火電的超預期二重唱

袁京力

自2023年6月底以來，北方乃至全國均不同程度受高溫影響，華東電網(wǎng)、南方電網(wǎng)等用電負荷紛紛創(chuàng)出新高。

作為發(fā)電的主力，火電企業(yè)也成為最大受益者。7月26日，火電龍頭華能國際率先發(fā)布半年報，2023年上半年的營收和凈利潤分別為1260.32億元和63.08億元，同比分別增長7.84%和309.67%。公司表示，火電板塊實現(xiàn)稅前利潤為9.42億元，同比增利96.86億元，主要是電價同比上升1.89%、燃煤機組發(fā)電小時同比增加100小時、累計入爐除稅標煤單價下降10.49%所致。

此外，皖能電力、寶新能源、粵電力等地方電力企業(yè)也紛紛預告業(yè)績大增，原因主要為發(fā)電量上升及煤炭價格下降。

2023年以來，非發(fā)電用煤需求不足，再加上動力煤進口大增，動力煤價格的下跌超預期；而從發(fā)電量看，由于水力發(fā)電的不及預期，再加上經(jīng)濟復蘇，火力發(fā)電量保持穩(wěn)定增長，在上半年高速增長后，火電股下半年的業(yè)績修復之路還將繼續(xù)。

發(fā)電量超預期

從上半年及7月份數(shù)據(jù)看，一定程度上，火電發(fā)電量超預期的原因在于火電與水電的此消彼長。

國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，上半年全國發(fā)電量為4.17萬億千瓦時，同比增長3.8%。分品種看，火電發(fā)電量同比增長7.5%，水電下降22.9%。

根據(jù)國家氣候中心降水量分布圖，2023年7月，四川和云南等水電較為集中的省份降水量與2022年同期相比有一定改善，主要流域水庫水位穩(wěn)步上升。

分區(qū)域看，截至2023年7月30日，長江三峽水庫水位為158.36米，相比于2022年同期高出9.23米，相較于2019-2022年年均水位高出158.36米；瀾滄江小灣水庫為1210.8米，較2022年同期高出9米。

據(jù)天風證券統(tǒng)計，從入庫流量和出庫流量上看，雖然7月以來出入庫流量整體與2022年同期比仍然偏弱，但7月下旬以來各流域入庫量已經(jīng)出現(xiàn)明顯改善。7月26-30日，三峽入庫流量已經(jīng)連續(xù)5日同比正增長；降水疊加入庫流量的逐步改善，有望對水電在2023年汛期后期的發(fā)電量提供良好支撐。

但考慮到目前已經(jīng)進入汛期后期階段，發(fā)電量未來能有多大的改善空間尚是一個未知數(shù)，這或許可以從云、桂、川等西南諸省水電類上市公司的表現(xiàn)一見端倪。2023年上半年，水電龍頭長江電力表示，上游烏東德水庫來水約329.07億立方米，偏枯22.89%；三峽水庫來水約1236.23立方米，偏枯30.27%，由此導致二季度梯級電站總發(fā)電量約476.16億千瓦時，同比下降38.33%。國投電力雅礱江水電發(fā)電量為135億千瓦時，同比下降36.32%；華能水電完成發(fā)電量370.95億千瓦時，同比下降25.44%，原因是2022年汛期來水不足及2023年上半年來水偏枯約2.5成。

事實上，7月上旬以來，受極端高溫天氣影響，部分火電公司發(fā)電量依然保持了較快增長。據(jù)悉，7月1日至11日，中國大唐完成發(fā)電量215.62億千瓦時，同比增長6.38%；其中10日和11日發(fā)電量分別達到21.69億千瓦時、22.36億千瓦時，歷史最高紀錄被連續(xù)刷新。7月上旬，國家能源集團發(fā)電量同比增長8.5%，其中火電發(fā)電量同比增長8.4%。

據(jù)國盛證券統(tǒng)計，入夏以來全國最高用電負荷兩創(chuàng)新高，最高達13.39億千瓦，較2022年峰值高出4950萬千瓦；全國日調(diào)度發(fā)電量三創(chuàng)歷史新高，最高達到301.71億千瓦時，較2022年峰值高出15.11億千瓦時；華北、華東、南方、西北四個區(qū)域電網(wǎng)以及浙江、福建、廣東等14個省級電網(wǎng)最高用電負荷創(chuàng)歷史新高累計達50多次，電力負荷缺口壓力仍在持續(xù)；水電由于降水量偏少和蓄水不足的原因，5、6月份發(fā)電量同比下降超三成，出力不足，火電發(fā)揮了“壓艙石”的作用。

煤炭價格下降超預期

作為火電的最重要成本，動力煤價格下跌也存在超預期的可能。

IEA指出，2022年，俄羅斯煤炭遭遇歐美國制裁，供應量縮水，動力煤出口下降10%；另一大煤炭供應國澳大利亞受天氣原因不得不降低煤炭出口7%；部分非洲產(chǎn)煤國則因基礎設施缺乏而難以保障穩(wěn)定供應。

