火电企业盈利能力情况分析 火电灵活性改造再迎政策利好

• 黄江 2022年12月6日 来源：新浪 364 17
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煤炭的价格波动是火电板块呈现周期性的主导因素。复盘历史表现，煤价下行给火电企业带来业绩修复的机会，带动ROE的提升，从而推动股价修复。

未来随着保障电煤平价供应，发电价格顺利传导，逐渐走出“市场煤，计划电”的火电有望该逆转过去大面积亏损的态势，迎来ROE的修复。

火电企业盈利能力情况分析

火电板块改善的主要原因在于从10月开始处于高位的煤价拐头往下走，以及三季度火电企业盈利情况的整体改善进一步确立了反弹的信心。

煤炭的价格波动是火电板块呈现周期性的主导因素。复盘历史表现，煤价下行给火电企业带来业绩修复的机会，带动ROE的提升，从而推动股价修复。类似的阶段发生在09年、13年和19年，煤价对股价的传导效果明显。到了21年，火电企业涉足新能源领域又提供了增量逻辑，但煤价扰动对股价的影响一直存在。

火电灵活性改造再迎政策利好

近日，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》(下称《通知》)。　　《通知》中明确，落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2023年广东电力市场规模约为5500亿千瓦时，包括直接参加市场交易电量和电网企业代理购电电量。这一规模与2022年持平。

但年度交易规模却有了一定的变化，《通知》中安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，相比2022年的3150亿千瓦时，减少了近5%。但2023年可从市场直接购电的用户电量规模从2022年的4800亿千瓦时，增加到了4900亿千瓦时。

当前的传导机制可以在一定程度上疏导火电企业的成本压力，但其实目前，前端购买煤炭的渠道很多时候价格是高于发改委指导价格的。要想真正缓解火电企业的压力，从亏损转为正向盈利，还是需要煤价整体降下来。

根据中研普华研究院《2022-2027年火电行业市场深度分析及发展规划咨询综合研究报告》显示：

11月2日，国家能源局公开关于十三届全国人大五次会议第7080号建议的答复复文摘要。摘要指出，将重点推动供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组节能降碳改造、大型风电光伏基地配套煤电灵活性改造、“三北”地区和工业园区供热改造，提升煤电机组清洁高效水平和促进新能源大规模发展。贵州省能源局表示，未配储能的新能源项目暂不考虑并网，支持煤电一体化项目优先并网。

伴随着电煤保供稳价工作持续推进，火电企业成本端压力有所减轻。

此前国家推出了与煤炭企业签订中长期协议的履约方案，鼓励签订3年以上的长期合同。今年7月份，国家发改委即规定，用煤企业签订长协的煤炭总量应100%覆盖去年实际用煤量以及今年的新增需求。煤炭供应企业签订的长协合同总量应达到自有资源量80%以上，同时月度履约率不低于80%，季度和年度履约率必须达到100%。前三季度动力煤产量累计达到27.32亿吨，同比增长12.3%，近十年首次实现两位数增长。

今年2月国家发改委为港口煤价设立了每吨570-770元的价格区间，相当于煤-电产业链利润分配控制在该区间，当煤炭价格达到区间上限时能够充分传导燃料成本，保障政策发电允许，当低于上限时则存在更大的盈利空间。

另一方面，上网电价端由于燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至20%，电价上涨空间拉大。今年主流火电企业的电价涨幅已经接近了20%的上限。随着市场化交易比例的提升，无论是从成本端还是从电价端，火电企业具备了盈利修复的条件。

今年三季度，A股火电板块(统计47家公司，包含热电、生物质能等)单季度营收同比增长31.9%。自21年Q1以来，火电单季度营收首次追上成本增速。毛利率达到8.3%，比21年Q4提升了19个百分点。主要火电企业如国电电力、华电国际等14家火电企业实现单季度扭亏为盈。

经营数据上，随着中长协覆盖比例的提高，成本压力释放，火电发电量从二季度低谷中走出，Q3平均发电量同比增长9.4%。在水力发电出力不足的情况下，1-10月份来自火力的发电量占比提升至69%。尽管受疫情扰动，下游用电需求放缓，火电平均利用时长同比减少52个小时，但价格成本的成功疏导为火电企业一定程度抵消了量的疲弱。

《2022-2027年火电行业市场深度分析及发展规划咨询综合研究报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。

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