火电：成本下行 业绩修复

　　2023年，煤价的下行、水电发电量的下滑是火电业绩修复的主要原因，这种情况延续到了2024年一季度。尽管新能源近年来增长较快，但火电在中国电力供给结构中依然发挥着重要的兜底作用，而容量电价政策的出台，有望进一步减小煤电的业绩波动、提高盈利下限，保障火电长期盈利。

　　最新财报显示，2023年火电业绩明显得到恢复。2023年，粤电力A实现营业收入597.08亿元，同比增长13.38%，归母净利润9.75亿元，同比扭亏，扣非净利润10.94亿元，同比扭亏;2024年一季度，粤电力A预计实现净利润1.1亿元-1.4亿元，同比增长24.39%-58.32%，实现扣非净利润8000万元-1.1亿元，同比增长7.32%-47.57%。华润电力火电业务核心利润贡献36.11亿港元，相较于2022年亏损25.82亿港元扭亏。

　　2023年，煤价的下行、水电发电量的下滑是火电业绩修复的主要原因。尽管新能源近年来增长较快，但火电在中国电力供给结构中依然发挥着重要的兜底作用，而容量电价政策的出台，有望进一步减小煤电的业绩波动、提高盈利下限，保障火电长期盈利，而2024年一季度还降延续，多家电力上市企业已经预告一季度业绩大幅好转。

　　成本下行，需求高增

　　成本下行是火电行业业绩修复的主要因素之一。截至2024年4月12日，秦皇岛Q5500动力煤价格为722元/吨，较年初下降3.73%;相比2021年均价753.79元/吨、2022年均价791.12元/吨(最高价达到1202元/吨)，2023年的年平均价格为762.88元/吨已有所降低。

　　截至2023年底，华润电力火电售电1512亿千瓦时，同比增长2.3%，火电满负荷平均利用小时数4688小时，同比持平;成本端，火电平均供电煤耗为297.17克/千瓦时，同比持平，平均燃料成本下降12.6%至296.3元/兆瓦时，燃料成本的下降带动火电贡献36.11亿港币盈利。中国电力火电单位燃料成本同比下降12.5%至285.5元/兆瓦时。华能国际煤电实现上网电量3758.04亿度，同比增长3.27%;2023年全年公司共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价同比降115.78元/吨。

　　不过目前，动力煤价格依然处于历史相对高位，据Choice，秦皇岛Q5500动力煤2020年平均价格为557.62元/吨，2019年为573.13元/吨，2018年为589.59元/吨，相比之下2023年均价762.88元/吨仍然处于较高水平。

　　据国盛证券，2024年一季度环渤海港5500k动力煤均价907元/吨，环比2023年四季度均价965元/吨下降58元/吨，同比2023年一季度均价1097元/吨下降190元/吨。进入二季度煤炭淡季，下游需求疲软，供需格局依然偏松，煤价仍有下跌空间。此外，北方电厂受益于供暖季供热收入，业绩改善空间有望进一步提升。民生证券表示，预计煤价仍维持低位运行，2023年中国动力煤供需由紧平衡向宽松转变。

　　东方证券表示，火电发电量增速低于煤炭总供给的增速，煤炭供给相对过剩，主要体现在产业链各环节库存上。截至3月29日，Mysteel调研全国55个港口样本，动力煤库存为5838.8万吨，周环比增136.8万吨。

　　2023年火电业绩还受益于水电发电量的下降。根据华创证券，2023年上半年整体来水偏枯，1-6月水电利用小时数均为近五年最低水平，较近五年平均水平下滑约21.5%，例如，长江上游乌东德水库同比偏枯22.89%，三峡水库来水同比偏枯30.27%，澜沧江流域上半年来水同比偏枯约2.5成。步入汛期后，长江流域来水同比有所好转，而雅砻江等地来水依旧偏枯。总体来看，8月份后来水情况有所改善，8-10月水电利用小时数分别约为406小时、383小时、337小时，接近过去五年平均水平;11月后水电利用小时下滑，处于较低水平。

　　2023年汛期水电发电量虽较2022年有所修复，但仍未修复至历史发电水平，其中，2023年三季度水电发电量合计4071亿千瓦时，较2020-2021年均值减少158.5亿千瓦时;此外，由于上半年各流域来水偏枯，2023年全国水电发电量仅11411亿千瓦时，较2020-2021年全国水电发电量减少2141亿千瓦时、1900亿千瓦时。这意味着若以2020年为基准，2024年水电发电量修复空间或达2141亿千瓦时。

　　未来火电发电量取决于水电来水修复及风光发电的挤压效应。据华创证券，参考中电联预测，2023年全社会用电量预计9.2万亿千瓦时。若2024年用电量增速以5%为中枢(浮动区间为3%-7%)，则用电需求增长中性假设为4600亿千瓦时。水电方面，假设水电出力修复以2023年较2020年预计减产量(2141亿千瓦时)为基数浮动0-120%;2020-2022年，风光发电量复合增速为27.8%、27.6%，绝对增量合计达4599亿千瓦时。根据国家能源局规划，2024年风光新增装机目标仍为200GW左右，参照2022年全国风光发电的年利用小时数，经测算2024年风光新增发电量预计约3259亿千瓦时。核电发电增量为76亿千瓦时。因此，根据上述测算结果，在水电修复60%，用电量增速为5%的中性假设下，2024年火电需求增量预计为-36亿千瓦时，同比2023年略有下降。

　　不过，需要指出的是，火电在中国电力供给结构中依然发挥着重要的兜底作用。

　　截至2023年9月，全国累计发电装机容量达到2791GW，其中火电装机容量1373GW，占比49.2%，2023年1-9月，火电发电量在总发电量中的占比达到70%，仍是中国最主要的电源种类。由于水电、风电、光伏发电量受气候或自然因素影响较大，具有一定的季节性和波动性，火电不受天气和季节影响，持续稳定产生电力的特性使其在中国电力供给结构中始终起到兜底作用。

　　容量电价保障火电长期盈利

　　2023年末，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。近日多地陆续出台地方容量电价通知，执行电价标准落实国家煤电容量电价政策标准。

　　容量电价的出台，有望保障火电长期盈利。

　　对于合规在运行的公用煤电机组，政策明确煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元;通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。根据国盛证券测算，如果依照30%补偿比例，全国各地根据装机规模和发电量的不同，测算到度电补贴在2-3分钱。

　　政策规定，煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。

　　东方证券指出，当前阶段，适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，可充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。此外，近年来国内新能源快速发展，但新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，随着煤电转变经营发展模式，煤电机组越来越多时间“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，因此，建立煤电容量电价机制、通过容量电价回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。

　　国盛证券表示，煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量补偿成本向用户侧疏导，考虑到煤价成本下行，火电电量电价亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期来看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。

　　证券市场周刊 　薛宇/文