作者：大師兄，編輯：小市妹

(資料圖片僅供參考)

“冬炒煤來夏炒電，五一十一旅游見。逢年過節(jié)有煙酒，兩會環(huán)保新能源?！?/p>

在這個異常炎熱的夏天，多年前流傳的炒股四季歌，似乎又開始發(fā)揮著神奇的魔力。

【電力的多重催化】

今年入夏以來，我國多地遭遇高溫炙烤，多個國家級氣象站的日最高氣溫突破歷史極值，京津冀地區(qū)更是罕見地連續(xù)多日突破40℃。

國家氣候中心的數(shù)據(jù)表明，截至6月30日，我國高溫日數(shù)（超過35度）已創(chuàng)下1961年以來歷史同期最多，而未來三個月赤道中東太平洋將維持厄爾尼諾狀態(tài)，今年全年的高溫天氣也將顯著多于往年。

極端高溫天氣，全國用電需求大幅增長。

5月份，全國全社會用電量7222億度，同比增長7.4%，其中南方最高用電負荷同比去年5月份最高用電負荷增加了18%；6月以來，江蘇電網(wǎng)日均用電負荷持續(xù)保持在1億千瓦左右，同比去年同時段高出近10%。

高溫之外，疫情后的經(jīng)濟復蘇，也成為電力需求爆發(fā)的重要推力，作為反映經(jīng)濟景氣度的晴雨表和風向標，電力需求往往伴隨著中國經(jīng)濟的持續(xù)復蘇水漲船高：

今年1-5月，全國用電量35325億度，同比增長5.2%。按照中電聯(lián)等機構預測，2023年全國全社會用電量將超過9.15萬億度，同比增長6%至8%，相比2022年增幅高出3個百分點以上。

一邊是經(jīng)濟復蘇的熱潮，一邊是持續(xù)高溫的熱浪。順應經(jīng)濟周期又受益于高溫天氣的電力板塊受到追捧。5月以來，電力行業(yè)指數(shù)逆勢大漲近10%，遠遠超過滬深大盤。

但是出人意料的是，電力細分板塊中，最受市場資金關注的既不是風電、光伏、核電等綠色能源，也不是傳統(tǒng)的水電，而是被很多人視之為落后產(chǎn)能的火電。

【火電的預期差】

碳中和的時代背景，我國電力結構向風光核等綠色電力轉型成為大勢所趨。

2016年-2022年，我國核電發(fā)電量從2132.9億長到4117億度，年復合增速約13%；風電發(fā)電量從2113.2億度增長到7626億度，年復合增速約23%；太陽能發(fā)電量從393.6億度增長2290億度，年復合增速高達40%左右。

與之相比，傳統(tǒng)的水電過去6年的發(fā)電量從11933.7億度增長到13522億度，年復合增速不到2%；火電發(fā)電量從44370.7億度增長到58531億度，年復合增速只有5%。

巨大的景氣度差異之下，風光核電在我國電力結構中占比不斷提升，這是最近幾年綠色電力業(yè)績和股價表現(xiàn)優(yōu)于火電等傳統(tǒng)能源的重要原因。

但是，就絕對權重而言，風光核三者加起來的比例，也只占我國發(fā)電量的15%左右，火力發(fā)電量占比仍高達69.77%，是現(xiàn)階段最重要的發(fā)電方式。我國“貧油少氣富煤”的資源稟賦，決定了以火電為主的電力結構在很長一段時間內不會改變。

更重要的是，水電、風電和光伏等受天氣影響大，電力供應遠不如火電穩(wěn)定，去年川渝等西南地區(qū)水電大省出現(xiàn)供電緊張，就是因為持續(xù)罕見的高溫天氣疊加水資源偏枯。

今年1-5月，風電和光伏發(fā)電量增速相比過去幾年出現(xiàn)回落，水電發(fā)電量更是同比下降19%，而火電發(fā)電量則累計同比增長6.6%。其中5月單月水電發(fā)電量同比下降33%，火電發(fā)電量則同比增長16.5%。

基于當下能源供需緊張的局面和穩(wěn)定電力供應的需求，十四五時期政策對火電的立場發(fā)生了微妙的變化：

一方面，最近兩年新批火電裝機大幅回暖，火電投資增速接近80%，一改過去多年的持續(xù)下滑趨勢，能源轉型期火電的壓艙石作用被政策高度重視；

另一方面，國家采取長協(xié)煤等多種措施對煤價進行調節(jié)，占火電成本70%的煤炭價格，在經(jīng)歷了過去兩年持續(xù)暴漲之后，今年已經(jīng)連續(xù)下跌超過30%。

除了用電量上升、成本下降之外，電價改革也為火電企業(yè)的困境反轉提供助力：電力交易市場數(shù)據(jù)顯示，部分省市火電價格上浮接近20%的上限，迎峰度夏或為電價機制改革重要時間窗口。

