煤價高位見頂 火電股盈利修復進行時

袁京力

截至7月14日，在煤炭價格居高不下的背景下，火電板塊是傳統企業里難得在反彈中跑贏指數的板塊。火電股三強華能國際、國電電力、大唐發電自底部以來的收益率分別為39%、82%、36%，即便是表現較好的創業板綜指反彈以來的漲幅也大約只有25%。

事實上，2022年以來，火電股的不利消息很多，首先受宏觀經濟因疫情而不及預期的影響，再加上南方雨水充裕帶來的水電發電猛增以及新能源發電量的快速增長，火電發電量出現負增長。

據國家統計局數據，2022年1-5月，中國規模以上工業火電發電量為22712億千瓦時，同比下降3.5%。

另一個沖擊就是煤價的高企。2022年以來，外圍地緣政治引發國際煤炭供應鏈混亂，3月份亞洲動力煤基準價甚至在一天內上漲46%。

煤價、電價和折舊成本是影響火電股盈利的三大關鍵因素，其中煤價和電價的彈性巨大，火電利用小時（發電量）影響反倒不大，煤價和電價成為影響火電盈利的主要因素。

不過，如今情況或許正在發生變化。一是煤炭庫存比2021年同期要好，隨著新增產能的陸續釋放，再加上水電等其他電源的發力導致火電發電量出現負增長，煤價高位盤整甚至小幅下跌的概率不小;二是電價的上漲也在持續推進中，火電企業最壞的日子或許已經過去了。整體看，電價上漲對火電企業盈利的彈性有望體現在2022年的業績中。

2022年年初，國家發改委出臺了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（又稱303號文），對重點地區煤炭交易價進行了指導，認為秦皇島下水煤（5500大卡）動力煤中長期交易價格每噸570元至770元較為合理，通知從5月1日開始執行。此外，發改委還對現貨價格進行了規范。由此，動力煤長協價和現貨價的上漲將受到限制。

Wind數據顯示，現貨市場，秦皇島港Q5500動力煤平倉價主流報價1240-1280元/噸，同比漲幅約30%，較年初也有20%左右的漲幅，但較2021年下半年的最高價已經回落不少。

據國家統計局數據，1-5月，水電、火電、風電和光伏的發電量同比為+17.5%、-3.5%、+5.6%、+12.9%，其中水電5月單月的發電量同比+27%。

煤炭庫存的高低或許也是一個先行指標。自6月15日開始，環渤海港口市場煤炭價格結束半個月的上漲行情，進入每天10元/噸的下跌通道。

據Wind，動力煤供給逐步寬松，2022年4月總供給量是3.05億噸，總需求量為2.67億噸，這直接導致港口煤炭庫存的走高。截至7月12日，秦皇島煤炭庫存錄得616萬噸，處于該港近三年相對高位的水平，最近一個月，秦皇島煤炭庫存增加量達到116萬噸。

中國煤炭市場網數據顯示，截至6月29日，北方九港的煤炭庫存為2546萬噸，同比增加468萬噸，目前處于歷史同期高位水平。

電廠庫存也處于高位。截至7月7日，全國重點電廠合計存煤9449萬噸，日耗476萬噸，存煤可用天數為20.9天，其中電廠存煤較6月底減少了148萬噸，但較2021年同期增加了3022萬噸。

此外，煤炭供給也處于歷史高位。中國煤炭工業協會發言人張宏接受媒體采訪時表示，2022年前5個月，中國原煤產量超過1200萬噸，2022年夏季煤炭市場將保持平衡略寬松的態勢。

從全國看，后續的煤炭供給還有望加大。6月9日，多部委發出通知，提出核增產能煤礦要承擔電煤增產保供責任，新增產能必須簽訂長協協議。

晉、蒙、陜是煤炭主產地。山西省日前也發文，煤炭產量比2021年增加1.07億噸，力爭2023年再增加5000萬噸;陜西也力爭把原煤產量由2021年的7億噸提高至7.2億噸。2021年，內蒙古生產煤炭10.39億噸，當年底，內蒙古核增、調增的煤炭產能1.9億噸，新增產能占2021年內蒙古產量的比例接近20%。

