火電：成本下行 業績修復

　　2023年，煤價的下行、水電發電量的下滑是火電業績修復的主要原因，這種情況延續到了2024年一季度。盡管新能源近年來增長較快，但火電在中國電力供給結構中依然發揮著重要的兜底作用，而容量電價政策的出臺，有望進一步減小煤電的業績波動、提高盈利下限，保障火電長期盈利。

　　最新財報顯示，2023年火電業績明顯得到恢復。2023年，粵電力A實現營業收入597.08億元，同比增長13.38%，歸母凈利潤9.75億元，同比扭虧，扣非凈利潤10.94億元，同比扭虧;2024年一季度，粵電力A預計實現凈利潤1.1億元-1.4億元，同比增長24.39%-58.32%，實現扣非凈利潤8000萬元-1.1億元，同比增長7.32%-47.57%。華潤電力火電業務核心利潤貢獻36.11億港元，相較于2022年虧損25.82億港元扭虧。

　　2023年，煤價的下行、水電發電量的下滑是火電業績修復的主要原因。盡管新能源近年來增長較快，但火電在中國電力供給結構中依然發揮著重要的兜底作用，而容量電價政策的出臺，有望進一步減小煤電的業績波動、提高盈利下限，保障火電長期盈利，而2024年一季度還降延續，多家電力上市企業已經預告一季度業績大幅好轉。

　　成本下行，需求高增

　　成本下行是火電行業業績修復的主要因素之一。截至2024年4月12日，秦皇島Q5500動力煤價格為722元/噸，較年初下降3.73%;相比2021年均價753.79元/噸、2022年均價791.12元/噸(最高價達到1202元/噸)，2023年的年平均價格為762.88元/噸已有所降低。

　　截至2023年底，華潤電力火電售電1512億千瓦時，同比增長2.3%，火電滿負荷平均利用小時數4688小時，同比持平;成本端，火電平均供電煤耗為297.17克/千瓦時，同比持平，平均燃料成本下降12.6%至296.3元/兆瓦時，燃料成本的下降帶動火電貢獻36.11億港幣盈利。中國電力火電單位燃料成本同比下降12.5%至285.5元/兆瓦時。華能國際煤電實現上網電量3758.04億度，同比增長3.27%;2023年全年公司共采購煤炭2.12億噸，煤炭采購均價同比降115.78元/噸。

　　不過目前，動力煤價格依然處于歷史相對高位，據Choice，秦皇島Q5500動力煤2020年平均價格為557.62元/噸，2019年為573.13元/噸，2018年為589.59元/噸，相比之下2023年均價762.88元/噸仍然處于較高水平。

　　據國盛證券，2024年一季度環渤海港5500k動力煤均價907元/噸，環比2023年四季度均價965元/噸下降58元/噸，同比2023年一季度均價1097元/噸下降190元/噸。進入二季度煤炭淡季，下游需求疲軟，供需格局依然偏松，煤價仍有下跌空間。此外，北方電廠受益于供暖季供熱收入，業績改善空間有望進一步提升。民生證券表示，預計煤價仍維持低位運行，2023年中國動力煤供需由緊平衡向寬松轉變。

　　東方證券表示，火電發電量增速低于煤炭總供給的增速，煤炭供給相對過剩，主要體現在產業鏈各環節庫存上。截至3月29日，Mysteel調研全國55個港口樣本，動力煤庫存為5838.8萬噸，周環比增136.8萬噸。

　　2023年火電業績還受益于水電發電量的下降。根據華創證券，2023年上半年整體來水偏枯，1-6月水電利用小時數均為近五年最低水平，較近五年平均水平下滑約21.5%，例如，長江上游烏東德水庫同比偏枯22.89%，三峽水庫來水同比偏枯30.27%，瀾滄江流域上半年來水同比偏枯約2.5成。步入汛期后，長江流域來水同比有所好轉，而雅礱江等地來水依舊偏枯。總體來看，8月份后來水情況有所改善，8-10月水電利用小時數分別約為406小時、383小時、337小時，接近過去五年平均水平;11月后水電利用小時下滑，處于較低水平。

