火电的超预期二重唱

在极端天气频发情况下，受发电量、煤价下行超预期影响，火电企业的业绩或将大超预期，其盈利修复之路在下半年还将继续。

袁京力/文

自2023年6月底以来，北方乃至全国均不同程度受高温影响，华东电网、南方电网等用电负荷纷纷创出新高。

作为发电的主力，火电企业也成为最大受益者。7月26日，火电龙头华能国际率先发布半年报，2023年上半年的营收和净利润分别为1260.32亿元和63.08亿元，同比分别增长7.84%和309.67%。公司表示，火电板块实现税前利润为9.42亿元，同比增利96.86亿元，主要是电价同比上升1.89%、燃煤机组发电小时同比增加100小时、累计入炉除税标煤单价下降10.49%所致。

此外，皖能电力、宝新能源、粤电力等地方电力企业也纷纷预告业绩大增，原因主要为发电量上升及煤炭价格下降。

2023年以来，非发电用煤需求不足，再加上动力煤进口大增，动力煤价格的下跌超预期；而从发电量看，由于水力发电的不及预期，再加上经济复苏，火力发电量保持稳定增长，在上半年高速增长后，火电股下半年的业绩修复之路还将继续。

发电量超预期

从上半年及7月份数据看，一定程度上，火电发电量超预期的原因在于火电与水电的此消彼长。

国家统计局数据显示，上半年全国发电量为4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。分品种看，火电发电量同比增长7.5%，水电下降22.9%。

根据国家气候中心降水量分布图，2023年7月，四川和云南等水电较为集中的省份降水量与2022年同期相比有一定改善，主要流域水库水位稳步上升。

分区域看，截至2023年7月30日，长江三峡水库水位为158.36米，相比于2022年同期高出9.23米，相较于2019-2022年年均水位高出158.36米；澜沧江小湾水库为1210.8米，较2022年同期高出9米。

据天风证券统计，从入库流量和出库流量上看，虽然7月以来出入库流量整体与2022年同期比仍然偏弱，但7月下旬以来各流域入库量已经出现明显改善。7月26-30日，三峡入库流量已经连续5日同比正增长；降水叠加入库流量的逐步改善，有望对水电在2023年汛期后期的发电量提供良好支撑。

但考虑到目前已经进入汛期后期阶段，发电量未来能有多大的改善空间尚是一个未知数，这或许可以从云、桂、川等西南诸省水电类上市公司的表现一见端倪。2023年上半年，水电龙头长江电力表示，上游乌东德水库来水约329.07亿立方米，偏枯22.89%；三峡水库来水约1236.23立方米，偏枯30.27%，由此导致二季度梯级电站总发电量约476.16亿千瓦时，同比下降38.33%。国投电力雅砻江水电发电量为135亿千瓦时，同比下降36.32%；华能水电完成发电量370.95亿千瓦时，同比下降25.44%，原因是2022年汛期来水不足及2023年上半年来水偏枯约2.5成。

事实上，7月上旬以来，受极端高温天气影响，部分火电公司发电量依然保持了较快增长。据悉，7月1日至11日，中国大唐完成发电量215.62亿千瓦时，同比增长6.38%；其中10日和11日发电量分别达到21.69亿千瓦时、22.36亿千瓦时，历史最高纪录被连续刷新。7月上旬，国家能源集团发电量同比增长8.5%，其中火电发电量同比增长8.4%。

据国盛证券统计，入夏以来全国最高用电负荷两创新高，最高达13.39亿千瓦，较2022年峰值高出4950万千瓦；全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较2022年峰值高出15.11亿千瓦时；华北、华东、南方、西北四个区域电网以及浙江、福建、广东等14个省级电网最高用电负荷创历史新高累计达50多次，电力负荷缺口压力仍在持续；水电由于降水量偏少和蓄水不足的原因，5、6月份发电量同比下降超三成，出力不足，火电发挥了“压舱石”的作用。

煤炭价格下降超预期

作为火电的最重要成本，动力煤价格下跌也存在超预期的可能。

IEA指出，2022年，俄罗斯煤炭遭遇欧美国制裁，供应量缩水，动力煤出口下降10%；另一大煤炭供应国澳大利亚受天气原因不得不降低煤炭出口7%；部分非洲产煤国则因基础设施缺乏而难以保障稳定供应。

