电力·煤炭行业研报周度综述(9月14日至20日)
电力·煤炭行业研报周度综述(9月14日至20日)
电力 / 煤炭 · 每周一期第 3 期 · 供给恢复"强预期、弱现实"，煤价高位震荡，火电红利价值凸显① 政策端 三部门联合印发《关于做好煤炭安全稳产稳供工作的通知》，明确合规复产路径，但"强预期、弱现实"——8月原煤产量同比仍降7.7%，山西降幅高达30.9%，供给约束延续。② 煤价 秦港Q5500动力煤约977—979元/吨高位震荡，京唐港主焦煤回调至2700元/吨；机构普遍认为煤价不具备大跌基础，短期高位震荡、后续看复产进度。③ 电力量价 8月全社会用电量同比仅+1.7%（高基数压制），但风光增量贡献占比高达329%；广东、江苏月度交易电价已超年度长协，跨年电价修复预期升温。④ 红利逻辑 全国性火电股息率仍在4%以上、度电利润2—4分延续底部韧性，叠加资本开支回落+分红承诺，"红与红利"成为配置新主线。 | | |
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| 977—979元/吨 | 同比+40.06% |
| 2700元/吨 | 周环比-3.6% |
| | 同比-7.7% |
| | 同比-1.5% |
| | 同比+1.7% |
| | 同比-4.3% |
| | 同比+50.85% |
| | 周-2.72% |
A股触底反弹、先抑后扬，成长风格占优，资金从防御性红利板块向AI硬件等科技方向切换。煤炭板块收跌2.72%，明显跑输上证指数（+0.61%）；公用事业指数亦走弱（本周-1.01%）。| 领涨个股：新大洲A（+15.11%）、电投能源、晋控煤业 | |
| 水电-0.56%、新能源发电-0.39%、水务-1.26% |
关键结论｜本期市场主线在AI硬件与算力产业链（电子+6.06%领涨、通信+3.75%），煤炭与石油石化作为前期红利/大宗方向遭获利回吐与资金腾挪，短期承压但仍具基本面对抗性。8月全国原煤产量3.62亿吨，同比-7.7%，降幅较7月收窄2.4个百分点，日均产量1167万吨、环比+5.4%（受7月低基数+旺季用煤高峰带动）；但1-8月累计产量30.6亿吨，同比仍降3.3%，降幅较前7月扩大0.4个百分点。关键结论｜新一轮稳产保供新政旨在"恢复至合法产能"而非继续超产，隐性超产退出才是本轮供给收缩的核心；山西复产缓慢（同比降幅30%以上高位），陕蒙增速扩大、新疆收窄，短期供给难以快速放量。本期秦港Q5500动力煤977—979元/吨高位震荡（同比+40.06%、周环比基本持平），产地坑口价涨跌互现；焦煤端京唐港主焦煤回调至2700元/吨（周环比-3.6%、同比+67.7%），港口与进口煤领跌、产地高位企稳，前期"期现共振上涨"格局逆转。关键结论｜国内外供给增量有限+港口库存低位+节前补库与冬储需求接续，煤炭供需格局仍偏紧；但需求负反馈（钢厂盈利率大幅下降、部分电厂亏损）限制价格上限。短期动力煤高位震荡、焦煤弱稳，后续看山西复产节奏与冬季需求强度。1-8月进口煤3.10亿吨（累计同比+3.4%）；8月进口4209万吨，同比-1.5%、环比-1.5%，连续第3个月维持4200万吨以上高位。分煤种炼焦煤进口增速更快；价格端8月全煤种进口均价99美元/吨，同比+50.85%。 | | |
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| 负增长 | 政策约束+气候影响，出口弹性下降；RKAB审批偏缓 |
| 增速显著放缓 | |
| 通关环比大降 | |
| 炼焦煤同比增加 | |
