下半年水电出力有望自去年同期极端偏枯的低基数上反弹，导致H2火电增长动能或有衰竭，考虑动力煤的高库存和供给持续释放环境，预计急跌后的煤价前景仍不乐观。预计火电公司在盈利修复周期起步阶段即迅速大规模下调市场交易电价概率极低，且电价中的政策性干预风险也有下降，预计煤价下跌环境下的电价具备韧性，火电行业盈利修复具备持续性。

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▍H2火电需求动能或衰减，急跌后煤价前景仍不乐观。

填补水电缺口带动1~5月火电发电量表现突出，考虑用电需求相对疲弱且下半年水电出力有望自去年极端偏枯的低基数基础上反弹，H2火电增长动能或较为有限。尽管市场煤价已经重新跌回2021年中水平，考虑目前港口及电厂的煤炭库存均处于高位，同时供给持续释放而电煤需求或减弱，我们预计煤价前景仍不乐观，下半年的季度均价持续下降概率较高，且不排除时点现货价格击穿长协价格的可能性。

▍市场及政策风险有限，电价具备韧性。

在动力煤市场步入宽松周期后，电价预期成为决定火电板块后续行情如何演绎的核心。考虑火电行业在2021~2022年出现的亏损幅度为历史罕见，火电公司相应需要一个更长的盈利修复周期来弥补历史亏损，火电公司在盈利修复周期起步阶段即开始迅速大规模下调市场交易电价的概率极低，综合市场电价仍能保障火电公司有充分业绩弹性和修复历史亏损。在资本支出周期到来、电力系统稳定性问题日益重要、提升终端用户用能成本可预测性等因素推动下，我们认为电价中的政策降价风险也在下降。

▍调整成本预期，上调盈利预测。

我们将以下水煤为主、集团内采购长协煤比例较低的全国性发电企业2023~2025年入炉标煤价格假设下调至1,000/940/880元/吨。上调覆盖火电公司2023~2025年净利润预测，其中2023年盈利预测上调幅度较大的有华能国际和华电国际，我们将两家公司的盈利预测分别上调92%和96%。从季度业绩弹性角度看，预计消化高价库存等因素在一定程度上制约了Q2业绩弹性的释放，煤价业绩弹性或在Q3体现地更加充分。

▍风险因素：

用电需求增速大幅下滑：燃料成本大幅上升：市场交易电价大幅下降：政策性风险明显上升：新能源装机增长不及预期。

▍投资策略。

预计市场化交易风险以及政策性降价风险相对有限，电价在本轮煤价下跌时具备韧性将推动火电行业在2023年进入一轮可持续的盈利改善周期，且盈利持续性意味着行业龙头在板块内的相对性价比更加突出。