来源：证券市场周刊

种种迹象表明，煤炭价格见顶的概率不小，在电价空间已经打开的大背景下，火电企业的盈利能力有望得到修复。

袁京力/文

截至7月14日，在煤炭价格居高不下的背景下，火电板块是传统企业里难得在反弹中跑赢指数的板块。火电股三强华能国际、国电电力、大唐发电自底部以来的收益率分别为39%、82%、36%，即便是表现较好的创业板综指反弹以来的涨幅也大约只有25%。

事实上，2022年以来，火电股的不利消息很多，首先受宏观经济因疫情而不及预期的影响，再加上南方雨水充裕带来的水电发电猛增以及新能源发电量的快速增长，火电发电量出现负增长。

据国家统计局数据，2022年1-5月，中国规模以上工业火电发电量为22712亿千瓦时，同比下降3.5%。

另一个冲击就是煤价的高企。2022年以来，外围地缘政治引发国际煤炭供应链混乱，3月份亚洲动力煤基准价甚至在一天内上涨46%。

煤价、电价和折旧成本是影响火电股盈利的三大关键因素，其中煤价和电价的弹性巨大，火电利用小时（发电量）影响反倒不大，煤价和电价成为影响火电盈利的主要因素。

不过，如今情况或许正在发生变化。一是煤炭库存比2021年同期要好，随着新增产能的陆续释放，再加上水电等其他电源的发力导致火电发电量出现负增长，煤价高位盘整甚至小幅下跌的概率不小；二是电价的上涨也在持续推进中，火电企业最坏的日子或许已经过去了。整体看，电价上涨对火电企业盈利的弹性有望体现在2022年的业绩中。

煤炭高位见顶概率大

2022年年初，国家发改委出台了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（又称303号文），对重点地区煤炭交易价进行了指导，认为秦皇岛下水煤（5500大卡）动力煤中长期交易价格每吨570元至770元较为合理，通知从5月1日开始执行。此外，发改委还对现货价格进行了规范。由此，动力煤长协价和现货价的上涨将受到限制。

Wind数据显示，现货市场，秦皇岛港Q5500动力煤平仓价主流报价1240-1280元/吨，同比涨幅约30%，较年初也有20%左右的涨幅，但较2021年下半年的最高价已经回落不少。

据国家统计局数据，1-5月，水电、火电、风电和光伏的发电量同比为+17.5%、-3.5%、+5.6%、+12.9%，其中水电5月单月的发电量同比+27%。

煤炭库存的高低或许也是一个先行指标。自6月15日开始，环渤海港口市场煤炭价格结束半个月的上涨行情，进入每天10元/吨的下跌通道。

据Wind，动力煤供给逐步宽松，2022年4月总供给量是3.05亿吨，总需求量为2.67亿吨，这直接导致港口煤炭库存的走高。截至7月12日，秦皇岛煤炭库存录得616万吨，处于该港近三年相对高位的水平，最近一个月，秦皇岛煤炭库存增加量达到116万吨。

中国煤炭市场网数据显示，截至6月29日，北方九港的煤炭库存为2546万吨，同比增加468万吨，目前处于历史同期高位水平。

电厂库存也处于高位。截至7月7日，全国重点电厂合计存煤9449万吨，日耗476万吨，存煤可用天数为20.9天，其中电厂存煤较6月底减少了148万吨，但较2021年同期增加了3022万吨。

此外，煤炭供给也处于历史高位。中国煤炭工业协会发言人张宏接受媒体采访时表示，2022年前5个月，中国原煤产量超过1200万吨，2022年夏季煤炭市场将保持平衡略宽松的态势。

从全国看，后续的煤炭供给还有望加大。6月9日，多部委发出通知，提出核增产能煤矿要承担电煤增产保供责任，新增产能必须签订长协协议。

晋、蒙、陕是煤炭主产地。山西省日前也发文，煤炭产量比2021年增加1.07亿吨，力争2023年再增加5000万吨；陕西也力争把原煤产量由2021年的7亿吨提高至7.2亿吨。2021年，内蒙古生产煤炭10.39亿吨，当年底，内蒙古核增、调增的煤炭产能1.9亿吨，新增产能占2021年内蒙古产量的比例接近20%。