关注点：9月中蒙双方在乌兰巴托会议就延长通关时间、跨境铁路建设达成共识，但蒙煤通关能否快速恢复至前期水平仍有待观察；印尼、澳大利亚进口煤价格高企，进口补量存在不确定性。行业2026年中报显示，煤价大幅上涨驱动业绩改善，动力煤板块表现最优。供应收缩是煤价上涨核心驱动（上半年秦皇岛5500K动力煤同比+13.9%，焦煤上半年+28.4%）。关键结论｜动力煤板块营收+13.32%、归母净利润+47.32%；无烟煤归母+191.87%（部分系同期低基数）；炼焦煤+32.35%；焦炭净利-4.34%，主因原料炼焦煤价大涨但终端传导有限。下半年供应难修复+社会低库存，煤价上涨仍有动能，"板块攻防兼备"。与公用事业（PE分位59.90%、PB分位39.45%）相比，煤炭板块估值已处历史高位区，机构提示关注政策容忍度与股息吸引力。4.1 用电量：8月增速回落系高基数，二产仍具韧性8月全社会用电量10332亿千瓦时，同比仅+1.7%（去年同期+5.0%），两年复合增速3.5%；用电负荷创历史新高15.6亿千瓦（较上年最大负荷高4969万千瓦，7天超上年峰值）。增速回落主要系基数效应（去年同期+5.0%高基数）叠加居民用电受台风、强降雨抑制（空调用电减少）。分项看：二产同比+2.4%仍具韧性，高技术及装备制造业用电+7.2%~+9.3%；三产+5.1%，充换电服务业+51.2%、互联网数据服务+37.9%高增。关键结论｜机构提示去年7—10月用电同比+7.3%的高基数仍将持续一段时间，但11—12月受暖冬因素基数偏低，可作乐观期待，届时火电电量有望恢复增长。8月规上发电量同比-0.8%，其中火电-4.3%（降幅环比扩大）、水电+2.8%、风电+7.9%、光伏+10.3%、核电+9.4%；8月风光增量贡献占比高达329%，风光成为电量增长绝对主引擎。广东、江苏月度交易电价已分别自5月、6月起超过2026年年度长协水平，各省电网代购电价亦持续上涨，为跨年电价修复提供指引；同时全国最大用电负荷屡创新高，系统对煤电稳定及灵活调节能力需求提升，容量电价有望进一步提升。 | | |
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| 344.51元/兆瓦时 | |
| 同比-11.1% | |
| 约2—4分/千瓦时 | |
| 仍维持4%以上 | |
关键结论｜市场对火电的配置逻辑从"强调利润稳定增长的利与红利"，向"兼具高股息与业绩弹性的红与红利"切换；叠加火电资本开支高峰已过（2026上半年自由现金流347亿元）、多家公司明确分红承诺，明年盈利修复望增强分红能力，推动估值中枢回升。● 浙江下调新能源机制电价竞价充足率：2026—2028年由120%降至110%、2029年115%，120%意味着至少约20%竞价容量无法入围，降至110%后竞争烈度明显下降。● 绿证价格短期波动放大：绿证价格指数8月收于202.6点，环比-9.1%、同比-17.0%。● 迎峰度冬部署：多措并举推进煤炭稳产保供，抓好电煤合同履约和进口调剂。本期研报共同聚焦一个话题：低利率环境下红利资产配置逻辑的重构。随着10年期国债收益率下行至约1.69%，稳定型红利资产的股息率要求同步降低，估值修复空间被打开。关键结论｜火电板块的核心逻辑是业绩困境反转 + 电力供需边际改善 + 资本开支回落。尽管2026年煤价上涨令火电盈利承压，但长期看跨年电价修复、容量电价上行、自由现金流改善将驱动分红能力与估值中枢双升，火电有望从"高股息防御"进阶为"高股息+成长双击"的核心红利品种。| 煤价不具备大幅下跌基础：供给收缩延续+低库存+冬储需求。供给是核心矛盾：稳产保供是"恢复至合法产能"而非超产，山西复产缓慢。火电红利价值凸显：股息率>4%+电价跨年修复+资本开支回落。风光增量主导电量增长：8月风光增量贡献占比329%。 | 复产进度：合规复产压低四季度上涨斜率 vs 隐性超产退出约束持续、供给难快速放量。煤价方向：高位震荡蓄势 vs 担忧冬季需求强度不及预期。焦煤走势：供应紧支撑韧性 vs 下游钢厂负反馈累积致由单边转弱。进口补量：进口维持高位 vs 蒙煤/印尼不确定致增量受限。 |
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