2023年，煤價(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績(jì)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(lái)增長(cháng)較快，但火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用，而容量電價(jià)政策的出臺，有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績(jì)波動(dòng)、提高盈利下限，保障火電長(cháng)期盈利。

　　最新財報顯示，2023年火電業(yè)績(jì)明顯得到恢復。2023年，粵電力A實(shí)現營(yíng)業(yè)收入597.08億元，同比增長(cháng)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(shí)現凈利潤1.1億元-1.4億元，同比增長(cháng)24.39%-58.32%，實(shí)現扣非凈利潤8000萬(wàn)元-1.1億元，同比增長(cháng)7.32%-47.57%。華潤電力火電業(yè)務(wù)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(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績(jì)修復的主要原因。盡管新能源近年來(lái)增長(cháng)較快，但火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用，而容量電價(jià)政策的出臺，有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績(jì)波動(dòng)、提高盈利下限，保障火電長(cháng)期盈利，而2024年一季度還降延續，多家電力上市企業(yè)已經(jīng)預告一季度業(yè)績(jì)大幅好轉。

　　成本下行，需求高增

　　成本下行是火電行業(yè)業(yè)績(jì)修復的主要因素之一。截至2024年4月12日，秦皇島Q5500動(dòng)力煤價(jià)格為722元/噸，較年初下降3.73%;相比2021年均價(jià)753.79元/噸、2022年均價(jià)791.12元/噸(最高價(jià)達到1202元/噸)，2023年的年平均價(jià)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(shí)，同比增長(cháng)2.3%，火電滿(mǎn)負荷平均利用小時(shí)數4688小時(shí)，同比持平;成本端，火電平均供電煤耗為297.17克/千瓦時(shí)，同比持平，平均燃料成本下降12.6%至296.3元/兆瓦時(shí)，燃料成本的下降帶動(dòng)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(shí)。華能?chē)H煤電實(shí)現上網(wǎng)電量3758.04億度，同比增長(cháng)3.27%;2023年全年公司共采購煤炭2.12億噸，煤炭采購均價(jià)同比降115.78元/噸。

　　不過(guò)目前，動(dòng)力煤價(jià)格依然處于歷史相對高位，據Choice，秦皇島Q5500動(dòng)力煤2020年平均價(jià)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(jià)762.88元/噸仍然處于較高水平。

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

　　東方證券表示，火電發(fā)電量增速低于煤炭總供給的增速，煤炭供給相對過(guò)剩，主要體現在產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節庫存上。截至3月29日，Mysteel調研全國55個(gè)港口樣本，動(dòng)力煤庫存為5838.8萬(wàn)噸，周環(huán)比增136.8萬(wàn)噸。

　　2023年火電業(yè)績(jì)還受益于水電發(fā)電量的下降。根據華創(chuàng )證券，2023年上半年整體來(lái)水偏枯，1-6月水電利用小時(shí)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(cháng)江上游烏東德水庫同比偏枯22.89%，三峽水庫來(lái)水同比偏枯30.27%，瀾滄江流域上半年來(lái)水同比偏枯約2.5成。步入汛期后，長(cháng)江流域來(lái)水同比有所好轉，而雅礱江等地來(lái)水依舊偏枯?？傮w來(lái)看，8月份后來(lái)水情況有所改善，8-10月水電利用小時(shí)數分別約為406小時(shí)、383小時(shí)、337小時(shí)，接近過(guò)去五年平均水平;11月后水電利用小時(shí)下滑，處于較低水平。

　　2023年汛期水電發(fā)電量雖較2022年有所修復，但仍未修復至歷史發(fā)電水平，其中，2023年三季度水電發(fā)電量合計4071億千瓦時(shí)，較2020-2021年均值減少158.5億千瓦時(shí);此外，由于上半年各流域來(lái)水偏枯，2023年全國水電發(fā)電量?jì)H11411億千瓦時(shí)，較2020-2021年全國水電發(fā)電量減少2141億千瓦時(shí)、1900億千瓦時(shí)。這意味著(zhù)若以2020年為基準，2024年水電發(fā)電量修復空間或達2141億千瓦時(shí)。