天风证券认为，3月份动力煤供给量达到年内峰值3.37亿吨，其中电煤消耗量为1.92亿吨，经统计，2017年至2020年7月，电力以外的动力煤需求基本维持在0.95亿-1.06亿吨。由此假设，2022年7月电力以外动力煤需求为1.1亿吨，则7月动力煤总需求或达2.94亿-3.12亿吨，对比年内的供给峰值仍有空间；因此7月动力煤供需或将维持紧平衡，煤价大幅向上的动能有限。

伴随7月用电高峰即将度过，在水电满发背景下，8月火电发电需求有望下滑，天风证券判断，煤炭价格有望逐步滑落，进而带动火电企业盈利改善，其中长协煤价格比例较高的火电企业盈利有望率先恢复。

电价上调弹性有多大？

火电企业的盈利受电价、煤价、折旧、财务费用等因素影响，由于电价由政府指导制定往往具有滞后性，而煤价的暴跌导致火电股ROE大幅攀升历史上曾发生过。

2012年，煤炭十年黄金周期终结，煤炭价格进入了三年的下跌周期，由此拉开了火电股的盈利修复期，此前亏损累累的火电企业ROE高达20%以上的公司比比皆是。但此后，受煤炭供给侧改革的影响，煤炭价格持续上涨，火电企业的利润受到挤压，火电企业的ROE也回到个位数的水平。

但本轮火电股的盈利修复更多是来自电价的调整，逻辑与上一轮并不相同。如果说上一波火电股大行情是受益于煤炭价格下跌，那么这一轮火电股的盈利修复空间更多要看电价的弹性。

2019年，中国燃煤标杆价格实施“基准价+上下浮动”的机制，其中浮动幅度为-15%至10%，在2021年各省放开限制前，政府不允许市场化定价较基准价上浮，以保证工商业电价只降不升，但煤价高企，倒逼火电价格在2021年首次上浮。

此后，上浮力度进一步调整。据国务院发改委2021年10月出台的相关文件，火电企业上网标杆电价的波动幅度由原来的-15%至10%调整为-20%至20%，高耗能企业不受限制。

事实上，火电股的起飞从2021年10月就已经开始。自2021年10月，火电股已经有一波表现，当时主要是受益于电价大幅上涨。火电巨头华能国际、国电电力及大唐发电从阶段低点的涨幅均在50%以上。

相关通知拉开了各省电价调整的序幕。江苏在执行首日就开展了10月中旬月内挂牌交易，成交价较基准价上浮19.9%。此后，江苏、广东两省陆续公布了其电力市场2022年度交易结果，火电年度双边协商价分别为每千瓦时0.466元、0.497元，较江苏、广东基准电价上涨19.9%和10%。

天风证券指出，市场化交易电价20%上浮空间的打开，虽然对2021年的业绩影响有限，但是由于年度长协交易是成交电量最多的交易品种，电价上浮红利有望在2022年加速释放，各电力运营商价值有望重塑。

天风证券选取了华能国际、华电国际、大唐发电等9家公司进行测算，结果显示，火电价格提升0.01元/千瓦时将有望给归母净利润带来5.33%-22.45%的增幅。

从一季度看，内蒙华电和国电电力有望率先受益电价的上涨。据内蒙华电的半年报业绩预告，公司2022年上半年净利润在10.45亿-12.47亿元，同比增加136.47%至182.23%。一方面，公司发电量稳步上升，实现售电量268.74亿度，同比增加6.49%；另一方面是售电价格大幅上升，公司售电价格较上年同期上涨0.094元/千瓦时，较2021年同期的0.278元/千瓦时上涨超过30%。公司电价之所以能有超过20%的调整幅度，或许与其所在的蒙西地区高耗产业较多有关。

另一家明显受益的是国电电力。虽然公司2022年一季度的净利润比2021年同期出现下降，但环比已经大幅改善。2022年一季度，国电电力实现营收和净利润分别为467.84亿元、10.56亿元，虽然利润同比下降超过30%，但营收同比增加超过50%，其中一个重要原因就是电价的大幅上涨。据统计，公司当季完成上网电量1014.51亿千瓦时，同比增4.71%，市场化交易电量占比为94.1%；公司当季平均上网电价为0.453/千瓦时，较2021年第一季度的0.366元/千瓦时上涨23.77%，也高于20%的上浮幅度，公司股价在二级市场也表现抢眼。