，去年Q3电价上调效应显现，火电公司上网电价普遍贴上限上涨；煤价方面，增产+稳价等政策推动长协煤比例大幅提升，而秦皇岛现货动力煤价3月高点下跌29%，煤价逐步回归合理区间。火力发电板块业绩已从2021Q4的巨亏479亿元转变为2022Q1微盈利2.5亿元。其中重点公司华能国际、大唐国际、华电国际和国电电力

2022Q1分别实现归母净利润-9.56、-4.09、6.17和10.56亿元，环比增加100.91、88.68、72.05和48.71亿元，基本已经恢复至盈亏平衡线。我们预计Q2开始伴随长协煤履约比例提升，将进一步带动燃煤单价下行，而电价上浮效应仍在，因而可预见的未来4个季度以上火电公司盈利同比、环比增长趋势逐步呈现。典型企业单位电量净利润提升明显，华能国际（全国）、华电国际（全国）、赣能股份（内陆）、内蒙火电（坑口）等标的已接近盈亏平衡点。选取华能国际、华电国际、赣能股份、福能股份及内蒙华电进行分析，通过测算单位电量净利润（单季度归母净利润/上网电量），我们发现典型企业2022Q1单位电量净利润均有明显提升：

2022年Q1全国性火电龙头华能国际、华电国际度电净利润已经基本处于盈亏平衡，区域性火电龙头赣能股份、内蒙华电、福能股份盈利环比提升。结合我们对于长协煤比例提升的判断，我们预期企业的单度电盈利有望进一步恢复至历史水平，火电企业盈利迎来持续改善。（二）2022年至今火电发电持续下滑，动力煤供需格局持续改善4月火电发电量下滑11.8%，水、光、风发电量延续高增长。受疫情反复等因素影响，2022年单4月全社会用电量同比下滑1.3%，其中第二产业和第三产业分别下滑1.4%和6.8%。用电需求疲软下，2022年单4月全国发电量同比下滑4.3%，其中火电发电量同比下滑11.8%。在动力煤“增产稳价”政策不断加码的背景下，2022年1至4月原煤产量同比增长10.5%，单4月份产量同比10.7%；长协煤兑付比例有望持续提升。可再生能源发电量方面，装机持续放量下，风力发电和光伏发电2022年单4月份发电量分别同比增长14.5%和24.9%；而受益于来水偏丰，水力发电2022年单4月份发电量同比增长17.4%。煤价已从3月高位回落，并且期待长协煤兑现比例持续提升优化盈利。在行业去年Q3起电价上调政策落地后，火电公司上网电价已普遍贴上限上涨，因此成本煤价控制是否得当将是后续火电企业盈利改善进度的关键因素。从成本环节来看，受益于

（1）煤炭“增产增供”、（2）疫情用电需求放缓和（3）水电/绿电发电放量下，秦皇岛现货动力煤价自3月高点下跌29%，煤价逐步回归合理区间。同时我们认为相较于现货煤价，我们更应该关注在国家加大整顿、监管力度后的长协煤执行比例的提升。目前秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价格为720元/吨，结合我们的测算，倘若火电企业长协煤比例达到100%，那么电价上浮的20%基本可覆盖长协煤成本，伴随着长协兑现比例持续提升，预期2022年火电企业业绩有望迎来反弹。（三）能源安全目标加速绿能建设，风光迎来建设高峰期火电板块可创造2000亿元/年现金流，盈利反转后将是风光投资主力军。2021年火力发电板块在盈利亏损479亿后仅实现经营性现金净额451亿元。而扣除煤价高涨导致亏损的2021年后，板块2020年实现经营性现金流净额2272亿元（同比+18.23%），净现比高达5，其中龙头企业华能国际、国电电力、大唐发电及华电国际分别实现经营性现金流净额420.50、422.42、267.54和264.66亿元。火电板块拥有超2000亿/年的资本金