火電全線飄紅分析：用電復蘇+煤價下行

文 | 吳太平

作者系國電漢川發電有限公司副總經理

火電企業要最大限度地規避經濟波動對盈利帶來的影響。

盡管疫情影響發、用電量增長，但在電價穩定、煤價下行、用電需求復蘇等因素推動下，上半年國內火電行業全線飄紅，主要火電企業業績大幅增加。其中，華能、大唐、華電等電力央企，建投能源、浙能電力等地方發電企業凈利潤均有高比例增長。

對于火電企業而言，燃料成本、上網電價、發電小時數是影響企業經營的三個主要因素。度電煤耗、煤炭價格決定企業度電成本水平，火電利潤波動曲線與煤價變化軌跡具有高契合度；在電力市場化改革的進程中，交易電量規模和占比不斷增加，上網電價、發電利用小時數的波動也隨之出現。

基于此，火電企業的經營需要在成本管控、發電量提高、電價保障三個方面出發，以最大限度規避經濟波動帶來的影響。

火電毛利改善，凈利增厚

受疫情影響，上半年國內電力需求減弱，發電量同步下滑。根據中電聯統計，上半年全國全社會用電量為 33547 億千瓦時， 同比下降1.3%；累計發電量 33645 億千瓦時，同比下降 1.4%；全國規模以上電廠火電發電量24343億千瓦時，同比下降1.6%。

從主要火電企業經營情況看，華能國際上半年完成發電量1796.50億千瓦時，同比下降8.1%；實現營收791.22 億元，同比減少5.21%。華電國際上半年完成發電量為929.76億千瓦時，同比降低約8.7%；實現營收415.31億元，同比減少5.91%。大唐發電上半年發電量約1216億千瓦時，同比下降約1.79%；營業收入444.78億元，同比下滑1.25%

2020年上半年華能國際等主要火電企業凈利潤大增

河北火電龍頭建投能源上半年發電量175.52億千瓦時，同比下降11.91%；完成上網電量163.44億千瓦時，同比減少12%；營業收入66.13億元，同比減少5.06%。浙江火電企業浙能電力上半年發電量和上網電量同比分別下降15.10%和15.29%；營業收入223.18億元，同比下降13.82%。

盡管發電量和營業收入下滑，但在煤價下行的利好疊加下，主要火電企業凈利潤同比改善明顯。

其中，華能國際上半年凈利潤57.33 億元，同比高增50%；華電國際上半年凈利潤23.86億元，同比增加43.49%；大唐發電上半年凈利潤17.78億元，同比增長106.67%；建投能源凈利5.05億元，同比增長29%；浙能電力凈利30.23億元，同比增長20.6%。

從火電上市公司經營情況看，上半年火電板塊毛利率同比提高2.6%，毛利率提升至19%。具體而言，2020年上半年華能國際毛利率為19.7%，同比提升3.3%；華電國際二季度毛利率17.06%，毛利率連續六個季度上升，2020年二季度毛利率為2017年以來單季度最高值。

用電需求復蘇，上網電價維穩

2 02 0年初以來，宏觀經濟經歷疫情沖擊，伴隨復工復產和逆周期調節政策實施，國內經濟得以修復。8 月中國制造業采購經理人指數為 51%，較上月小幅回落 0.1個百分點，非制造業商務活動指數為55.2%，較上月提升1個百分點，連續 6個月位于榮枯線以上，經濟復蘇勢頭延續。

與此同時，在經濟恢復增長的背景下，全社會用電量從負增長的泥淖中走出，從今年4月開始，連續單月正增長。7月份全國全社會用電量6824億千瓦時，同比增長2.3%；8月單月用電量增速較7月有望顯著回升。

中電聯預計，下半年電力消費增速將比上半年明顯回升，預計下半年全社會用電量同比增長6%左右，全年全社會用電量同比增長2%-3%。基于此，發電企業業績增長存在支撐。

除鋼鐵、建材、有色、化工等高耗能對發電量的拉動外，5G 基站、大數據中心、新能源汽車充電樁等新型基礎設施對發電量的拉動效應正在顯現。今年7月，信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電量同比增長22.9%。新基建的興起代表未來產業新方向，也是社會用電量增長的新動力，更為發電小時數的穩定增長提供動能。

