火电股迎双重利好

袁京力

近期，火电企业利好频传，2022年12月底发布的各地交易结果出炉，电价在基本保持不低于2022年水准基础上，较基准价出现了较大幅度的上浮。

另一方面，成本端也出现了利好。10月初，国家发改委发布相关文件，对2023年煤炭长协价给予了指导，2023年长协合同下水煤（5500大卡）合同基准价为675元/吨，较2022年下降25元。

受此利好刺激，2022年年底火电股表现活跃，在市场上涨乏力之时，火电板块整体表现不俗，火电龙头华能国际更是在短短7个交易日内从底部上涨超过20%。

自2021年以来，煤炭价格的大涨挤压了火电企业的利润空间，即便是2021年国务院对电价进行调整，依然有一部分火电企业在前三季度出现了亏损。在上述双重利好共同作用下，火电企业在2023年有望迎来业绩释放。

电价修复得以继续

2020年年初，煤炭价格一度受全球疫情影响跌至阶段性低谷，但受全球大放水及中国经济强劲复苏刺激，自2020年第三季度开始，动力煤价格开始上涨，并在2021年下半年达到高点，此后受2022年2月俄乌冲突的影响，全球动力煤维持在相对高位，火电企业也陷入了亏损的边缘。

在煤炭价格上涨的同时，电价也打开了上涨空间。2021年10月，国家发改委下发了燃煤发电上网电价市场化改革的通知，电价浮动范围由此前的上浮不超过10%、下浮不超过15%改为上下浮动原则上不超过20%，高耗能企业不受限制。

这是此前制定的電力价格市场化形成机制的深化，由此，火电企业的上网电价得以打开，煤价上涨的成本能够得到部分传递。

中电联的一份报告指出，2021年以来煤炭企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大型发电集团到场标准价涨幅也远超过火电企业售电价涨幅，导致大型火电企业仍有超过一半以上处于亏损状态，比较有代表性的就是火力发电量排名第一的华能国际，该公司前三季度扣非净利润亏损50.6亿元。

据Choice数据，A股申万火力发电企业共有27家上市公司，其中8家处于亏损状态，其余多数火电企业处于微盈利状态，火电企业依然没有充分受益于电价的调整，业绩分化较大，一部分原因是火电企业执行长协价的力度不同，另一方面是电价的上涨尚难以覆盖煤炭成本的上升。

自2021年一季度开始，动力煤现货价格大幅上涨，并在三季度突破2000元/吨。

据信达证券测算，以“1439”号文发布后全国平均煤电电价按最大上浮空间20%计算（即0.4397元/KWh），能够实现盈亏平衡点的平均煤炭价格为875元/吨左右（秦皇岛5500K），远不足以覆盖动力煤现货价格。

近期，以广东为代表的年度成交均价上升让火电行业的整体盈利成为可能。

2022年12月底，用电大省广东发布电力交易结果，2023年年度双边协商交易电量为2426.5亿千瓦时，成交均价为553.88元/兆瓦时，较规定的基准价463元/兆瓦时上涨19.6%，接近554元/兆瓦时的成交价上限，这一成交均价较2022年的497.04元/兆瓦时上涨11.43%。

同时，另一用电大省江苏也发布了电力交易结果：年度成交量为3389.89亿千瓦时，加权均价为466.64元/兆瓦时，较391元/兆瓦时的基准价上浮19.35%，与2022年基本持平。

在之前制定2023年交易规则时，广东和江苏对于“交易价格随燃料成本变化合理浮动”的指导也更加清晰。

不仅如此，国家发改委、能源局还印发相关通知，其中重点指出要坚持电力中长期合同高比例签约，市场化电力用户2023年年度中长期合同签约量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年用电量的90%。

从整体交易情况看，2022年1-10月，全国各地累计组织完成市场交易电量4.31万亿千瓦时，占全社会用电量的60.1%，相比于2021年的全年市场化交易量提高近15个百分点。

信达证券认为，伴随着电力市场化改革的不断推进、市场化电量占比不断提高、各地现货市场建设和辅助服务市场建设的进一步开展，火电企业有望从电价上浮、辅助类收益和容量补偿三个电价组成部分获益。

