深圳电网用电负荷创年内新高 预计电力企业或迎来盈利改善

• 李波 2023年6月1日 来源：中研普华集团、央视财经、中研网 309 13
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据南方电网深圳供电局消息，5月30日，深圳电网用电负荷创今年新高，达到2040.2万千瓦，同比增长16.8%，为历史上首次在5月份超过2000万千瓦，较去年突破2000万千瓦大关的时间(7月15日)提前了45天。

据南方电网深圳供电局消息，5月30日，深圳电网用电负荷创今年新高，达到2040.2万千瓦，同比增长16.8%，为历史上首次在5月份超过2000万千瓦，较去年突破2000万千瓦大关的时间(7月15日)提前了45天。

近期广东省天气持续炎热，有大范围的35℃至37℃高温，部分市县打破近十年极端高温纪录。

南京证券认为，国内经历多轮电力供需矛盾之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重塑。

顶峰容量不足，煤电价值凸显;电力市场化改革持续推进下，容量补偿电价等系统调节机制有望出台。

当下煤炭库存量充足，煤炭价格全线加速下行。伴随着有关部门加大煤炭保供力度，电煤长协实际履约率有望边际改善，煤电运营商成本端可控，电力企业业绩有望大幅改善。

公司方面，上证报表示主要包括：粤电力A、浙能电力、华电国际等均为国内龙头煤电运营商。

煤价同比回落近三成 火电企业盈利有望修复

在高产量、高库存“压制”下，煤炭价格加速下跌。据中国煤炭市场网数据监测，截至5月29日，北方港口5500K动力煤为880元/吨左右，同比下跌约380元/吨，跌幅近30%。

有市场人士预测，随着港口和电厂库存加快积累以及下游采购积极性下降，煤价在6月上旬下行速度可能会加快，预计此轮煤价将跌至800至850元/吨。

有市场人士分析，港口和电厂库存加快积累、下游采购积极性下降，是导致近期煤价下行的主要原因。信达证券研报分析称，在电力供应紧张的态势下，煤电顶峰价值凸显。

此外，伴随着政府加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，煤电企业的成本端较为可控，火电企业业绩有望大幅改善。

据中研普华产业研究院出版的《2023-2028年中国火电行业发展前景及投资风险预测分析报告》统计分析显示：

火电是指利用煤、石油、天然气等固体、液体燃料燃烧所产生的热能转换为动能以生产电能。

火电包括燃煤发电量，燃油发电量，燃气发电量，余热、余压、余气发电量，垃圾焚烧发电量，生物质发电量。

火力发电包括汽轮机发电、燃气轮机发电及内燃机发电三种方式，其中，汽轮机发电使用比例最高，燃气轮机发电正处于快速发展阶段。

火力发电作为我国主要发电方式之一，能有效降低电网输配电耗损，还具备投入成本低、占地面积小、运行平稳、受地理环境及气候影响小等优势。

推动煤电与可再生能源联营，可为火电企业打开“第二增长曲线”。火电企业要大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，以更好地适应新型电力系统需要，实现行业高质量发展。

火电企业何以成为资本市场的香饽饽?

近一段时间，火电企业的热度不减。A股电力板块异军突起，不惧大盘调整保持强势，其中又以火电企业受关注度最高。

不仅多家公司在一季度获得头部公募基金大额增持，火电也成为今年以来A股中少数实现正收益的板块。能源绿色低碳转型大背景下，火电企业何以成为资本市场的香饽饽?

业绩好是核心因素。国家统计局数据显示，1月份至4月份，全国规模以上工业企业实现利润总额同比下降20.6%，在41个工业大类行业中，有27个行业利润总额同比下降;

电力、热力生产和供应业却风景独好，利润总额同比大增47.2%。Choice数据显示，2023年一季度，28家申万火力发电企业合计净利润为134.12亿元，较2022年同期的39.71亿元出现较大改善。

发电成本和售电电价的双重提振，扭转了火电企业业绩。在燃料端，2021年4月起，受煤炭供需等因素影响，国内煤炭价格不断刷新历史高位。

煤价高压下，煤电企业无法通过电价上涨疏导成本，陷入越发越亏的困局。

面对高涨的煤价，有关部门及时出手干预，一方面加快释放先进煤炭产能，一方面督促企业全面签订落实电煤中长期合同，对电煤长协和现货价格的合理区间分别进行规定，并严厉打击哄抬煤价行为，煤炭价格随之出现大幅回落。

今年以来，随着国际煤价大幅走低，煤炭进口不断增加，国内煤炭价格呈进一步下探趋势。

在售电端，国家调整了电价涨跌幅限制。

2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。成本和售价两端的一降一升，有效保障了火电企业利润。

电力迎峰度夏成了股价上涨的催化剂。一方面，在经济回暖与气温上升等因素促进下，近日多地发用电量快速攀升。有关部门预计，今年迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧。

另一方面，新能源具有“大装机、小电量”的属性和随机性、波动性、间歇性等特征，稳定性高、装机规模庞大的煤电仍是我国能源保供的主力电源，火电企业的发电利用小时数能够得到一定保障。重回风口之上的火电企业，想不“躺赢”都难。

虽然火电企业业绩出现拐点，行业进入一轮景气周期，但对如此风光还应理性看待。出于保障能源安全的需要，碳达峰之前尤其是“十四五”时期，我国还会控制煤炭消费合理增长。

但在碳中和周期，煤电利用小时数将不断下滑，已是不争的事实。根据有关部门要求，要加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。这意味着，煤电终将告别“主体性电源”地位。

“双碳”目标下，火电企业的可持续发展离不开煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。即便我国出台了一系列政策保障煤炭供应和价格平稳运行，但高度市场化的煤炭行业仍难摆脱市场周期性运行的规律。

有效推动煤炭、煤电领域融合发展，最直观的益处就是可以让煤电企业少受煤价波动的影响，电煤供应和成本都相对稳定。

长期看，还有利于推动资源向优势企业集中，实现煤炭、煤电产业链供应链同类业务横向聚集、上下游纵向贯通，大幅提升煤电与煤炭企业的资源配置效率和发展质量，切实增强行业市场竞争力和影响力。

推动煤电与可再生能源联营，则可为火电企业打开“第二增长曲线”。火电企业开发风光等新能源有着天然优势，由于新能源“靠天吃饭”的特性，需要搭配可调节性电源建设。

火电企业可利用火电机组调峰能力，平抑新能源电力对电网造成的冲击，提高新能源消纳水平，并借助风光火储一体化发展模式获取优质新能源开发指标。

火电企业通过提升边际成本较低的新能源装机占比，还有利于借助新能源发电的收益缓解煤电经营压力。

为实现上述目标，火电企业要大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，以更好地适应新型电力系统需要，实现行业高质量发展。

不少火电企业已经提出雄心勃勃的新能源装机目标。未来，电力企业的边界会更模糊，只有坚持绿色低碳发展，推进技术创新，提高能源利用效率，创新商业模式融合发展，才能在市场竞争中占据先机。

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