近日火電行業利好頻傳，電力迎峰度冬開始，分析師稱可以重視新型電力系統投資機會。

基準價大幅上漲，火電盈利改善確定性強

上周廣東電力交易中心通報2023年度電力交易顯示，2023年雙邊協商交易成交電量2426.50億千瓦時，成交均價553.88厘/千瓦時，相較廣東燃煤發電上網電價基準價463厘/千瓦時上漲19.63%。

國海證券表示，此次廣東年度電力交易中溢價觸及頂格，超出市場預期，電價上漲背景下高企的燃煤成本有望得到一定疏導，預計後續各地火電價格將普遍上浮，為火電企業紓困。

另外，此前廣東省發布《關於2023年電力市場交易有關事項的通知》，首次提出適時啟動一次能源價格傳導機製：當綜合煤價高於一定值時，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關費用全部由工商業用戶分攤。

國海證券認為，價格機製是疏導火電企業成本、提升火電發電意願、促進電力保供的重要舉措，十四五期間電力供需整體偏緊，廣東年度長協接近頂格上浮反映了火電的經營成本和在電力系統中的重要保供價值，或將奠定全國範圍內電價的上浮趨勢；煤電聯動的補償機製保障了後續煤電企業的經營和出力，火電資產的重要性凸顯，盈利有望得到改善。

明年煤價也有望鬆動

除了盈利端，成本端也有利好。

2022年1-11月中國進口煤炭中58%來源於印度尼西亞，近期印尼煤場地價（Q3800）在850-900元/噸區間震蕩。展望2023年，天風證券判斷進口煤價有望鬆動，原因包括：

1）全球資源品價格進入下降通道。

12月23日天然氣TTF期貨價格為83歐元/兆瓦時，較8月高點已下降76%。歐洲天然氣作為其主能源產品，受價格高位及供應問題所限，煤炭作為替代燃料采購需求大幅增長，天風判斷當天然氣價格進入下行周期後，全球煤炭價格有望加速回落。

2）中國進口煤炭供給放量。

印度尼西亞上調2023年煤炭產量目標至6.94億噸，較2022年產量目標（6.63億噸）增加0.31億噸。同時，澳煤進口限製放開的預期不斷加強，從近期釋放的消息中，不時透露出中國對澳煤進口政策可能會發生變化的跡象，若後期放開進口澳煤限製，將進一步豐富我國進口煤來源。

3）人民幣匯率或將走強。

2023年中國經濟走出疫情衝擊緩回升、西方經濟受高利率影響停滯，人民幣匯率或將重拾升勢。而從煤炭進口的角度來講，若人民幣匯率走強，中國進口煤價或將下降，進而推動沿海電廠盈利修復。

電力迎峰度冬開始，重視新型電力系統投資機會

除了火電，分析師還提到可以關注新型電力系統的投資機會。

據國泰君安研報，進入迎峰度冬周期，西北地區用電負荷持續攀升，多省電網最大負荷和日用電量創歷史新高。

據中國電力網，12月16日，西北電網最大負荷達12051萬千瓦，日用電量達27.34億千瓦時。其中西北網內甘肅、青海、寧夏、新疆最大負荷分別為2021萬千瓦、1182萬千瓦、1606萬千瓦、4011萬千瓦，均創歷史新高。

國泰君安表示，迎峰度冬驅動西北電網負荷維持高位，保供壓力凸顯，電力保供壓力將倒逼電改政策加速推出，靈活性改造以及新型儲能需求有望快速釋放。其指出：

1）伴隨我國清潔能源轉型加速，要求輸配端加大新能源裝機的消納能力並維持電網穩定，利用火電靈活性改造和大力發展儲能來增加調峰調頻資源是必然趨勢。

2）「保供+消納」矛盾倒逼電改加速，容量補償與電力現貨、輔助服務交易結合的模式加速搭建，靈活性改造及儲能項目的盈利能力及投資意願有望明顯改善。