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圖(tu)片(pian)來(lai)源(yuan)@視(shi)覺(jiao)中國(guo)

文(wen)｜市(shi)值(zhi)觀(guan)察(cha)，作(zuo)者(zhe)｜大(da)師(shi)兄(xiong)，編(bian)輯(ji)｜小(xiao)市妹(mei)

“冬(dong)炒(chao)煤(mei)来夏(xia)炒电，五(wu)壹(yi)十(shi)一旅(lv)遊(you)見(jian)。逢(feng)年(nian)過(guo)節(jie)有煙(yan)酒(jiu)，兩(liang)會(hui)環(huan)保(bao)新(xin)能(neng)源。”

在(zai)這(zhe)個(ge)異(yi)常(chang)炎(yan)热的夏天(tian)，多(duo)年前(qian)流(liu)傳(chuan)的炒股四(si)季(ji)歌(ge)，似(si)乎(hu)又(you)開(kai)始(shi)發(fa)揮(hui)著(zhu)(zhe)神(shen)奇(qi)的魔(mo)力。

电力的多重(zhong)催(cui)化(hua)

今(jin)年入(ru)夏以(yi)来，我(wo)国多地(di)遭(zao)遇(yu)高(gao)溫(wen)炙(zhi)烤(kao)，多个国家(jia)級(ji)氣(qi)象(xiang)站(zhan)的日(ri)最高气温突(tu)破(po)歷(li)史(shi)極(ji)值，京(jing)津(jin)冀(ji)地區(qu)更(geng)是(shi)罕(han)见地連(lian)續(xu)多日突破40℃。

国家气候(hou)中心(xin)的數(shu)據(ju)表(biao)明(ming)，截(jie)至(zhi)6月(yue)30日，我国高温日数（超(chao)过35度(du)）已(yi)創(chuang)下(xia)1961年以来历史同(tong)期最多，而(er)未(wei)来三(san)个月赤(chi)道(dao)中東(dong)太(tai)平(ping)洋(yang)將(jiang)維(wei)持(chi)厄(e)爾(er)尼(ni)諾(nuo)狀(zhuang)態(tai)，今年全(quan)年的高温天气也(ye)将顯(xian)著多於(yu)往(wang)年。

极端(duan)高温天气，全国用(yong)电需(xu)求(qiu)大幅(fu)增(zeng)長(chang)。

5月份(fen)，全国全社(she)会用电量(liang)7222億(yi)度，同比(bi)增长7.4%，其(qi)中南(nan)方(fang)最高用电負(fu)荷(he)同比去(qu)年5月份最高用电负荷增加(jia)了(le)18%；6月以来，江(jiang)蘇(su)电網(wang)日均(jun)用电负荷持续保持在1亿千(qian)瓦(wa)左(zuo)右(you)，同比去年同時(shi)段(duan)高出(chu)近(jin)10%。

高温之(zhi)外(wai)，疫(yi)情(qing)後(hou)的經(jing)濟(ji)復(fu)苏，也成(cheng)為(wei)电力需求爆(bao)发的重要(yao)推(tui)力，作为反(fan)映(ying)经济景(jing)气度的晴(qing)雨(yu)表和(he)風(feng)向(xiang)標(biao)，电力需求往往伴(ban)隨(sui)着中国经济的持续复苏水(shui)漲(zhang)船(chuan)高：

今年1-5月，全国用电量35325亿度，同比增长5.2%。按(an)照(zhao)中电聯(lian)等(deng)機(ji)構(gou)预測(ce)，2023年全国全社会用电量将超过9.15萬(wan)亿度，同比增长6%至8%，相(xiang)比2022年增幅高出3个百(bai)分(fen)點(dian)以上(shang)。

一邊(bian)是经济复苏的热潮(chao)，一边是持续高温的热浪。順(shun)應(ying)经济周(zhou)期又受(shou)益(yi)于高温天气的电力板(ban)塊(kuai)受到(dao)追(zhui)捧(peng)。5月以来，电力行(xing)業(ye)指(zhi)数逆(ni)勢(shi)大涨近10%，遠(yuan)远超过滬(hu)深(shen)大盤(pan)。

但(dan)是出人(ren)意(yi)料(liao)的是，电力細(xi)分板块中，最受市場(chang)資(zi)金(jin)關(guan)註(zhu)的既(ji)不(bu)是风电、光(guang)伏(fu)、核(he)电等綠(lv)色(se)能源，也不是传統(tong)的水电，而是被(bei)很(hen)多人视之为落(luo)后產(chan)能的火(huo)电。

