用煤成本、光伏成本、电价三方面有望在2023年有所改善，支撑火电盈利修复，获得新生。
在保供政策下，2023年煤价中枢有望下行，缓解成本压力，其中2023年春季煤炭进入传统需求淡季，利好火电运营商。
此外电力市场化改革、电力辅助服务和容量电价补偿等政策有望加速推出，为煤电企业业绩修复打开空间。
光伏上游硅料产能扩张带动产业链价格下行，项目IRR和装机量有望进一步提升，绿电盈利或将更加清晰，并推动火绿协同发展，加速火电灵活性改造进程，实现盈利模式的转变升级。
（1）煤价高位回落，往后看，煤价有望继续下行，缓解成本压力。
2022年以来受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响，煤炭出现季节性、区域性供求紧张。
此背景下，国家出台煤炭稳价保供政策，煤炭供需紧张矛盾有所缓解，煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间（上限），2023年3月7日秦皇岛Q5500动力煤市场价已降至1120元/吨，考虑到即将迎来传统淡季，预计煤价大幅上涨的可能性较小。
2021年电煤价格上涨导致煤电企业电煤采购成本大幅增加，国电电力、内蒙华电、华能国际三家平均涨幅53.7%。2022年一季度仍延续上涨趋势，自二季度以来，入炉标煤价格虽仍处于较高水平，但已开始回落，2022年上半年三家平均涨幅31.1%，较2021年涨幅下降22.6pp。随着煤炭稳价保供政策的陆续推进，煤电企业成本压力将有所缓解。
今年以来，能源保供稳价政策有力推进，各产煤地区和煤炭企业全力以赴做好煤炭增产增供，推动煤炭产量实现较快增长。2022年全国煤炭产量45亿吨，同比增长9.0%，比去年同期增加4.2亿吨，创历史新高。从月度产量看，2022年我国原煤产量月度同比基本维持高增，月均同比增速高达9.5%。当前政策不断推进煤炭产能平稳有序释放，2023年煤炭供应紧张形势有望持续缓解。
（2）市场化电价机制正持续完善，有利于运营商向下游传导发电成本。
我国煤价市场化先于电价，在煤炭和电力市场不同价格调节机制作用下，煤炭、煤电矛盾加剧，行业上下游利益分配失衡。
鉴于电力安全保供的特殊形势，国家发改委在2021年10月启动进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革。改革方案明确：
①燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；
②扩大市场交易电价上下浮动范围，上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上浮20%限制。
煤电企业在电价新政、电力市场交易中获得一定裨益，实现调价增收。据能源杂志，在2021年电力市场中，华电集团煤机交易电价同比提高1.5分/千瓦时，华能集团平均结算电价同比提高2.4分/千瓦时，带来百亿元以上的业绩贡献。
新一轮电改实施以来，我国电力市场建设稳步有序推进，价格机制更加完善，市场化交易电量比重大幅提升。2022年市场交易电量达5.3万亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量的60.8%，较2021年提升15.3pp。
（3）光伏上游降价将加快各大发电集团光伏电站装机速度，驱动火绿协同发展。
从光伏发电行业上游来看，硅料产能过剩，带动产业链价格下降。光伏上游降价，将带动光伏电站装机量确定性提升，也将提升项目盈利能力。
火电集团也正积极布局新能源发电项目，五大发电集团“十四五”新能源发电项目新增装机合计约为325GW+，当前光伏成本下降将加速新能源发电项目建设，驱动火绿协同发展。
随着煤价控制和电价上浮，公司火电业务22年有望扭亏为盈，火电价值有望重估；新能源高速发展打开成长空间，十四五风光装机目标55GW，20-25年CAGR达39%，装机增速、在建工程、度电利润等指标行业领先；火电新能源协同效应显著，经营性现金流较为充沛，为新能源发展提供充足资本金，多能互补带来项目获取优势。
华电集团旗下常规能源发电平台，22Q3公司实现归母净利润23.2亿元，领先于行业实现扭亏，业绩改善弹性大；2022年前三季度公司综合上网电价同比增长23.8%，煤价回落叠加电价提升，推动公司盈利能力不断修复；华电新能筹划上市，公司所持31%股权测算价值有望超400亿，投资收益丰厚稳定。
背靠国家能源集团，充分利用产业协同效应，22Q3公司长协煤覆盖率100%，入炉煤价显著低于同行；新能源业务全面提速，“十四五”新能源规划新增装机35GW，21-25年风光装机CAGR高达55%，增速位居行业前列；特高压时代水电消纳水平提高，叠加市场化电价上行趋势，公司水电板块盈利水平有望进一步提升。
内蒙华电(600863.SH)：
煤炭产能翻倍，营收将大幅提高；煤电联营成本优势明显，市场化交易持续推高电价，预计2022年火电净利润将增加约15亿；大基地政策叠加集团赋能，火电区域规模优势突出，有望利用火电灵活性进行调峰，打造风光储一体化项目，实现25年新能源装机比例不低于50%目标。
