火電行業業績呈現爆發式增長股價未來成長空間可期

陳建德

2023年以來，兩市整體表現較弱，但是火電板塊整體表現強于市場總體表現，截至9月12日，同花順火電行業指數884146收盤于1779.01點，上漲5.93%，明顯強于滬深300同期下跌2.87%和中證500下跌1.60%。

火電板塊股票價格明顯強于兩市，主要得益于火電企業2023年的業績呈現爆發式增長，而業績增長的原因，主要源于煤炭價格的大幅下降和上網電價的提升等。

整體來看，煤炭現貨市場價格穩定下降，煤價價格中樞向合理范圍回歸，火電成本有望改善（見附圖）。

總結看，煤價下跌主要有四點原因：一是在俄烏沖突爆發后半年左右時間，替代俄羅斯能源的產能逐漸跟上后，能源價格開始從高位回落，煤炭價格也隨之回落；二是2021年三季度以后的煤炭緊缺導致部分地區拉閘限電，而后，國家審批煤炭新增產能達數億噸。后又出臺政策增強煤炭增產保供能力。之前新核增的產能陸續投產。煤炭緊張的態勢得到緩解；三是在我國的煤炭消耗中，發電大約占到60%，工業等其他行業用煤大概占到40%。因近一兩年地產、工業整體偏弱，導致工業用煤的需求量有所下降；四是煤炭進口大量增加。根據國家統計局公布的數據，今年1-7月份我國共進口煤炭2.6億噸，同比增長88.6%。這有效地使煤價逐漸下降。從去年10月中旬的1400元每噸，逐漸下跌到目前的每噸950元左右，降幅明顯。2023年3月份，國務院發布《關于延長煤炭零進口暫定稅率實施期限》，自2023年4月1日起至2023年12月31日，繼續對煤炭實施稅率為零的進口暫定稅率。今年3月份，我國從澳洲進口煤炭重新放開，這能夠提升我國動力煤的供應格局，進口煤價下跌也會促進國內產地煤價格穩定。

火電企業的用煤包括市場煤和長協煤兩種，市場煤的價格隨行就市，而長協煤的價格一般在每年的10月前后確定下一年的長協煤的價格。由于各家火電企業其市場煤和長協煤的比例各不一樣，那么長協煤比重低的火電企業，2023年的凈利潤業績彈性會更高。

依據發改委辦公廳2022年10月31日印發的《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案通知》，下水煤合同基準價按Q5500動力煤675元/噸執行，相對2022年基準價下調25元/噸（2022年為700元/噸），降幅約3.57%。

不過，煤炭價格從年初1200元左右下降到5月底6月初的760元后，自2023年5月底6月初以來，在夏季用電高峰，以及煤礦安全檢查、冶金化工等非電用煤有所增加，以及國際油價反彈等因素的綜合影響，煤炭價格有所反彈，目前反彈到每噸850元左右。但是中長期看，在前述供給量增加、進口量大幅增加、國際能源價格再難回到2022年高峰的背景下，煤炭價格大幅上漲的可能性與空間均不大，煤炭價格的總體中期趨勢仍然向下。

近幾年以來，以光伏發電和風力發電為主的綠電裝機增長非常迅速，相比之下，火電裝機增速低于全社會總體的用電增速。

2023年上半年，全國發電量總計為41679.6萬億千瓦時，同比增長3.8%；其中風力發電量為4246.4億千瓦時，同比增長16%，占比升至10.19%；光伏發電為1352.7億千瓦時，增長7.4%，在全國總發電量中占據的市場份額升至3.25%。風電和光伏發電目前的占比已經接近15%，并且還將繼續增長。

但是風力發電和光伏發電具有非常明顯的波動性，難以提供足夠的穩定的、可控的電量。從一天的時間段看，光伏發電的主要出力高峰時段在中午時間段，晚上無法發電；風力發電較集中在傍晚及夜間，白天出力較少。光伏發電和風力發電和正常的社會用電高峰是錯開的。從一年的時間段看也有錯配，華北、東北及西北等地的用電高峰為夏天和冬天兩個季度。但春天和夏天是風力發電的高峰，夏天和秋天是光伏發電的高峰。

所以，仍需要有儲能或火力發電，在風力發電和光伏發電量快速下降的時段來補足，以向電網提供穩定的電源。

在全社會用電逐年提升的大背景下，火電投資不足的問題有所顯現。2021和2022年，在夏秋兩季的用電高峰期，我國多省市出現缺電限電現象。隨著綠電的裝機發展，同步需要配套建設火電用以調峰。

在2021年三季度部分地區缺電限電后，我國的火電投資增速再次回升。2021年12月，中央經濟工作會議指出，“傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。”2022年9月國家發改委提出2022-2023年火電將新開工1.65億千瓦。

所以，面對風電和光伏發電裝機的快速發展，火電仍將是電力系統穩定調峰的主要手段，是電力保供的“壓艙石”。

在目前的電網價格體系里，上網電價相對固定，而火電的主要成本煤炭價格卻具有波動大、強周期的特點。所以，火電企業的盈利能力也很不穩定，煤炭價格大漲時，虧損厲害，在煤炭價格下跌時，盈利改善。

由于火電企業的盈利能力波動過大，所以，二級市場給火電企業定性時，一般按周期股來定性，給的估值水平也比較低。影響火電股業績主要關注四項指標：煤價、電價、利用小時數、新增裝機。

雖然隨著火電利用小時數下降（長期來看，綠電消納占比提升），傳統的按發電量和電費計算的收入會下降，但是整體凈利潤不會明顯改變，因為降低的部分將轉為容量電價收入，火電的估值體系也將發生明顯變化。往后，隨著輔助服務費和容量電價占比增大，火電業績受煤價影響將下降，火電盈利穩定性逐漸增強，火電將作為公用事業而非煤炭逆周期投資。

今年5月，國家出臺了第三輪輸配電價的計算方法，提出以后需要征收系統運行費用，第一條是輔助服務費，目前已經開始征收。今年上半年，電網共征收了278億元的輔助服務費，其中的254億元左右給了火電企業，按上半年火電發電量3萬億千瓦·時計算，單就輔助服務費就給火電每度電貢獻0.86分。預計后期隨著輔助服務費推進的省份逐漸擴容，這方面給火電企業每度電的貢獻將逐漸增加。

第三輪輸配電價的計算方法中，第二條是抽水蓄能的容量電費開始征收。抽水蓄能是很綠色的蓄能技術，但是建抽水蓄能的水庫的地方不容易找、建抽水蓄能水庫的建設周期很長、建抽水蓄能水庫的投資回報期很長（一般得25—30年左右），所以，在綠電快速發展的當下，無法快速通過建抽水蓄能電站來對綠電進行調峰，那就非常需要通過火電來給綠電做調峰。

故當下及往后火電對維持電力系統的足額、穩定發電極為重要。因此合理的輔助費用及容量補償對于維護火電企業的發電積極性非常重要。目前，我國容量補償機制僅在山東、云南等少數省份運行，給予各類機組一定的容量補償。未來容量補償機制大概率全面推開。

未來，在電網的輸配電計價中，火電的容量電費也是有可能征收的。如果征收，那又將為火電企業提供穩定的、額外的收入來源。而輔助服務費用和容量電費的征收不受煤炭價格的影響。

所以，中期來講，火電企業的盈利將在輔助服務費和容量電費收入提高占比的情況下將更為穩定。而盈利的穩定將有助于火電企業的收入預期穩定、二級市場估值的相對穩定，從而在一定程度上改變原來以周期股估值、估值變動太大的弊端。

（本文提及個股僅做分析，不做投資建議。）