火电的预期差

碳(tan)中和的时代(dai)背(bei)景，我国电力結(jie)构向风光核等绿色电力轉(zhuan)型(xing)成为大势所(suo)趨(qu)。

2016年-2022年，我国核电发电量從(cong)2132.9亿长到4117亿度，年复合(he)增速(su)約(yue)13%；风电发电量从2113.2亿度增长到7626亿度，年复合增速约23%；太陽(yang)能发电量从393.6亿度增长2290亿度，年复合增速高達(da)40%左右。

與(yu)之相比，传统的水电过去6年的发电量从11933.7亿度增长到13522亿度，年复合增速不到2%；火电发电量从44370.7亿度增长到58531亿度，年复合增速只(zhi)有5%。

巨(ju)大的景气度差异之下，风光核电在我国电力结构中占(zhan)比不斷(duan)提(ti)升(sheng)，这是最近幾(ji)年绿色电力业績(ji)和股價(jia)表現(xian)優(you)于火电等传统能源的重要原(yuan)因(yin)。

但是，就(jiu)絕(jue)對(dui)權(quan)重而言(yan)，风光核三者加起(qi)来的比例(li)，也只占我国发电量的15%左右，火力发电量占比仍(reng)高达69.77%，是现階(jie)段最重要的发电方式(shi)。我国“貧(pin)油(you)少(shao)气富(fu)煤”的资源稟(bing)賦(fu)，決(jue)定(ding)了以火电为主(zhu)的电力结构在很长一段时間(jian)內(nei)不会改(gai)變(bian)。

更重要的是，水电、风电和光伏等受天气影(ying)響(xiang)大，电力供(gong)应远不如(ru)火电穩(wen)定，去年川(chuan)渝(yu)等西(xi)南地区水电大省(sheng)出现供电緊(jin)張(zhang)，就是因为持续罕见的高温天气疊(die)加水资源偏(pian)枯(ku)。

今年1-5月，风电和光伏发电量增速相比过去几年出现回(hui)落，水电发电量更是同比下降(jiang)19%，而火电发电量則(ze)累(lei)計(ji)同比增长6.6%。其中5月單(dan)月水电发电量同比下降33%，火电发电量则同比增长16.5%。

基(ji)于當(dang)下能源供需紧张的局(ju)面(mian)和稳定电力供应的需求，十四五时期政(zheng)策(ce)对火电的立(li)场发生(sheng)了微(wei)妙(miao)的变化：

一方面，最近两年新批(pi)火电裝(zhuang)机大幅回暖(nuan)，火电投(tou)资增速接(jie)近80%，一改过去多年的持续下滑(hua)趋势，能源转型期火电的壓(ya)艙(cang)石(shi)作用被政策高度重视；

另(ling)一方面，国家采(cai)取(qu)长協(xie)煤等多種(zhong)措(cuo)施(shi)对煤价進(jin)行調(tiao)节，占火电成本(ben)70%的煤炭(tan)价格(ge)，在经历了过去两年持续暴(bao)涨之后，今年已经连续下跌(die)超过30%。

除(chu)了用电量上升、成本下降之外，电价改革(ge)也为火电企(qi)业的困(kun)境(jing)反转提供助(zhu)力：电力交(jiao)易(yi)市场数据显示(shi)，部(bu)分省市火电价格上浮(fu)接近20%的上限(xian)，迎(ying)峰(feng)度夏或(huo)为电价机制(zhi)改革重要时间窗(chuang)口(kou)。

火电的彈(dan)性(xing)和预期差，在业绩上已得(de)到了初(chu)步(bu)驗(yan)證(zheng)，在资本市场也得到了充(chong)分反映：

今年一季度，A股10家水电公(gong)司(si)中，利(li)潤(run)增长的只有4家；而27家火电公司中，有21家凈(jing)利润實(shi)现同比增长，占比近80%，净利润同比翻(fan)倍(bei)的公司有10家，占比40%。

5月以来，A股火电指数上涨超过12%，涨幅远超水电、核电和风光等绿色电力指数。

火电龍(long)頭(tou)大PK

五大央(yang)企華(hua)能、华电、大唐(tang)、国家电投、国家能源，占据了全国发电量的近50%。

在中国资本市场，五大央企旗(qi)下有5家主要上市公司，即(ji)大唐发电、华能国際(ji)、华电国际、国电电力和中国电力，除了港(gang)股上市的中国电力以外，其他(ta)四家都(dou)是以火电为主：

