火电业绩拐点加速兑现：距历史平均盈利空间仍远

袁京力

刚刚过去的2023年一季度，火电板块交出了不俗业绩，火电板块上市公司实现归母净利润为75.7億元，环比2022年四季度的-154.2亿元转盈（不考虑减值），主要是现货煤炭价格下跌、电价上涨因素所致。

火电也是2023年以来A股中少数实现正收益的板块。截至5月15日，申万火电指数从2022年年底的2428点上涨至2750点，涨幅超过13%，跑赢上证综指约6个点，具有一定的超额收益。

自4月以来，秦皇岛5500千卡混煤的价格继续保持了下跌的态势，虽然是受干旱、进口等因素的影响，但动力煤长期下跌的方向明确，在经历了2021年10月开始的电价上涨后，火电企业不仅有望获益于电价上调，还将更多受益煤炭价格下降，火电板块距离历史平均盈利水平的修复还有空间。

一季度拐点加速：价升本降

火电股2023年一季度实现了开门红，其中改善幅度较大的为行业龙头华能国际，公司2023年一季度净利润增加超过35亿元，同比实现扭亏为盈。实现盈利的企业也在变多，据Choice数据，申万火力发电企业一共28家，其中2022年一季度亏损为11家，2023年一季度亏损为5家，同比改善明显。

此外，28家上市火力发电公司2023年一季度的合计净利润为134.12亿元，较2022年同期的39.71亿元有较大改善。

火电企业的盈利改善主要归功于电价的上调和煤炭价格的下跌。2021年10月，国务院出台了相关通知，允许火电企业上网电价最大上调20%，此后相关部门又制定了动力煤的长协价，2022年煤电业务的减亏更受益于电价的上涨。

用电大省的成交均靠近上限。广东2023年年度集中竞争交易均价为553.96元/兆瓦时，基本接近554元/兆瓦时的成交上限；江苏2023年度市场总成交加权均价为466.64元/兆瓦时，较燃煤基准价上浮19.35%，接近20%的上涨上限。

据天风证券的统计，从各省代理购电价格来看，多数省份2023年1-4月均价显著超过该省燃煤基准价，同比有一定程度的上升，仅辽宁、蒙东等个别地区有所下降。

不过，煤炭成本的下降弹性更大。华能国际2023年一季度完成上网电量1070亿千瓦时，较2022年同期的1077亿千瓦时有所下滑，同期电价上涨约3.33%，因为电价上涨的税前利润约17.9亿元，考虑25%的所得税，实际的税后影响约为13.43亿元，显然公司的净利润增量大部分来自成本下降的贡献。

中国银河证券指出，火电对煤价下行的业绩弹性大，盈利能力较历史水平有较大修复空间，入炉标煤单价下降100元/吨的情境下，华能国际将节省燃料成本超过120亿元，华电国际、大唐发电将节省超过60亿元。从多年平均盈利水平看，2014年至今，四大央企火电度利润约为0.035-0.055元/千瓦时，火电业务毛利率约为10%至15%。2022年火电盈利虽因电价上涨有所改善，火电业务毛利率由-10%至-5%恢复至盈亏平衡，但距离历史平均水平仍有较大修复空间。

火电企业在2007年之前业绩不错，以华能国际、国电电力为首的电力板块也曾是2003年年底至2004年4月“五朵金花”行情的主力，2007年火电企业利润更是达到千亿级别。2008年金融危机后，煤炭价格的持续大幅上涨导致火电企业陷入亏损中，2008年至2011年，五大发电集团火电业务累计亏损921亿元。

此后，受益于煤炭价格自2012年的下跌，火电企业盈利改善，2015年五大发电集团利润达到882亿元，此后由于煤炭供给侧改革，煤价上涨，2016年降至367亿元，2017年火电业务亏损132亿元，2018年行业亏损约140亿元，亏损面超50%；2019年至2020年，由于煤价小幅下跌，利润有所恢复，但2021年开始，煤价飙升极大吞噬了火电企业的利润，当年仅中央企业的煤电业务就亏损了1017亿元。

