摘要：投资逻辑一问：20年后煤炭新批复产能下滑供应增量有限，煤价还会上涨？我们认为产能变化滞后于投资和需求变化，供应仍有增量而非电行业需求偏弱，煤价难以扭转中枢下移趋势。（1）复盘历史发现，在煤炭供需紧平衡时，每　　年采暖季的月度最大日产量代表了次年非采暖季月份日产量的瓶颈。以11M23原煤日产量测算2024年国内原煤最大生产能力可达50.4亿吨，较2022年已经提升5.3亿吨。（2）地产拖累非电行业用煤需求，用电淡季煤价支撑偏弱。基于24年火电发电量同比增长2.6%，钢铁、水泥产量分别同比下降0.3%、5.0%，化工品产量同比增长4.0%的假设，预计商品煤总需求约47.1亿吨，煤炭保供能力明显增强。二问：供给侧改革后煤炭周期属性弱化，煤价或将长期高位运行？我们认为电价上涨改变了煤电行业2010年代零和博弈的局面，而涨电价的背后是能源“不可能三角”之间的再权衡。（1）火电业绩波动是“计划电和市场煤”矛盾下对煤炭周期性的映射。在煤电联动的燃煤标杆电价时代，2011~2020年间电价调整趋势总体向下。2021年底出台“1439号文”，将燃煤发电市场交易价格浮动范围放宽至上下浮动不超过20%，极大地改善了火电企业的成本疏导能力。2022年，动力煤、火电行业利润总和较2011~2020年均值增长近1倍。（2）能源“不可能三角”理论即能源的安全性、清洁性、经济性不可兼得。2011~2020年间在维护用能经济性的同时追求清洁性的提升，由“不可能三角”可知，在此期间能源系统的安全性必然有所下降，最终在2021、2022年两次缺电中暴露出来。以此为鉴，煤炭和煤电对我国能源安全的保障托底作用得到重新认识。当今世界正经历百年未有之大变局，国际环境不确定性明显上升。在“能源的饭碗必须端在自己手里”的指导下，能源政策在安全性和经济性目标之间进行了再权衡。三问：如果市场煤价下行，电价下调至影响点火价差的风险几何？复盘发现市场煤价直到6M13启动下行趋势，但2013年火电行业指数却在5月下旬到6月下旬经历了大幅下跌，主因市场上开始出现燃煤标杆电价下调的传闻，引发对火电盈利可持续性的担忧。我们认为当前电价下行风险有限，主因：（1）虽然电力市场化提升了煤电价格联动的频率，但也还原了电力的商品属性、使价格更真实地反映成本和供需。在成本下行时，供需将为价格提供支撑。并且电力在高频交易中完成价格发现、为中长期电价提供指引，在电力现货市场连续运行的省份难以通过行政手段干预电价，不确定性反而下降。（2）伴随新能源汽车、AIGC等新用电场景的出现，以及气候变化之下的极端天气频发，我国人均用电量仍未达峰。新能源装机有效容量不足，电力系统对调节性容量的需求仍在增加。煤电作为传统电力系统中的主体电源且具备稳定可控的特性，转型后将成为系统备用容量的主要提供者，成本和收入与发电量的相关性下降。而电力行业是煤炭最主要的下游，在非电行业需求缺乏支撑的情况下，产业链上下游的议价权开始重心偏移。基于此，我们判断在出现安全性、清洁性和经济性全方面跑赢先进煤机的新型调节性电源前，煤电能够维持点火价差的相对稳定。投资建议思路1：燃料成本下行时，供需将为电价提供支撑，建议关注发电资产主要布局在电力供需偏紧、发电侧竞争格局较好地区的火电企业，如浙能电力、皖能电力、华电国际。思路2：预计2024年国内生产端对煤炭供应增量的贡献率大于进口，建议关注发电资产布局于中西部、燃料采购以坑口煤为主的火电企业，如建投能源、大唐发电。风险提示电力市场化进展不及预期、用电需求不及预期、地缘政治冲突局势恶化，国际一次能源价格大幅上行风险、容量政策执行力度/容量市场建设进度不及预期

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