要点
长协煤“压舱石”作用凸显，煤炭行业类公用事业属性逐步提升。截至 2022 年6月，全国发电供热用煤中长期合同平台录入量21.5亿吨，比去年同期增加72%，11 月 17 日发改委召开视频会议，要求电煤中长期合同签约量达到 29 亿吨，签约率、履约率、价格政策执行率均达到 100%。长协占比的提升使煤炭价格指数中现货价格的权重下降（当前 CCTD 综合交易价格的计算中，年度长协和现货的权重已达到 8：2），从而使得现货价格对长协价格的影响减弱（长协价格根据价格指数计算得出），这是长协价格变动幅度较小的原因。在长协煤“压舱石”的作用下，煤炭行业未来盈利将趋于稳定，呈现出类公用事业的特征。
2023 年煤炭供需基本平衡，煤价或趋稳运行。需求方面，煤炭需求的波动（2021年数据）需关注地产（21%）、基建（11%）、出口（7%）、水电（11%）四方面，其余部分需求（居民生活 22%，新兴产业 6%，化工品 9%等）偏刚性，基本维持稳定增长。2022 年 1-11 月，房地产新开工、施工、竣工面积累计同比分别-38.9%、-6.5%、-19%，9 月以来，房地产利好政策频出，预计 2023 年地产端将带动煤炭需求提升；供应方面，保供政策仍持续，预计 2023 年煤炭供给仍将增长。由于财政压力、海外衰退、周期性因素的影响，2023 年基建、出口、水电对煤炭需求的支撑将弱于 2022 年，类似 2021 年三、四季度煤炭紧缺的现象难以再现，煤价整体或趋稳运行。
电价市场化、全球能源供需形势及国内电力供需偏紧共推电力从“集采类”到“反集采类”。在第二轮电改（2015 年 3 月的“九号”文件中提出进行第二轮电改）开始之前，电力行业（尤其是火电）的运行具备很强烈的“集采”特征：1）产品种类单一；2）产品定价模式单一；3）商业模式单一。自 2019 年国家取消标杆电价、取而代之以“基准电价”并给基准电价规定了浮动区间开始，火电行业进入了一个中长期重估的过程中。近两年来新能源装机、发电量的大幅增长是这一重估的产业背景，2021 年基准电价浮动区间的大幅调整是这一重估过程的“发令枪”，而 2022 年全球能源供需形势以及夏季我国局部地区的严重缺电则是一个强烈催化剂。上述火电公司的重估是一个“反向集采”的过程。
“反向集采”趋势下，火电面临价值重估。对比之下，“反向集采”具备：1）产品价格（电价）从收敛走向发散，从“一致性评价”（政府定价）走向市场化定价；2）产品和服务从单一走向多元；3）交易模式从多对一走向多对多，从本地走向跨省甚至跨区交易。我们认为，火电公司的盈利属性、盈利特征和估值特点会与推广集采的行业走出相反的走势，也即盈利中枢和增速提升、估值中枢亦将提升。但我们不认为中国的火电公司将在未来呈现出海外公用事业特征，因而，其估值亦将无法套用海外成熟市场的公用事业估值体系。
投资建议：煤炭开采：建议关注盈利稳定的中国神华、稳中求进的陕西煤业；电力：建议关注电力运营商头部企业，华能国际、华电国际、国电电力。
风险分析：煤炭开采: 经济增速下滑；海外煤价大跌；在建矿井产能释放超预期；电力：行业改革进度低于预期；煤炭价格大幅上涨的风险。