從影響火電業績的另一個因素——上網電價變化看，上半年火電上網電價基本維穩，并未出現大幅波動，成為支撐火電業績增長的穩定器。

從企業的經營數據看，華能國際二季含稅上網電價411.62元/兆瓦時，同比-1.25%；不含稅上網電價364.3元/兆瓦時，同比-1.25%。電力市場交易規模提高是上網電價小幅波動的推動因素，2020年上半年華能國際市場化交易電量840.6億千瓦時，交易電量比例為49.89%，比去年同期提高2.84個百分點。

華電國際上半年平均上網電價4 0 9.4 8元/兆瓦時，同比下降0.54%；市場化交易電量約為438.6億千瓦時，同比增加1.7%。與眾不同的是，河北區域內火電企業建投能源上半年平均上網電價322.96元/兆瓦時，同比增長1.69%。

自2016年國內開展電力市場化交易以來，電力交易規模逐步擴張，電力交易占比不斷攀升。2019年電力市場化交易電量預計為2.3萬億千瓦時，同比提高約6%。今年上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量12024億千瓦時，同比增長5.9%。

當前，煤電上網電量50%以上通過市場交易進行。2019年9月，國務院常務會議宣布取消煤電價格聯動機制，開始執行“基準+浮動”電價機制。國家從制度層面不斷深化電力市場改革，同時在新能源平價上網的格局下，發電企業之間的市場份額、電價之間的競爭將愈加激烈。隨著電力現貨交易、期貨等衍生品交易的增加，發電企業面臨電價下行的壓力依然存在。

從火電企業未來的定位看，火電的功能和角色需要不斷調整，以適應市場格局的變化。火電不僅是基荷電源，調峰電源的屬性也將越來越強。

社會用電量逐月回升，火電業績得以支撐

煤炭價格下行，為火電騰出盈利空間

從火電企業的成本構成看，燃料成本占度電成本70%，煤炭價格波動影響火電企業盈利。從五大電力的業績表現看，利潤高低與煤炭價格走勢負相關。2012-2015年，國內煤炭價格進入下行周期，從860元/噸高位下降至350元/噸，火電業績逐年改善；2016年開始，國內啟動供給側改革，煤炭價格從350元/噸上行至740元/噸，發電企業進入第二個困難時期。

2019年以來國內煤炭價格相對穩定，2020年內煤炭價格小幅波動。截至8月28日， 秦皇島港動力煤（5500K）平倉價為545元/噸，較去年同期575元/噸下降30元/噸，同比下降5.2%。

煤炭價格下行是火電企業盈利改善的主要驅動因素。從2020年上半年發電企業燃料成本變化情況看，華能國際上半年境內火電廠售電單位燃料成本為 206.51 元/兆瓦時，同比下降7.73%。受益于燃料價格下跌，公司營業成本較去年同期下降 8.87%，其境內燃料成本同比減少58.13 億元，二季度毛利率回升至20.47%。

華電國際上半年燃料成本約185.02億元，同比減少16.24%，主要原因是發電量同比減少及煤炭價格同比下降的影響。

建投能源控股發電區域平均標煤單價551.58元/噸，同比降低61.73元/噸，營業成本大幅下滑。上半年實現營業成本48.92億元，同比下滑11.41%，毛利率提高3.48%。在電煤市場相對寬松的背景下，上半年建投能源持續優化調整結構，積極增加長協煤和直供煤來煤量，緊跟市場價格走勢，靈活制訂市場煤采購策略，加強配煤摻燒管理，全流程降低燃料成本。

從全年煤炭價格變化情況看，一方面經濟進入復蘇階段，煤炭產能供給充足；另一方面受疫情影響，歐洲等主要經濟體需求停滯，海外煤價大跌，國外進口煤炭壓制國內煤炭價格上漲。8月底CCI進口5500動力煤價格（含稅）為371元/噸，國內CCI5500（含稅）價格為555元/噸，進口煤和國內煤炭價格差價近200元/噸。基于此，預計下半年煤炭價格仍將在中低位運行，可以支撐火電行業利潤維持較高水平增長。

但是，同時應該注意。煤炭周期波動的屬性仍未改變，在經濟復蘇高確定性的背景下，在“新老基建”投資拉動下，煤炭、鋼鐵、水泥、鋼鐵需求量將同步回升，發電和燃煤之間的價格博弈也將始終存在。此外，產煤地區的安全檢查、環保檢查可能成為短期影響煤炭產能釋放，造成煤炭價格波動的影響因素。