量價齊升 火電股季度拐點高度如何？

袁京力

火電板塊是三季度盈利難得超預期的板塊之一。

10月13日，建投能源發布業績預告，公司前三季度歸屬凈利潤約為2.85億元，較上年同期的巨虧7.4億元大幅扭虧為盈，主要原因是結算電價提高影響火電主業利潤同比增加，隨后公司股價連續兩天漲停。

次日，皖能電力、贛能股份同樣發布了大幅扭虧為盈的公告，其中有一個共同重要的原因是電價上漲。此外，內蒙華電也發布業績快報，公司前三季度實現凈利潤為15.58億元，同比上漲537.22%，其原因是電價上漲及發電量上升。

自三季度以來，受電價上漲效應及水電發電量不足的替代效應，火電發電量扭轉了此前的負增長局面，火電股也因此盈利大幅增長，相關股票出現大漲甚至連續漲停的現象，火電股的基本面徹底反轉了嗎？其拐點到底有多高？事實上，火電公司的盈利受電價、煤價和發電量三大重要因素制約，在煤炭價格高位可控的情況下，火電股的盈利或許可以持續，但很難再現2012年開始的持續三年景氣周期。

從三季報預告看，火電股業績提升更多是受益于電價的上漲，而電價的上漲來源于政策的放開。2021年10月8日，國務院常務會議做出決議，推動燃煤發電量全部進入市場，將市場交易電價上下浮動由分別不超過10%、15%調整為原則上均不超過20%，加強分類調控，對高耗能行業由市場化交易形成價格，不受上浮20%限制。

內蒙古是較早執行這一政策的地區，火電股受益匪淺。據內蒙華電業績快報，公司前三季度售電單價為0.37元/度，同比上漲0.08元/度，同比上漲近30%;上半年該公司的電價甚至比2021年同期漲幅高33%。

電力供給緊張有利于電價維持高位。以國投電力為例，2022年上半年其火電平均上網電價為0.47元/千瓦時，相較2021年同期增長26.82%。華能國際同期電力上網結算價約為0.51元/度，同比上漲超20%，其中火電價格上漲是關鍵。

另外，發電量增加也是火電企業盈利改善的另一個重要原因。盡管國家統計局尚未公布前三季度的發電量，但第三季度前兩個月的發電量已經開始正增長。據國家統計局數據，7-8月，中國規模以上工業企業發電量分別為5559.6億千瓦時、5989.3億千瓦時，分別上漲5.3%和14.8%。

這個數據較此前的半年報數據有較大的好轉。1-5月，中國火力發電量為22711.7億千瓦時，累計下降3.5%;1-6月，中國規模以上火力發電量約為27276.9億千瓦時，同比降低3.9%。

當然，部分火電上市公司披露的相關數據看，第三季度的發電量同比保持了正增長的態勢。華能國際是火電龍頭，其2021年的火電發電量約占全國的7.4%。據公告，華能國際第三季度煤機發電量為1081.42億千瓦時，同比增長5.03%;2022年上半年，華能國際的火電上網電量為1673.38億千瓦時，同比下降8.94%;公司第三季度扭轉了上半年火電上網量負增長的態勢。

中國神華數據顯示，上半年公司總發電量為847.9億千瓦時，同比增加10.1%;前三季度總發電量為1423.7億千瓦時，同比增加15.7%，三季度呈加速增長。

2022年上半年，水電和光伏發電發電量同比增長20%以上，再加上風電同比增加超10%，這直接擠壓了火電發電量，導致火電上半年業績不及預期。不過，三季度，受長江流域干旱影響，水力發電量嚴重低于預期，水電龍頭長江電力第三季度發電量為534億千瓦時，同比下降34%;再加上需求端因為天氣偏熱，居民用電大增，從而導致火電在三季度實現正增長。從四季度初來看，這種來水偏少的情況或將持續，再加上四季度是傳統枯水季，水電的利用小時數較低，再加上今夏為全力發電保供，主力水庫水位較低或加劇出力的減少。

天風證券認為，近三年各月用電量均出現了年底的冬季用電量高于夏季7-8月用電量的情況，因此2022年年底電力需求量或將進一步增加。

結合當前電源、電網工程、投產進度，天風證券預計，2022年安徽、湖南、江西、重慶、貴州5個地區負荷高峰時段電力供需緊張;2023年、2024年電力供應緊張地區增加至6個和7個。因此，在電力保供壓力仍然嚴峻的背景下，火電由于出力穩定性較強，在中長期仍是電力供應中不可或缺的主力電源。

