陳建德

2023年以來，兩市整體表現(xiàn)較弱，但是火電板塊整體表現(xiàn)強于市場總體表現(xiàn)，截至9月12日，同花順火電行業(yè)指數(shù)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(yè)2023年的業(yè)績呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，而業(yè)績增長的原因，主要源于煤炭價格的大幅下降和上網(wǎng)電價的提升等。

整體來看，煤炭現(xiàn)貨市場價格穩(wěn)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(fā)后半年左右時間，替代俄羅斯能源的產(chǎn)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(qū)拉閘限電，而后，國家審批煤炭新增產(chǎn)能達數(shù)億噸。后又出臺政策增強煤炭增產(chǎn)保供能力。之前新核增的產(chǎn)能陸續(xù)投產(chǎn)。煤炭緊張的態(tài)勢得到緩解；三是在我國的煤炭消耗中，發(fā)電大約占到60%，工業(yè)等其他行業(yè)用煤大概占到40%。因近一兩年地產(chǎn)、工業(yè)整體偏弱，導致工業(yè)用煤的需求量有所下降；四是煤炭進口大量增加。根據(jù)國家統(tǒng)計局公布的數(shù)據(jù)，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(fā)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(xù)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(nèi)產(chǎn)地煤價格穩(wěn)定。

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

依據(jù)發(fā)改委辦公廳2022年10月31日印發(fā)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(zhí)行，相對2022年基準價下調(diào)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(fā)電和風力發(fā)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(fā)電量總計為41679.6萬億千瓦時，同比增長3.8%；其中風力發(fā)電量為4246.4億千瓦時，同比增長16%，占比升至10.19%；光伏發(fā)電為1352.7億千瓦時，增長7.4%，在全國總發(fā)電量中占據(jù)的市場份額升至3.25%。風電和光伏發(fā)電目前的占比已經(jīng)接近15%，并且還將繼續(xù)增長。

但是風力發(fā)電和光伏發(fā)電具有非常明顯的波動性，難以提供足夠的穩(wěn)定的、可控的電量。從一天的時間段看，光伏發(fā)電的主要出力高峰時段在中午時間段，晚上無法發(fā)電；風力發(fā)電較集中在傍晚及夜間，白天出力較少。光伏發(fā)電和風力發(fā)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(fā)電的高峰，夏天和秋天是光伏發(fā)電的高峰。

所以，仍需要有儲能或火力發(fā)電，在風力發(fā)電和光伏發(fā)電量快速下降的時段來補足，以向電網(wǎng)提供穩(wěn)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(xiàn)。2021和2022年，在夏秋兩季的用電高峰期，我國多省市出現(xiàn)缺電限電現(xiàn)象。隨著綠電的裝機發(fā)展，同步需要配套建設火電用以調(diào)峰。

在2021年三季度部分地區(qū)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(jīng)濟工作會議指出，“傳統(tǒng)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(fā)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(fā)電裝機的快速發(fā)展，火電仍將是電力系統(tǒng)穩(wěn)定調(diào)峰的主要手段，是電力保供的“壓艙石”。

在目前的電網(wǎng)價格體系里，上網(wǎng)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(yè)的盈利能力也很不穩(wěn)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(yè)的盈利能力波動過大，所以，二級市場給火電企業(yè)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(yè)績主要關注四項指標：煤價、電價、利用小時數(shù)、新增裝機。

雖然隨著火電利用小時數(shù)下降（長期來看，綠電消納占比提升），傳統(tǒng)的按發(fā)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(zhuǎn)為容量電價收入，火電的估值體系也將發(fā)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(yè)績受煤價影響將下降，火電盈利穩(wěn)定性逐漸增強，火電將作為公用事業(yè)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(tǒng)運行費用，第一條是輔助服務費，目前已經(jīng)開始征收。今年上半年，電網(wǎng)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(yè)，按上半年火電發(fā)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(yè)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(fā)展的當下，無法快速通過建抽水蓄能電站來對綠電進行調(diào)峰，那就非常需要通過火電來給綠電做調(diào)峰。

故當下及往后火電對維持電力系統(tǒng)的足額、穩(wěn)定發(fā)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(yè)的發(fā)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(shù)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(wǎng)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(yè)提供穩(wěn)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(yè)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(wěn)定。而盈利的穩(wěn)定將有助于火電企業(yè)的收入預期穩(wěn)定、二級市場估值的相對穩(wěn)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。）