2022年，华电国际控(kong)股煤机装机为4370万千瓦，占比79.8%；大唐发电煤机装机为4751万千瓦，占比66.9%；华能国际煤机装机为9405万千瓦，占比73.93%，国电电力的煤机装机7138万千瓦，占比72.7%。

火电盈(ying)利的两大核心因素(su)，一是上网电价，二(er)是燃(ran)煤成本。

从上网电价来看(kan)，各(ge)家企业參(can)差不齊(qi)：2022年华电国际平均上网电价为0.519元(yuan)/度，华能国际平均上网结算(suan)电价为0.509元/度，大唐发电合並(bing)口徑(jing)完(wan)成上网电价0.46元/度，国电电力平均上网电价0.438元/度。

更重要的擾(rao)動(dong)因素是燃煤成本，头部火电公司燃煤成本占營(ying)业成本平均超70%，是火电盈虧(kui)的决定性因素。

2021-2022年，火电上游原材(cai)料煤炭价格大幅上涨，導(dao)致(zhi)头部电企出现持续亏損(sun)，而火电业務(wu)正(zheng)是拖(tuo)累业绩的主要原因：

数据显示，大唐发电去年亏损4亿，而燃煤发电板块亏损达60.5亿元；华能国际亏了73亿，而燃煤发电板块亏损则高达173.25亿元。若(ruo)沒(mei)有绿电业务的盈利支(zhi)撐(cheng)，头部电企去年的整(zheng)體(ti)亏损将大幅增长。

“五大电”中，国电电力是2022年唯(wei)一煤电依(yi)然(ran)盈利的企业，貢(gong)獻(xian)了7.35亿元净利润。

▲图片来源：华夏能源网

国电电力的上网电价在五大发电企业中并不算高，公司盈利的核心优势正是在于更低(di)的燃煤成本：

2022年，国电电力入爐(lu)标煤单价只有978.78元/噸(dun)，而火电亏损最嚴(yan)重的华能国际，財(cai)報(bao)中披(pi)露(lu)旗下数家电廠(chang)入炉标煤单价为1200元/吨左右。

在2022年财报中，华能国际明確(que)表示未来2年煤价成本仍将在高位(wei)運(yun)行，并以南京电厂舉(ju)例，预计2023年入炉标煤单价为1211.45元/吨，2024年入炉标煤单价为1073.11元/吨。

这意味(wei)着，火电規(gui)模(mo)最大的华能国际，在2023年仍将面臨(lin)較(jiao)大的成本压力，未来只能加快(kuai)向绿电領(ling)域(yu)转型，而头部电企中火电业务盈利能力最稳健(jian)的，或許(xu)仍是成本占优的国电电力。

五大电力公司之外，区域电力公司中实力最强的火电龙头，非(fei)浙(zhe)能电力莫(mo)屬(shu)：2022年，浙能电力参、控股煤电权益装机2747万千瓦，火电占比超过了95%，堪(kan)稱(cheng)头部电力公司中最純(chun)粹(cui)的火电公司。

2022年，浙能电力平均上网电价为0.436元/度，低于规模接近的大唐发电，但是去年的亏损只有18亿左右，說(shuo)明公司在燃煤成本控制方面做(zuo)的更好(hao)。

更重要的是，作为沿(yan)海(hai)区域电力龙头，浙能电力过去2年主要以进口煤为主，长协煤和国产煤比例较低，这意味着浙能动力今年成本端還(hai)有较大改善(shan)余(yu)地。

浙能电力的另一大优势是较高的资产質(zhi)量，使(shi)其规避(bi)了火电公司普(pu)遍(bian)存(cun)在的资产減(jian)值的风險(xian)。

在电力结构持续转型的背景下，火电资产价值被不断稀(xi)釋(shi)，资产减值近年来已成为大型火电公司利润释放(fang)的重大压力。

以大唐发电为例，2021年公司计提11.66亿元资产减值损失(shi)，2022年计提4.14亿元资产减值。

相比而言，最近5年来，浙能电力最大的一次(ci)资产减值也不过2亿元，远低于华电国际、华能国际和大唐发电。

聚(ju)焦(jiao)于经济富庶(shu)的用电大省，讓(rang)浙能电力的火电资产具(ju)備(bei)更强的韌(ren)性和抗(kang)风险能力。叠加成本下降的弹性，浙能电力今年或将表现出比“五大电”更强的业绩修(xiu)复力度。返(fan)回搜(sou)狐(hu)，查(zha)看更多

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