在電價三項成本費用（原材料+折舊+財務費用）中，煤炭價格的影響異常重要。

一般而言，一度電大約需要0.3千克的煤炭（標準煤），煤炭成本常年占據火電企業營業成本的70%以上，它是影響火電企業盈利的關鍵。

自2016年開始，煤炭企業與電廠之間開始試行長協定價機制。2月底國家發改委的相關文件明確了晉陜蒙相應煤炭出礦環境中長期交易價格的合理區間，其中秦皇島下水煤（5500千卡）中長期交易價格每噸570-770元（含稅）較為合理，并于2022年5月1日執行。2022年的長協價比此前上漲30%以上。

即便如此，由于各家電廠情況的不同，考慮到運費等因素，火電企業的煤炭價格也有可能高過長協價。比如，華能國際上半年的原煤采購綜合價為840.27元/噸，同比上漲41.2%;該公司境內火電企業售電單位燃料成本為0.38元/度，同比上漲超50%，比2021年0.316元/度的售電單位燃料成本高出不少。

另外，國際煤炭價格的高企對國內煤價也是一個支撐。近期，印尼能源部公布的10月份動力煤標桿價格為創紀錄的330.97美元/噸，此后國際能源巨頭嘉能可公布與日本東北電力公司10月份年度長協價為395美元/噸。在國際動力煤價格高企的情況下，未來國內企業的長協價短期內可能會高位盤整。事實上，賣方對煤炭價格更為看好，信達證券認為，當前正處于煤炭新一輪周期上行的初期，基本面、政策面共振。

就目前來看，煤炭價格有下跌可能，但不會重復2012年開始的3年大跌周期。上一輪是受煤炭行業產能嚴重過剩、需求放緩的影響，動力煤價格連續3年下跌，從2012年的707元/噸下降至2015年的414元/噸，下降幅度超過40%，其中2015年11月更是創造了351元/噸的歷史低值。此后，受供給側改革影響，煤炭價格觸底反彈，火電股的盈利周期也由高峰跌落。

即使煤炭價格短期下調，但中期來看仍不會深幅大跌，火電股業績受壓制。

煤炭價格的下跌讓此前持續巨虧的火電股迎來春天，個別火電股的ROE甚至一度達到30%以上，毛利率也達到50%以上。

目前來看，本輪火電公司面臨的煤炭供應情況不會如2012年的供應嚴重過剩格局。2012年煤炭經歷了十年的黃金期，誘發了各類投資主體參與其中，煤炭行業的集中度完全不可同日而語。

數據反映了兩個階段的不同。2012年，中國規模以上的煤炭企業數量為6200家，雖然比2011年減少了1500家，但依然處于高位，此前可查的煤炭企業數量最高為2010年的9000家，當時中國煤炭供應較為分散，產業集中度并不高。不過，經過了2012年至2015年的煤價低迷期，不少煤炭企業因為債務杠桿較高擴張受到限制，再加上2015年開始的煤炭企業供給側改革，實力薄弱的煤炭企業最終退出;十年之后的2021年，中國規模以上煤炭企業數量為4343家，較高峰時期已經下降超一半。

不僅如此，煤炭產量還表現出向大型企業集中的趨勢。經過供給側改革和企業之間的合并重組，目前行業集中度已經較高。據煤炭工業協會數據，2021年，國內共有15家煤企產量在5000萬噸以上，合計產量為24.6億噸，占國內原煤產量的60.5%。其中，國家能源集團、陜煤集團、中煤集團等6家煤企產量過億噸，合計18.5億噸，占國內原煤產量的45%，前十家原煤產量占比超過53%，較2018年前十家占比42.35%提高了10個百分點。

此外，煤炭擴產也非一蹴而就。2012年后煤炭固定資產投資持續下行，直至2018年下半年才轉正，2020年小幅下滑，民生證券預計2021年新增產能絕對量依然少于2015年。

綜合來看，除非出現較大的沖擊引發全球經濟衰退，否則煤價高位盤整甚至小幅往上移的概率不小，火電股目前尚不具備2012年那樣的盈利拐點。