天風證券認為，3月份動力煤供給量達到年內峰值3.37億噸，其中電煤消耗量為1.92億噸，經統計，2017年至2020年7月，電力以外的動力煤需求基本維持在0.95億-1.06億噸。由此假設，2022年7月電力以外動力煤需求為1.1億噸，則7月動力煤總需求或達2.94億-3.12億噸，對比年內的供給峰值仍有空間;因此7月動力煤供需或將維持緊平衡，煤價大幅向上的動能有限。

伴隨7月用電高峰即將度過，在水電滿發背景下，8月火電發電需求有望下滑，天風證券判斷，煤炭價格有望逐步滑落，進而帶動火電企業盈利改善，其中長協煤價格比例較高的火電企業盈利有望率先恢復。

火電企業的盈利受電價、煤價、折舊、財務費用等因素影響，由于電價由政府指導制定往往具有滯后性，而煤價的暴跌導致火電股ROE大幅攀升歷史上曾發生過。

2012年，煤炭十年黃金周期終結，煤炭價格進入了三年的下跌周期，由此拉開了火電股的盈利修復期，此前虧損累累的火電企業ROE高達20%以上的公司比比皆是。但此后，受煤炭供給側改革的影響，煤炭價格持續上漲，火電企業的利潤受到擠壓，火電企業的ROE也回到個位數的水平。

但本輪火電股的盈利修復更多是來自電價的調整，邏輯與上一輪并不相同。如果說上一波火電股大行情是受益于煤炭價格下跌，那么這一輪火電股的盈利修復空間更多要看電價的彈性。

2019年，中國燃煤標桿價格實施“基準價+上下浮動”的機制，其中浮動幅度為-15%至10%，在2021年各省放開限制前，政府不允許市場化定價較基準價上浮，以保證工商業電價只降不升，但煤價高企，倒逼火電價格在2021年首次上浮。

此后，上浮力度進一步調整。據國務院發改委2021年10月出臺的相關文件，火電企業上網標桿電價的波動幅度由原來的-15%至10%調整為-20%至20%，高耗能企業不受限制。

事實上，火電股的起飛從2021年10月就已經開始。自2021年10月，火電股已經有一波表現，當時主要是受益于電價大幅上漲。火電巨頭華能國際、國電電力及大唐發電從階段低點的漲幅均在50%以上。

煤炭價格中樞下行、電價上限政策性限制解除，都有利于火電股的盈利能力修復。

相關通知拉開了各省電價調整的序幕。江蘇在執行首日就開展了10月中旬月內掛牌交易，成交價較基準價上浮19.9%。此后，江蘇、廣東兩省陸續公布了其電力市場2022年度交易結果，火電年度雙邊協商價分別為每千瓦時0.466元、0.497元，較江蘇、廣東基準電價上漲19.9%和10%。

天風證券指出，市場化交易電價20%上浮空間的打開，雖然對2021年的業績影響有限，但是由于年度長協交易是成交電量最多的交易品種，電價上浮紅利有望在2022年加速釋放，各電力運營商價值有望重塑。

天風證券選取了華能國際、華電國際、大唐發電等9家公司進行測算，結果顯示，火電價格提升0.01元/千瓦時將有望給歸母凈利潤帶來5.33%-22.45%的增幅。

從一季度看，內蒙華電和國電電力有望率先受益電價的上漲。據內蒙華電的半年報業績預告，公司2022年上半年凈利潤在10.45億-12.47億元，同比增加136.47%至182.23%。一方面，公司發電量穩步上升，實現售電量268.74億度，同比增加6.49%;另一方面是售電價格大幅上升，公司售電價格較上年同期上漲0.094元/千瓦時，較2021年同期的0.278元/千瓦時上漲超過30%。公司電價之所以能有超過20%的調整幅度，或許與其所在的蒙西地區高耗產業較多有關。

另一家明顯受益的是國電電力。雖然公司2022年一季度的凈利潤比2021年同期出現下降，但環比已經大幅改善。2022年一季度，國電電力實現營收和凈利潤分別為467.84億元、10.56億元，雖然利潤同比下降超過30%，但營收同比增加超過50%，其中一個重要原因就是電價的大幅上漲。據統計，公司當季完成上網電量1014.51億千瓦時，同比增4.71%，市場化交易電量占比為94.1%;公司當季平均上網電價為0.453/千瓦時，較2021年第一季度的0.366元/千瓦時上漲23.77%，也高于20%的上浮幅度，公司股價在二級市場也表現搶眼。