2023年，煤價(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績修復(fù)的主要原因，這種情況延續(xù)到了2024年一季度。盡管新能源近年來增長較快，但火電在中國電力供給結(jié)構(gòu)中依然發(fā)揮著重要的兜底作用，而容量電價(jià)政策的出臺(tái)，有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績波動(dòng)、提高盈利下限，保障火電長期盈利。
最新財(cái)報(bào)顯示，2023年火電業(yè)績明顯得到恢復(fù)。2023年，粵電力A實(shí)現(xiàn)營業(yè)收入597.08億元，同比增長13.38%，歸母凈利潤9.75億元，同比扭虧，扣非凈利潤10.94億元，同比扭虧;2024年一季度，粵電力A預(yù)計(jì)實(shí)現(xiàn)凈利潤1.1億元-1.4億元，同比增長24.39%-58.32%，實(shí)現(xiàn)扣非凈利潤8000萬元-1.1億元，同比增長7.32%-47.57%。華潤電力火電業(yè)務(wù)核心利潤貢獻(xiàn)36.11億港元，相較于2022年虧損25.82億港元扭虧。
2023年，煤價(jià)的下行、水電發(fā)電量的下滑是火電業(yè)績修復(fù)的主要原因。盡管新能源近年來增長較快，但火電在中國電力供給結(jié)構(gòu)中依然發(fā)揮著重要的兜底作用，而容量電價(jià)政策的出臺(tái)，有望進(jìn)一步減小煤電的業(yè)績波動(dòng)、提高盈利下限，保障火電長期盈利，而2024年一季度還降延續(xù)，多家電力上市企業(yè)已經(jīng)預(yù)告一季度業(yè)績大幅好轉(zhuǎn)。
成本下行，需求高增
成本下行是火電行業(yè)業(yè)績修復(fù)的主要因素之一。截至2024年4月12日，秦皇島Q5500動(dòng)力煤價(jià)格為722元/噸，較年初下降3.73%;相比2021年均價(jià)753.79元/噸、2022年均價(jià)791.12元/噸(最高價(jià)達(dá)到1202元/噸)，2023年的年平均價(jià)格為762.88元/噸已有所降低。
截至2023年底，華潤電力火電售電1512億千瓦時(shí)，同比增長2.3%，火電滿負(fù)荷平均利用小時(shí)數(shù)4688小時(shí)，同比持平;成本端，火電平均供電煤耗為297.17克/千瓦時(shí)，同比持平，平均燃料成本下降12.6%至296.3元/兆瓦時(shí)，燃料成本的下降帶動(dòng)火電貢獻(xiàn)36.11億港幣盈利。中國電力火電單位燃料成本同比下降12.5%至285.5元/兆瓦時(shí)。華能國際煤電實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電量3758.04億度，同比增長3.27%;2023年全年公司共采購煤炭2.12億噸，煤炭采購均價(jià)同比降115.78元/噸。
不過目前，動(dòng)力煤價(jià)格依然處于歷史相對(duì)高位，據(jù)Choice，秦皇島Q5500動(dòng)力煤2020年平均價(jià)格為557.62元/噸，2019年為573.13元/噸，2018年為589.59元/噸，相比之下2023年均價(jià)762.88元/噸仍然處于較高水平。
據(jù)國盛證券，2024年一季度環(huán)渤海港5500k動(dòng)力煤均價(jià)907元/噸，環(huán)比2023年四季度均價(jià)965元/噸下降58元/噸，同比2023年一季度均價(jià)1097元/噸下降190元/噸。進(jìn)入二季度煤炭淡季，下游需求疲軟，供需格局依然偏松，煤價(jià)仍有下跌空間。此外，北方電廠受益于供暖季供熱收入，業(yè)績改善空間有望進(jìn)一步提升。民生證券表示，預(yù)計(jì)煤價(jià)仍維持低位運(yùn)行，2023年中國動(dòng)力煤供需由緊平衡向?qū)捤赊D(zhuǎn)變。
東方證券表示，火電發(fā)電量增速低于煤炭總供給的增速，煤炭供給相對(duì)過剩，主要體現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)庫存上。截至3月29日，Mysteel調(diào)研全國55個(gè)港口樣本，動(dòng)力煤庫存為5838.8萬噸，周環(huán)比增136.8萬噸。
2023年火電業(yè)績還受益于水電發(fā)電量的下降。根據(jù)華創(chuàng)證券，2023年上半年整體來水偏枯，1-6月水電利用小時(shí)數(shù)均為近五年最低水平，較近五年平均水平下滑約21.5%，例如，長江上游烏東德水庫同比偏枯22.89%，三峽水庫來水同比偏枯30.27%，瀾滄江流域上半年來水同比偏枯約2.5成。步入汛期后，長江流域來水同比有所好轉(zhuǎn)，而雅礱江等地來水依舊偏枯?？傮w來看，8月份后來水情況有所改善，8-10月水電利用小時(shí)數(shù)分別約為406小時(shí)、383小時(shí)、337小時(shí)，接近過去五年平均水平;11月后水電利用小時(shí)下滑，處于較低水平。
2023年汛期水電發(fā)電量雖較2022年有所修復(fù)，但仍未修復(fù)至歷史發(fā)電水平，其中，2023年三季度水電發(fā)電量合計(jì)4071億千瓦時(shí)，較2020-2021年均值減少158.5億千瓦時(shí);此外，由于上半年各流域來水偏枯，2023年全國水電發(fā)電量僅11411億千瓦時(shí)，較2020-2021年全國水電發(fā)電量減少2141億千瓦時(shí)、1900億千瓦時(shí)。這意味著若以2020年為基準(zhǔn)，2024年水電發(fā)電量修復(fù)空間或達(dá)2141億千瓦時(shí)。
