煤价下行、长协煤兑现率上行，成本压力缓解。供给增多及需求趋疲背景下，我国煤价当前已步入下行中枢。2023 年初以来秦皇岛动力煤、进口煤价格持续下跌，截至2023 年4 月14，秦皇岛港动力末煤（Q5500K）平仓价为1005 元/吨，较2022 年年末高点跌幅达33%，我们预计未来煤价将持续下行，进一步缓解火电企业成本压力。同时，近年来我国长协煤政策保障力度逐步加强，发改委规定煤炭企业签订的中长期合同数量不少于自有资源量80%基础上，多次鼓励企业早签、多签、签实、签长，并提出严格落实中长期交易价格政策，禁止捆绑销售现货变相超出价格合理区间等要求，我国长协煤保障力度有望稳步提升，增加火电企业盈利韧性。

    业绩拐点已至，高价库存消化有望释放后续业绩弹性。由于2022 年末煤价触达高位并逐步下行，2023Q1 火电企业经营困难已得到全面缓解，盈利能力有所修复。2023Q1 申万火力发电板块整体实现归母净利润91.0 亿元（2022Q1 仅为14.8 亿元），同比提升459.6%。进一步看，因为发电企业燃料成本下降较煤价下跌有一定滞后期，且一季度电力公司仍在消化部分2022 年高价库存煤。我们预计发电企业消化Q1 高价库存煤后，有望在Q2 充分释放业绩弹性。

    电改如火如荼，调峰辅助服务市场大有可为。“双碳目标”顶层设计下，我国电力市场化改革政策频出，2023 年以来各省市电价普遍上浮，多区域接近顶格上浮，电改下电力价格浮动区间走扩。以江苏为例，今年江苏电力市场年度交易加权均价467 元/兆瓦时，与燃煤基准价391 元/兆瓦时相比上浮19%。同时，多省代理购电价格保持较高水平，显著超过该省燃煤基准价。我们预计未来电价机制传导将更加顺畅，进一步推动火电上网价格波动区间扩张，稳定火电盈利性。同时，新能源大幅接入情况下，电网调节补偿机制将逐步完善。火电企业作为调峰辅助市场主力军，有望通过灵活性改造加强机组调峰能力，获取调峰补偿，创造新的盈利增长点。

    投资建议：成本下行叠加电价上行，基本面众多催化有望于二季度助推火电企业迎来盈利改善与价值重估，关注1）火电资产装机体量庞大的电力央企龙头华电国际（H+A）、华能国际（H+A）、大唐发电（H+A）、国电电力、华润电力；2）具备较高业绩修复弹性的区域火电企业浙能电力、申能股份、皖能电力、建投能源、粤电力A。

    风险提示：用电需求不及预期风险、电价波动风险、煤价上涨风险、电力市场改革进度不及预期风险。