从大产业周期看，火电行业自2017年后基本处于亏多盈少的局面，这导致其负债高企，利息支出巨大，火电企业背负承重的负担，对其融资能力和新能源投资造成制约。

以上市的华能国际和大唐发电为例，截至2022年，华能国际总资产为5026亿元，总负债为3761亿元，有息负债达到3243亿元，财务费用接近95亿元，资产负债率为74.82%；大唐发电总资产为3051亿元，总负债为2287亿元，有息负债为1821亿元，支付的财务费用约66亿元，资产负债率为74.98%。

煤价处下行通道中

在火电股营业成本中，煤炭等燃料成本和折旧至关重要。近些年来，在煤炭价格高企的冲击下，燃料成本占据了越来越重要的位置，各上市火电股多在55%至75%，是影响火电企业的最关键因素。

当然，比较极端的如建投能源，其2022年燃料成本占营业成本的比例约在77%，较2021年提高3个百分点。

据中国银河证券的统计，2021年火电公司度电成本大幅提高，2022年继续上行。2021年以来，受到煤价大幅上涨的影响，当年15家火电公司“火电+供热”度电成本为0.322元/千瓦时，同比增长52%。2022年煤炭价格继续高位运行，根据部分上市公司年报数据，度电燃料成本仍有10%至20%的涨幅，虽然2022年市场化电价普遍上浮20%，但煤价的高位运行严重抑制了火电企业的盈利改善。

2022年，火电板块上市公司全年亏损12亿元，较2021年的417亿元大幅减亏，若不考虑减值因素，则2022年火电行业归母净利润为103亿元，扭亏为盈。

国海证券认为，全年扭亏主要是因为燃煤上网电价涨跌幅放开至+20%及长协煤价政策的执行。2022年四季度，火电板块的扭盈为亏主要是现货煤价环比反弹。

虽然在煤炭价格上涨时，火电企业可以通过调整电价的方式来对冲，但由于电价的公用事业属性，其调整具有滞后性以及上限，而煤炭价格的决定更具有市场化特点，这导致了火电股的业绩受煤炭价格的影响更大。

2012年至2015年，火电板块具有超额收益，其主要原因就是煤炭价格的下跌。

受电价上涨的影响，2022年火电板块毛利率恢复至4%，同比上涨3.9个百分点；在燃料成本回落背景下，2023年一季度进一步恢复至9%。

从上市公司层面看，华能国际、华电国际和国电电力等火电及火电为主的公司2023年综合电价大多是有所上行，但幅度均在10%以内。

2023年以来，煤炭价格处于下行通道中，秦皇岛5500千卡的混煤由年初最高的1215元/吨下降至4月底的1000元/吨以下，跌幅接近20%。

天风证券认为，年初以来的成本下降有两方面原因：一是煤价下降直接带动现货采购燃料成本下降；另一方面是长协煤和现货煤价差缩小，长协煤履约率有望提升。从各月来看，1月秦皇岛5500千卡混煤平仓价均值同比有所抬升，2月同比略有上涨，3月则同比大幅下降，火电业绩改善主要受益于3月煤价同比大幅下降。考虑到煤炭库存储备，二季度煤炭成本仍有望进一步降低。此外，进口煤价有所回落叠加澳煤放开，有望对沿海地区电厂带来重要补充。

经历了2月、4月两拨急跌之后，市场对长期煤价看空已非常一致，但煤价长期跌势并非一蹴而就，内外煤价联动、火电需求季节性波动、阶段性波动更为频繁。

据国家统计局数据，1-4月，全国生产原煤15.3亿吨，同比增4.8%；进口煤炭1.4亿吨，同比增长88.8%。煤炭的内外供应均呈改善的趋势。

东证期货认为，欧洲、日航等海外高卡煤需求依然极差，但环比回落最快的阶段或已过去。印度在其本国高日耗支撑下，对低卡煤有补库存需求。但考虑到国内煤炭产量增速10%，全年进口煤炭增速受限，海外煤价潜在反弹时点在9-10月份。

国内角度，今夏有望重演2022年的高温、干旱，但绝对强度低于2022年。天气条件叠加季节性高日耗，预计迎峰度夏前期开始反弹。

综合看，6月前后，在国内迎峰度夏补库存支撑下，煤价900-1000元/吨支撑预计有效。

华创证券指出，供给受2022年进口煤扰动，即便本身体量不大，但在供需紧平衡背景下，仍支撑煤炭较高的“价格弹性”。

从需求侧来看，2022年来水不足的扰动因素有望在2023年得到一定程度的改善。