IEA的数据显示，2022年，动力煤价格多次超过400美元/吨。进入2023年后，动力煤呈现下跌态势，目前已经回到2021年夏季的水平。

国际煤价下行，进口量大增。2023年1-6月，中国原煤进口量为2.2亿吨，同比增长93%。其中俄罗斯和印尼仍是主要进口国，1-5月来自俄罗斯和印尼的煤炭进口量分别为4045.6万吨和2806.7万吨，同比增加125.5%及43.1%。

比较受益的是沿海电厂。比如，浙能电力半年报业绩预告显示，公司上半年实现归母净利润为23.48亿元至31.77亿元，与上年同期相比增长489.95%到698.24%；此外粤电力A也扭亏为盈，实现了8亿元至9.5亿元的净利润。

另外，非火电用煤的疲软也导致煤炭价格的下跌。建材是动力煤的另一重要消耗领域，不过，受下游建筑及基建不景气的影响，其对动力煤的需求也在减弱。

据中信期货的估计，2022年建材耗煤约2.87亿吨，同比下降11.1%，2023年建材耗煤量将下滑至2.76亿吨，同比下降3.7%。

事实上，在水电发电不足情况下，夏季常是火电的发电高峰，也是用煤高峰，一般动力煤价格会在一季度末的供暖季结束之后下跌并在夏季反弹，但站在2023年8月初看，2023年动力煤的宽松程度远好于2022年同期。

动力煤中长期合同价格自2023年1月以来连续环比下降：根据全国煤炭交易中心平台公布的数据，2023年6月动力煤长协价格继续下跌，其中下水煤Q5500达709元/吨，环比降低10元/吨；下水煤Q5000达645元/吨，环比降9元/吨。

公开信息显示，秦皇岛港Q5500动力煤价格从2023年年初的1175元/吨大幅下行至6月中下旬的795元/吨，跌幅最多达32%。若从2022年11月的高点算起，煤炭价格更是近乎腰斩。

截至8月4日，秦皇岛Q5500动力煤价格为845元/吨，较此前一周的855元/吨下跌10元/吨。即便考虑7、8月份的反弹，动力煤价格反弹高度也非常有限，在度过了夏季高峰后，动力煤价格还有下跌空间。

此外，动力煤的高库存也不支持动力煤价格的上涨。高温天气令电厂日耗持续保持高位，“我的钢铁网”数据显示，截至2023年8月4日，55个港口样本动力煤库存环比减少4%或272.3万吨至6574.2万吨，为连续第九周下降，但仍高于历史同期水平。其中，环渤海区域港口库存环降3.88%至2596.3万吨，华东及江内区域港口库存为1141万吨，降幅均超7%。

电价调整短期无需过分担心

自2023年4月底一季报公布后，电力板块股价因发电量上升及动力煤价格下降曾短暂上涨，但此后2023年5月国家发改委发布《关于第三尽管周期省级电网输配电及有关事项的通知》，核定了未来三年省级电网执行的输配电价格，出于对电价下调的预期，火电板块公司多出现股价调整，该规定从6月1日开始执行。工商业用户电价由上网电价（代理购电价格）、输配电价、系统运行费用、上网环节线损费、政府性基金及附加组成。

国盛证券指出，相关规定的出台坚定市场对火电价值重估信心，直接利好火电及火电灵活性改造，以及需求侧相关行业。

在第二监管周期（2020年至2022年），由于动力煤价格的大幅上涨，2021年10月，国务院常务会议决定，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易价上下浮动不超过10%、15%调整为原则上均不超过20%，高耗能行业可不受上浮20%的限制，由此打开了电价上涨的空间。

从6月1日起环比代理购电价格来看，似乎并没有对上网电价产生冲击。6月份，6个省价格上涨，2个省价格不变，24个省价格下跌；7月份，22个省价格上涨，1个省价格不变，9个省价格下跌；8月份，15个省价格上涨，4个省价格不变，13个省价格下跌。

天风证券认为，电价有望保持高比例上浮，2023年三季度火电利用小时均高于1100小时，电量水平较高。成本端，中国煤炭库存处于高位水平，且下游需求较弱，内贸煤价格有望持续下跌；同时进口煤快速增长，对内贸煤形成一定替代作用，尤其对于沿海形成较强补充。

综合来看，三季度火电盈利有望进一步改善。