電價能保持一定程度的上漲，再疊加煤炭供給改善所帶來的價格中樞下移，火電企業的盈利改善有望在2023年得以繼續。
近期，火電企業利好頻傳！2022年12月底發布的各地交易結果出爐，電價在基本保持不低于2022年水準基礎上，較基準價出現了較大幅度的上浮。
另一方面，成本端也出現了利好。10月初，國家發改委發布相關文件，對2023年煤炭長協價給予了指導，2023年長協合同下水煤（5500大卡）合同基準價為675元/噸，較2022年下降25元。
受此利好刺激，2022年年底火電股表現活躍，在市場上漲乏力之時，火電板塊整體表現不俗，火電龍頭華能國際更是在短短7個交易日內從底部上漲超過20%。
自2021年以來，煤炭價格的大漲擠壓了火電企業的利潤空間，即便是2021年國務院對電價進行調整，依然有一部分火電企業在前三季度出現了虧損。在上述雙重利好共同作用下，火電企業在2023年有望迎來業績釋放。
電價修復得以繼續
2020年年初，煤炭價格一度受全球疫情影響跌至階段性低谷，但受全球大放水及中國經濟強勁復蘇刺激，自2020年第三季度開始，動力煤價格開始上漲，并在2021年下半年達到高點，此后受2022年2月俄烏沖突的影響，全球動力煤維持在相對高位，火電企業也陷入了虧損的邊緣。
在煤炭價格上漲的同時，電價也打開了上漲空間。2021年10月，國家發改委下發了燃煤發電上網電價市場化改革的通知，電價浮動范圍由此前的上浮不超過10%、下浮不超過15%改為上下浮動原則上不超過20%，高耗能企業不受限制。
這是此前制定的電力價格市場化形成機制的深化，由此，火電企業的上網電價得以打開，煤價上漲的成本能夠得到部分傳遞。
中電聯的一份報告指出，2021年以來煤炭企業采購的電煤綜合價始終超過基準價上限，大型發電集團到場標準價漲幅也遠超過火電企業售電價漲幅，導致大型火電企業仍有超過一半以上處于虧損狀態，比較有代表性的就是火力發電量排名第一的華能國際，該公司前三季度扣非凈利潤虧損50.6億元。
據Choice數據，A股申萬火力發電企業共有27家上市公司，其中8家處于虧損狀態，其余多數火電企業處于微盈利狀態，火電企業依然沒有充分受益于電價的調整，業績分化較大，一部分原因是火電企業執行長協價的力度不同，另一方面是電價的上漲尚難以覆蓋煤炭成本的上升。
自2021年一季度開始，動力煤現貨價格大幅上漲，并在三季度突破2000元/噸。
據信達證券測算，以“1439”號文發布后全國平均煤電電價按最大上浮空間20%計算（即0.4397元/KWh），能夠實現盈虧平衡點的平均煤炭價格為875元/噸左右（秦皇島5500K），遠不足以覆蓋動力煤現貨價格。
近期，以廣東為代表的年度成交均價上升讓火電行業的整體盈利成為可能。
2022年12月底，用電大省廣東發布電力交易結果，2023年年度雙邊協商交易電量為2426.5億千瓦時，成交均價為553.88元/兆瓦時，較規定的基準價463元/兆瓦時上漲19.6%，接近554元/兆瓦時的成交價上限，這一成交均價較2022年的497.04元/兆瓦時上漲11.43%。
同時，另一用電大省江蘇也發布了電力交易結果：年度成交量為3389.89億千瓦時，加權均價為466.64元/兆瓦時，較391元/兆瓦時的基準價上浮19.35%，與2022年基本持平。
在之前制定2023年交易規則時，廣東和江蘇對于“交易價格隨燃料成本變化合理浮動”的指導也更加清晰。
不僅如此，國家發改委、能源局還印發相關通知，其中重點指出要堅持電力中長期合同高比例簽約，市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約量應高于上一年度用電量的80%，并通過后續季度、月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年用電量的90%。
從整體交易情況看，2022年1-10月，全國各地累計組織完成市場交易電量4.31萬億千瓦時，占全社會用電量的60.1%，相比于2021年的全年市場化交易量提高近15個百分點。