未來火電發(fā)電量取決于水電來水修復(fù)及風(fēng)光發(fā)電的擠壓效應(yīng)。據(jù)華創(chuàng)證券，參考中電聯(lián)預(yù)測(cè)，2023年全社會(huì)用電量預(yù)計(jì)9.2萬億千瓦時(shí)。若2024年用電量增速以5%為中樞(浮動(dòng)區(qū)間為3%-7%)，則用電需求增長中性假設(shè)為4600億千瓦時(shí)。水電方面，假設(shè)水電出力修復(fù)以2023年較2020年預(yù)計(jì)減產(chǎn)量(2141億千瓦時(shí))為基數(shù)浮動(dòng)0-120%;2020-2022年，風(fēng)光發(fā)電量復(fù)合增速為27.8%、27.6%，絕對(duì)增量合計(jì)達(dá)4599億千瓦時(shí)。根據(jù)國家能源局規(guī)劃，2024年風(fēng)光新增裝機(jī)目標(biāo)仍為200GW左右，參照2022年全國風(fēng)光發(fā)電的年利用小時(shí)數(shù)，經(jīng)測(cè)算2024年風(fēng)光新增發(fā)電量預(yù)計(jì)約3259億千瓦時(shí)。核電發(fā)電增量為76億千瓦時(shí)。因此，根據(jù)上述測(cè)算結(jié)果，在水電修復(fù)60%，用電量增速為5%的中性假設(shè)下，2024年火電需求增量預(yù)計(jì)為-36億千瓦時(shí)，同比2023年略有下降。
不過，需要指出的是，火電在中國電力供給結(jié)構(gòu)中依然發(fā)揮著重要的兜底作用。
截至2023年9月，全國累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到2791GW，其中火電裝機(jī)容量1373GW，占比49.2%，2023年1-9月，火電發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比達(dá)到70%，仍是中國最主要的電源種類。由于水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電量受氣候或自然因素影響較大，具有一定的季節(jié)性和波動(dòng)性，火電不受天氣和季節(jié)影響，持續(xù)穩(wěn)定產(chǎn)生電力的特性使其在中國電力供給結(jié)構(gòu)中始終起到兜底作用。
容量電價(jià)保障火電長期盈利
2023年末，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價(jià)機(jī)制。近日多地陸續(xù)出臺(tái)地方容量電價(jià)通知，執(zhí)行電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)落實(shí)國家煤電容量電價(jià)政策標(biāo)準(zhǔn)。
容量電價(jià)的出臺(tái)，有望保障火電長期盈利。
對(duì)于合規(guī)在運(yùn)行的公用煤電機(jī)組，政策明確煤電容量電價(jià)按照回收煤電機(jī)組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計(jì)算容量電價(jià)的煤電機(jī)組固定成本實(shí)行全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，為每年每千瓦330元;通過容量電價(jià)回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉(zhuǎn)型情況等因素確定，2024-2025年多數(shù)地方為30%左右，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于50%。根據(jù)國盛證券測(cè)算，如果依照30%補(bǔ)償比例，全國各地根據(jù)裝機(jī)規(guī)模和發(fā)電量的不同，測(cè)算到度電補(bǔ)貼在2-3分錢。
政策規(guī)定，煤電容量電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，每月由工商業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例分?jǐn)偅呻娋W(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動(dòng)清算。對(duì)納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區(qū)外送煤電機(jī)組，送受雙方應(yīng)當(dāng)簽訂年度及以上中長期合同，明確煤電容量電費(fèi)分?jǐn)偙壤吐募s責(zé)任等內(nèi)容。
東方證券指出，當(dāng)前階段，適應(yīng)煤電功能加快轉(zhuǎn)型需要，將現(xiàn)行煤電單一制電價(jià)調(diào)整為兩部制電價(jià)，其中電量電價(jià)通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況;容量電價(jià)水平根據(jù)轉(zhuǎn)型進(jìn)度等實(shí)際情況合理確定并逐步調(diào)整，可充分體現(xiàn)煤電對(duì)電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)價(jià)值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運(yùn)行。此外，近年來國內(nèi)新能源快速發(fā)展，但新能源發(fā)電具有間歇性和波動(dòng)性，客觀上需要更多的調(diào)節(jié)性資源，隨著煤電轉(zhuǎn)變經(jīng)營發(fā)展模式，煤電機(jī)組越來越多時(shí)間“備而不用”，通過單一電量電價(jià)難以完全回收成本，因此，建立煤電容量電價(jià)機(jī)制、通過容量電價(jià)回收部分或全部固定成本，從而穩(wěn)定煤電行業(yè)預(yù)期，是保障電力系統(tǒng)安全運(yùn)行，為承載更大規(guī)模的新能源提供有力支撐，更好促進(jìn)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的必然要求。
國盛證券表示，煤電機(jī)組通過容量電價(jià)回收固定成本，容量補(bǔ)償成本向用戶側(cè)疏導(dǎo)，考慮到煤價(jià)成本下行，火電電量電價(jià)亦有下降風(fēng)險(xiǎn)，容量電價(jià)適時(shí)出臺(tái)有望及時(shí)保障火電機(jī)組盈利，短期來看綜合電價(jià)水平有望企穩(wěn)，既滿足發(fā)電側(cè)盈利需求，同時(shí)亦不對(duì)用戶側(cè)造成過大壓力和阻力。
證券市場周刊 薛宇/文
評(píng)論