IEA的數(shù)據(jù)顯示，2022年，動力煤價格多次超過400美元/噸。進入2023年后，動力煤呈現(xiàn)下跌態(tài)勢，目前已經(jīng)回到2021年夏季的水平。

國際煤價下行，進口量大增。2023年1-6月，中國原煤進口量為2.2億噸，同比增長93%。其中俄羅斯和印尼仍是主要進口國，1-5月來自俄羅斯和印尼的煤炭進口量分別為4045.6萬噸和2806.7萬噸，同比增加125.5%及43.1%。

比較受益的是沿海電廠。比如，浙能電力半年報業(yè)績預告顯示，公司上半年實現(xiàn)歸母凈利潤為23.48億元至31.77億元，與上年同期相比增長489.95%到698.24%；此外粵電力A也扭虧為盈，實現(xiàn)了8億元至9.5億元的凈利潤。

另外，非火電用煤的疲軟也導致煤炭價格的下跌。建材是動力煤的另一重要消耗領域，不過，受下游建筑及基建不景氣的影響，其對動力煤的需求也在減弱。

據(jù)中信期貨的估計，2022年建材耗煤約2.87億噸，同比下降11.1%，2023年建材耗煤量將下滑至2.76億噸，同比下降3.7%。

事實上，在水電發(fā)電不足情況下，夏季常是火電的發(fā)電高峰，也是用煤高峰，一般動力煤價格會在一季度末的供暖季結束之后下跌并在夏季反彈，但站在2023年8月初看，2023年動力煤的寬松程度遠好于2022年同期。

動力煤中長期合同價格自2023年1月以來連續(xù)環(huán)比下降：根據(jù)全國煤炭交易中心平臺公布的數(shù)據(jù)，2023年6月動力煤長協(xié)價格繼續(xù)下跌，其中下水煤Q5500達709元/噸，環(huán)比降低10元/噸；下水煤Q5000達645元/噸，環(huán)比降9元/噸。

公開信息顯示，秦皇島港Q5500動力煤價格從2023年年初的1175元/噸大幅下行至6月中下旬的795元/噸，跌幅最多達32%。若從2022年11月的高點算起，煤炭價格更是近乎腰斬。

截至8月4日，秦皇島Q5500動力煤價格為845元/噸，較此前一周的855元/噸下跌10元/噸。即便考慮7、8月份的反彈，動力煤價格反彈高度也非常有限，在度過了夏季高峰后，動力煤價格還有下跌空間。

此外，動力煤的高庫存也不支持動力煤價格的上漲。高溫天氣令電廠日耗持續(xù)保持高位，“我的鋼鐵網(wǎng)”數(shù)據(jù)顯示，截至2023年8月4日，55個港口樣本動力煤庫存環(huán)比減少4%或272.3萬噸至6574.2萬噸，為連續(xù)第九周下降，但仍高于歷史同期水平。其中，環(huán)渤海區(qū)域港口庫存環(huán)降3.88%至2596.3萬噸，華東及江內(nèi)區(qū)域港口庫存為1141萬噸，降幅均超7%。

電價調(diào)整短期無需過分擔心

自2023年4月底一季報公布后，電力板塊股價因發(fā)電量上升及動力煤價格下降曾短暫上漲，但此后2023年5月國家發(fā)改委發(fā)布《關于第三盡管周期省級電網(wǎng)輸配電及有關事項的通知》，核定了未來三年省級電網(wǎng)執(zhí)行的輸配電價格，出于對電價下調(diào)的預期，火電板塊公司多出現(xiàn)股價調(diào)整，該規(guī)定從6月1日開始執(zhí)行。工商業(yè)用戶電價由上網(wǎng)電價（代理購電價格）、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費、政府性基金及附加組成。

國盛證券指出，相關規(guī)定的出臺堅定市場對火電價值重估信心，直接利好火電及火電靈活性改造，以及需求側(cè)相關行業(yè)。

在第二監(jiān)管周期（2020年至2022年），由于動力煤價格的大幅上漲，2021年10月，國務院常務會議決定，在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定的前提下，將市場交易價上下浮動不超過10%、15%調(diào)整為原則上均不超過20%，高耗能行業(yè)可不受上浮20%的限制，由此打開了電價上漲的空間。

從6月1日起環(huán)比代理購電價格來看，似乎并沒有對上網(wǎng)電價產(chǎn)生沖擊。6月份，6個省價格上漲，2個省價格不變，24個省價格下跌；7月份，22個省價格上漲，1個省價格不變，9個省價格下跌；8月份，15個省價格上漲，4個省價格不變，13個省價格下跌。

天風證券認為，電價有望保持高比例上浮，2023年三季度火電利用小時均高于1100小時，電量水平較高。成本端，中國煤炭庫存處于高位水平，且下游需求較弱，內(nèi)貿(mào)煤價格有望持續(xù)下跌；同時進口煤快速增長，對內(nèi)貿(mào)煤形成一定替代作用，尤其對于沿海形成較強補充。

綜合來看，三季度火電盈利有望進一步改善。