　　未來(lái)火電發(fā)電量取決于水電來(lái)水修復及風(fēng)光發(fā)電的擠壓效應。據華創(chuàng )證券，參考中電聯(lián)預測，2023年全社會(huì )用電量預計9.2萬(wàn)億千瓦時(shí)。若2024年用電量增速以5%為中樞(浮動(dòng)區間為3%-7%)，則用電需求增長(cháng)中性假設為4600億千瓦時(shí)。水電方面，假設水電出力修復以2023年較2020年預計減產(chǎn)量(2141億千瓦時(shí))為基數浮動(dòng)0-120%;2020-2022年，風(fēng)光發(fā)電量復合增速為27.8%、27.6%，絕對增量合計達4599億千瓦時(shí)。根據國家能源局規劃，2024年風(fēng)光新增裝機目標仍為200GW左右，參照2022年全國風(fēng)光發(fā)電的年利用小時(shí)數，經(jīng)測算2024年風(fēng)光新增發(fā)電量預計約3259億千瓦時(shí)。核電發(fā)電增量為76億千瓦時(shí)。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(shí)，同比2023年略有下降。

　　不過(guò)，需要指出的是，火電在中國電力供給結構中依然發(fā)揮著(zhù)重要的兜底作用。

　　截至2023年9月，全國累計發(fā)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(fā)電量在總發(fā)電量中的占比達到70%，仍是中國最主要的電源種類(lèi)。由于水電、風(fēng)電、光伏發(fā)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(dòng)性，火電不受天氣和季節影響，持續穩定產(chǎn)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(jià)保障火電長(cháng)期盈利

　　2023年末，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價(jià)機制。近日多地陸續出臺地方容量電價(jià)通知，執行電價(jià)標準落實(shí)國家煤電容量電價(jià)政策標準。

　　容量電價(jià)的出臺，有望保障火電長(cháng)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(jià)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(jià)的煤電機組固定成本實(shí)行全國統一標準，為每年每千瓦330元;通過(guò)容量電價(jià)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(guò)容量電價(jià)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(fā)電量的不同，測算到度電補貼在2-3分錢(qián)。

　　政策規定，煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業(yè)用戶(hù)按當月用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動(dòng)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(cháng)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(jià)調整為兩部制電價(jià)，其中電量電價(jià)通過(guò)市場(chǎng)化方式形成，靈敏反映電力市場(chǎng)供需、燃料成本變化等情況;容量電價(jià)水平根據轉型進(jìn)度等實(shí)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(jià)值，確保煤電行業(yè)持續健康運行。此外，近年來(lái)國內新能源快速發(fā)展，但新能源發(fā)電具有間歇性和波動(dòng)性，客觀(guān)上需要更多的調節性資源，隨著(zhù)煤電轉變經(jīng)營(yíng)發(fā)展模式，煤電機組越來(lái)越多時(shí)間“備而不用”，通過(guò)單一電量電價(jià)難以完全回收成本，因此，建立煤電容量電價(jià)機制、通過(guò)容量電價(jià)回收部分或全部固定成本，從而穩定煤電行業(yè)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(jìn)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(guò)容量電價(jià)回收固定成本，容量補償成本向用戶(hù)側疏導，考慮到煤價(jià)成本下行，火電電量電價(jià)亦有下降風(fēng)險，容量電價(jià)適時(shí)出臺有望及時(shí)保障火電機組盈利，短期來(lái)看綜合電價(jià)水平有望企穩，既滿(mǎn)足發(fā)電側盈利需求，同時(shí)亦不對用戶(hù)側造成過(guò)大壓力和阻力。

　　證券市場(chǎng)周刊 　薛宇/文