火電的彈性和預期差，在業(yè)績上已得到了初步驗證，在資本市場也得到了充分反映：

今年一季度，A股10家水電公司中，利潤增長的只有4家；而27家火電公司中，有21家凈利潤實現(xiàn)同比增長，占比近80%，凈利潤同比翻倍的公司有10家，占比40%。

5月以來，A股火電指數(shù)上漲超過12%，漲幅遠超水電、核電和風光等綠色電力指數(shù)。

【火電龍頭大PK】

五大央企華能、華電、大唐、國家電投、國家能源，占據(jù)了全國發(fā)電量的近50%。

在中國資本市場，五大央企旗下有5家主要上市公司，即大唐發(fā)電、華能國際、華電國際、國電電力和中國電力，除了港股上市的中國電力以外，其他四家都是以火電為主：

2022年，華電國際控股煤機裝機為4370萬千瓦，占比79.8%；大唐發(fā)電煤機裝機為4751萬千瓦，占比66.9%；華能國際煤機裝機為9405萬千瓦，占比73.93%，國電電力的煤機裝機7138萬千瓦，占比72.7%。

火電盈利的兩大核心因素，一是上網(wǎng)電價，二是燃煤成本。

從上網(wǎng)電價來看，各家企業(yè)參差不齊：2022年華電國際平均上網(wǎng)電價為0.519元/度，華能國際平均上網(wǎng)結算電價為0.509元/度，大唐發(fā)電合并口徑完成上網(wǎng)電價0.46元/度，國電電力平均上網(wǎng)電價0.438元/度。

更重要的擾動因素是燃煤成本，頭部火電公司燃煤成本占營業(yè)成本平均超70%，是火電盈虧的決定性因素。

2021-2022年，火電上游原材料煤炭價格大幅上漲，導致頭部電企出現(xiàn)持續(xù)虧損，而火電業(yè)務正是拖累業(yè)績的主要原因：

數(shù)據(jù)顯示，大唐發(fā)電去年虧損4億，而燃煤發(fā)電板塊虧損達60.5億元；華能國際虧了73億，而燃煤發(fā)電板塊虧損則高達173.25億元。若沒有綠電業(yè)務的盈利支撐，頭部電企去年的整體虧損將大幅增長。

“五大電”中，國電電力是2022年唯一煤電依然盈利的企業(yè)，貢獻了7.35億元凈利潤。

▲圖片來源：華夏能源網(wǎng)

國電電力的上網(wǎng)電價在五大發(fā)電企業(yè)中并不算高，公司盈利的核心優(yōu)勢正是在于更低的燃煤成本：

2022年，國電電力入爐標煤單價只有978.78元/噸，而火電虧損最嚴重的華能國際，財報中披露旗下數(shù)家電廠入爐標煤單價為1200元/噸左右。

在2022年財報中，華能國際明確表示未來2年煤價成本仍將在高位運行，并以南京電廠舉例，預計2023年入爐標煤單價為1211.45元/噸，2024年入爐標煤單價為1073.11元/噸。

這意味著，火電規(guī)模最大的華能國際，在2023年仍將面臨較大的成本壓力，未來只能加快向綠電領域轉型，而頭部電企中火電業(yè)務盈利能力最穩(wěn)健的，或許仍是成本占優(yōu)的國電電力。

五大電力公司之外，區(qū)域電力公司中實力最強的火電龍頭，非浙能電力莫屬：2022年，浙能電力參、控股煤電權益裝機2747萬千瓦，火電占比超過了95%，堪稱頭部電力公司中最純粹的火電公司。

2022年，浙能電力平均上網(wǎng)電價為0.436元/度，低于規(guī)模接近的大唐發(fā)電，但是去年的虧損只有18億左右，說明公司在燃煤成本控制方面做的更好。

更重要的是，作為沿海區(qū)域電力龍頭，浙能電力過去2年主要以進口煤為主，長協(xié)煤和國產(chǎn)煤比例較低，這意味著浙能動力今年成本端還有較大改善余地。

浙能電力的另一大優(yōu)勢是較高的資產(chǎn)質量，使其規(guī)避了火電公司普遍存在的資產(chǎn)減值的風險。

在電力結構持續(xù)轉型的背景下，火電資產(chǎn)價值被不斷稀釋，資產(chǎn)減值近年來已成為大型火電公司利潤釋放的重大壓力。

以大唐發(fā)電為例，2021年公司計提11.66億元資產(chǎn)減值損失，2022年計提4.14億元資產(chǎn)減值。

相比而言，最近5年來，浙能電力最大的一次資產(chǎn)減值也不過2億元，遠低于華電國際、華能國際和大唐發(fā)電。

聚焦于經(jīng)濟富庶的用電大省，讓浙能電力的火電資產(chǎn)具備更強的韌性和抗風險能力。疊加成本下降的彈性，浙能電力今年或將表現(xiàn)出比“五大電”更強的業(yè)績修復力度。

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