信達證券認為，伴隨著電力市場化改革的不斷推進、市場化電量占比不斷提高、各地現貨市場建設和輔助服務市場建設的進一步開展，火電企業有望從電價上浮、輔助類收益和容量補償三個電價組成部分獲益。
供給有望改善，煤價中樞或下移
煤炭成本一直是火電企業盈利的最重要變量。從2021年各家上市公司年報看，大型火電企業如華能國際、國電電力和大唐發電的燃料成本占總成本的比例分別為73.54%、68.37%和69.74%，較2020年出現了近10個點的上漲；中小型火電企業的代表建投能源、贛能股份，燃料成本占總成本的比重分別為73.36%和80.1%。
自2020年新冠爆發后，煤炭價格大漲，雖然有供給需求方面的因素，但不可否認，一些意外事件也扮演了催化劑的角色：自2020年新冠爆發后全球央行大放水、2021年大宗商品價格暴漲、2022年2月俄烏沖突爆發、2022年中國水利發電不及預期及夏季持續高溫等。然而，上述極端事件還會持續上演嗎？
面對動力煤價格的暴漲，國家發改委于2022年2月出臺相關通知，規定秦皇島下水煤的中長期交易價格范圍為每噸570-777元（含稅）。
由此，2022年電煤由長協“既保量又保價”實質上進入了行政化保供狀態。
2022年7月，國家發改委加大電煤長協保供力度，提出“嚴格落實三個100%”，電煤長協覆蓋率和履約率不斷上行，煤電企業經營情況邊際向好。
2022年10月，國家發改委出臺通知，確定2023年電煤中長期合同下水煤（5500大卡）合同基準價為675元/噸，較2022年的基準線下降25元，下調電煤基準價有助于燃煤發電企業降低燃料成本。
即便如此，2022年，受水電發電不給力、國際動力煤價格維持高位及夏季持續高溫等突發因素影響，國內動力煤價格依然在高位運行，現貨價格也比長協價高出不少。
2022年12月22日，秦皇島5500大卡動力煤價為1326元/噸，較此前一周的1371元/噸下降了45元/噸，周降幅較大，較2022年10月27日的1586元/噸已經下降超過16%，現貨價格在用煤高峰期出現如此大的跌幅還是比較驚人的。
中短期看，動力煤的庫存也比2021年改善不少。
截至2022年12月1日，由于強力保供政策的實施，2023年以來沿海8省電廠平均可用天數16.4天，整體高于2021年的13.12天，略低于2019年的16.91天和2020年的18.96天。
而煤炭的國內供給在2023年也有望得到改善。截至2021年年底，中國在建的千萬噸級煤礦有24處左右，設計產能為3億噸。
據2022年4月召開的國常會，未來，中國將通過合作優化煤炭企業生產、項目建設等核準審批制度，落實地方穩產保供責任，充分落實現金產能，通過核增產能、擴產新投產等方式，2022年新增煤炭產能3億噸。
東莞證券認為，2022年新增3億噸產能占中國2021年煤炭產量的7%，其中部分新增產能將于2023年滿產達產，未來煤炭有望供應增加。
從2023年來看，煤炭進口有望得到改善。
2021年，中國生產原煤40.7億噸，進口煤炭3.2億噸；2022年，受俄烏沖突影響，歐洲停止從俄羅斯進口煤炭，轉而求助印尼、澳大利亞等國，由此推高了國際動力煤價格，中國煤炭進口大幅減少；2022年1-11月，中國進口煤炭為2.6億噸，同比下降10.1%，較2021年同期出現較大幅度下降。
從海外來看，煤炭價格也有走低的可能，歐洲對煤炭的需求或許沒有預期強烈；此前，由于歐洲通過了削減天然氣消費的方案，由此引發對替代能源煤炭需求的預期，但至2022年年底，受暖冬及通脹高企導致的需求減弱影響，歐洲天然氣價格已經下跌至77歐元/兆瓦時，這已經是俄烏沖突前的價格水平。
此外，中國與澳大利亞關系改善也有利于改善中國的煤炭進口。澳大利亞曾是中國最大的煤炭進口國，中國最高曾在2018年從澳大利亞進口煤炭8040萬噸，此后來自澳大利亞的煤炭進口一路下降至2020年的4700萬噸，2021年更是下跌至1171萬噸，隨著中澳關系升溫，如果澳煤進口增加，將有利于改善以廣東為代表的東南沿海省份火電企業的成本。