　　2023年汛期水電發電量雖較2022年有所修復，但仍未修復至歷史發電水平，其中，2023年三季度水電發電量合計4071億千瓦時，較2020-2021年均值減少158.5億千瓦時;此外，由于上半年各流域來水偏枯，2023年全國水電發電量僅11411億千瓦時，較2020-2021年全國水電發電量減少2141億千瓦時、1900億千瓦時。這意味著若以2020年為基準，2024年水電發電量修復空間或達2141億千瓦時。

　　未來火電發電量取決于水電來水修復及風光發電的擠壓效應。據華創證券，參考中電聯預測，2023年全社會用電量預計9.2萬億千瓦時。若2024年用電量增速以5%為中樞(浮動區間為3%-7%)，則用電需求增長中性假設為4600億千瓦時。水電方面，假設水電出力修復以2023年較2020年預計減產量(2141億千瓦時)為基數浮動0-120%;2020-2022年，風光發電量復合增速為27.8%、27.6%，絕對增量合計達4599億千瓦時。根據國家能源局規劃，2024年風光新增裝機目標仍為200GW左右，參照2022年全國風光發電的年利用小時數，經測算2024年風光新增發電量預計約3259億千瓦時。核電發電增量為76億千瓦時。因此，根據上述測算結果，在水電修復60%，用電量增速為5%的中性假設下，2024年火電需求增量預計為-36億千瓦時，同比2023年略有下降。

　　不過，需要指出的是，火電在中國電力供給結構中依然發揮著重要的兜底作用。

　　截至2023年9月，全國累計發電裝機容量達到2791GW，其中火電裝機容量1373GW，占比49.2%，2023年1-9月，火電發電量在總發電量中的占比達到70%，仍是中國最主要的電源種類。由于水電、風電、光伏發電量受氣候或自然因素影響較大，具有一定的季節性和波動性，火電不受天氣和季節影響，持續穩定產生電力的特性使其在中國電力供給結構中始終起到兜底作用。

　　容量電價保障火電長期盈利

　　2023年末，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。近日多地陸續出臺地方容量電價通知，執行電價標準落實國家煤電容量電價政策標準。

　　容量電價的出臺，有望保障火電長期盈利。

　　對于合規在運行的公用煤電機組，政策明確煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元;通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024-2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。根據國盛證券測算，如果依照30%補償比例，全國各地根據裝機規模和發電量的不同，測算到度電補貼在2-3分錢。

　　政策規定，煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤，由電網企業按月發布、滾動清算。對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區外送煤電機組，送受雙方應當簽訂年度及以上中長期合同，明確煤電容量電費分攤比例和履約責任等內容。

　　東方證券指出，當前階段，適應煤電功能加快轉型需要，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況;容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，可充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。此外，近年來國內新能源快速發展，但新能源發電具有間歇性和波動性，客觀上需要更多的調節性資源，隨著煤電轉變經營發展模式，煤電機組越來越多時間“備而不用”，通過單一電量電價難以完全回收成本，因此，建立煤電容量電價機制、通過容量電價回收部分或全部固定成本，從而穩定煤電行業預期，是保障電力系統安全運行，為承載更大規模的新能源提供有力支撐，更好促進能源綠色低碳轉型的必然要求。

　　國盛證券表示，煤電機組通過容量電價回收固定成本，容量補償成本向用戶側疏導，考慮到煤價成本下行，火電電量電價亦有下降風險，容量電價適時出臺有望及時保障火電機組盈利，短期來看綜合電價水平有望企穩，既滿足發電側盈利需求，同時亦不對用戶側造成過大壓力和阻力。

　　證券市場周刊 　薛宇/文