供给有望改善，煤价中枢或下移

煤炭成本一直是火电企业盈利的最重要变量。从2021年各家上市公司年报看，大型火电企业如华能国际、国电电力和大唐发电的燃料成本占总成本的比例分别为73.54%、68.37%和69.74%，较2020年出现了近10个点的上涨；中小型火电企业的代表建投能源、赣能股份，燃料成本占总成本的比重分别为73.36%和80.1%。

自2020年新冠爆发后，煤炭价格大涨，虽然有供给需求方面的因素，但不可否认，一些意外事件也扮演了催化剂的角色：自2020年新冠爆发后全球央行大放水、2021年大宗商品价格暴涨、2022年2月俄乌冲突爆发、2022年中国水利发电不及预期及夏季持续高温等。然而，上述极端事件还会持续上演吗？

面对动力煤价格的暴涨，国家发改委于2022年2月出台相关通知，规定秦皇岛下水煤的中长期交易价格范围为每吨570-777元（含税）。

由此，2022年电煤由长协“既保量又保价”实质上进入了行政化保供状态。

2022年7月，国家发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%”，电煤长协覆盖率和履约率不断上行，煤电企业经营情况边际向好。

2022年10月，国家发改委出台通知，确定2023年电煤中长期合同下水煤（5500大卡）合同基准价为675元/吨，较2022年的基准线下降25元，下调电煤基准价有助于燃煤发电企业降低燃料成本。

即便如此，2022年，受水电发电不给力、国际动力煤价格维持高位及夏季持续高温等突发因素影响，国内动力煤价格依然在高位运行，现货价格也比长协价高出不少。

2022年12月22日，秦皇岛5500大卡动力煤价为1326元/吨，较此前一周的1371元/吨下降了45元/吨，周降幅较大，较2022年10月27日的1586元/吨已经下降超过16%，現货价格在用煤高峰期出现如此大的跌幅还是比较惊人的。

中短期看，动力煤的库存也比2021年改善不少。

截至2022年12月1日，由于强力保供政策的实施，2023年以来沿海8省电厂平均可用天数16.4天，整体高于2021年的13.12天，略低于2019年的16.91天和2020年的18.96天。

而煤炭的国内供给在2023年也有望得到改善。截至2021年年底，中国在建的千万吨级煤矿有24处左右，设计产能为3亿吨。

据2022年4月召开的国常会，未来，中国将通过合作优化煤炭企业生产、项目建设等核准审批制度，落实地方稳产保供责任，充分落实现金产能，通过核增产能、扩产新投产等方式，2022年新增煤炭产能3亿吨。

东莞证券认为，2022年新增3亿吨产能占中国2021年煤炭产量的7%，其中部分新增产能将于2023年满产达产，未来煤炭有望供应增加。

从2023年来看，煤炭进口有望得到改善。

2021年，中国生产原煤40.7亿吨，进口煤炭3.2亿吨；2022年，受俄乌冲突影响，欧洲停止从俄罗斯进口煤炭，转而求助印尼、澳大利亚等国，由此推高了国际动力煤价格，中国煤炭进口大幅减少；2022年1-11月，中国进口煤炭为2.6亿吨，同比下降10.1%，较2021年同期出现较大幅度下降。

从海外来看，煤炭价格也有走低的可能，欧洲对煤炭的需求或许没有预期强烈；此前，由于欧洲通过了削减天然气消费的方案，由此引发对替代能源煤炭需求的预期，但至2022年年底，受暖冬及通胀高企导致的需求减弱影响，欧洲天然气价格已经下跌至77欧元/兆瓦时，这已经是俄乌冲突前的价格水平。

此外，中国与澳大利亚关系改善也有利于改善中国的煤炭进口。澳大利亚曾是中国最大的煤炭进口国，中国最高曾在2018年从澳大利亚进口煤炭8040万吨，此后来自澳大利亚的煤炭进口一路下降至2020年的4700万吨，2021年更是下跌至1171万吨，随着中澳关系升温，如果澳煤进口增加，将有利于改善以广东为代表的东南沿海省份火电企业的成本。