火电全线飘红分析：用电复苏+煤价下行

文 | 吴太平

作者系国电汉川发电有限公司副总经理

火电企业要最大限度地规避经济波动对盈利带来的影响。

尽管疫情影响发、用电量增长，但在电价稳定、煤价下行、用电需求复苏等因素推动下，上半年国内火电行业全线飘红，主要火电企业业绩大幅增加。其中，华能、大唐、华电等电力央企，建投能源、浙能电力等地方发电企业净利润均有高比例增长。

对于火电企业而言，燃料成本、上网电价、发电小时数是影响企业经营的三个主要因素。度电煤耗、煤炭价格决定企业度电成本水平，火电利润波动曲线与煤价变化轨迹具有高契合度；在电力市场化改革的进程中，交易电量规模和占比不断增加，上网电价、发电利用小时数的波动也随之出现。

基于此，火电企业的经营需要在成本管控、发电量提高、电价保障三个方面出发，以最大限度规避经济波动带来的影响。

火电毛利改善，净利增厚

受疫情影响，上半年国内电力需求减弱，发电量同步下滑。根据中电联统计，上半年全国全社会用电量为 33547 亿千瓦时， 同比下降1.3%；累计发电量 33645 亿千瓦时，同比下降 1.4%；全国规模以上电厂火电发电量24343亿千瓦时，同比下降1.6%。

从主要火电企业经营情况看，华能国际上半年完成发电量1796.50亿千瓦时，同比下降8.1%；实现营收791.22 亿元，同比减少5.21%。华电国际上半年完成发电量为929.76亿千瓦时，同比降低约8.7%；实现营收415.31亿元，同比减少5.91%。大唐发电上半年发电量约1216亿千瓦时，同比下降约1.79%；营业收入444.78亿元，同比下滑1.25%

2020年上半年华能国际等主要火电企业净利润大增

河北火电龙头建投能源上半年发电量175.52亿千瓦时，同比下降11.91%；完成上网电量163.44亿千瓦时，同比减少12%；营业收入66.13亿元，同比减少5.06%。浙江火电企业浙能电力上半年发电量和上网电量同比分别下降15.10%和15.29%；营业收入223.18亿元，同比下降13.82%。

尽管发电量和营业收入下滑，但在煤价下行的利好叠加下，主要火电企业净利润同比改善明显。

其中，华能国际上半年净利润57.33 亿元，同比高增50%；华电国际上半年净利润23.86亿元，同比增加43.49%；大唐发电上半年净利润17.78亿元，同比增长106.67%；建投能源净利5.05亿元，同比增长29%；浙能电力净利30.23亿元，同比增长20.6%。

从火电上市公司经营情况看，上半年火电板块毛利率同比提高2.6%，毛利率提升至19%。具体而言，2020年上半年华能国际毛利率为19.7%，同比提升3.3%；华电国际二季度毛利率17.06%，毛利率连续六个季度上升，2020年二季度毛利率为2017年以来单季度最高值。

用电需求复苏，上网电价维稳

2 02 0年初以来，宏观经济经历疫情冲击，伴随复工复产和逆周期调节政策实施，国内经济得以修复。8 月中国制造业采购经理人指数为 51%，较上月小幅回落 0.1个百分点，非制造业商务活动指数为55.2%，较上月提升1个百分点，连续 6个月位于荣枯线以上，经济复苏势头延续。

与此同时，在经济恢复增长的背景下，全社会用电量从负增长的泥淖中走出，从今年4月开始，连续单月正增长。7月份全国全社会用电量6824亿千瓦时，同比增长2.3%；8月单月用电量增速较7月有望显著回升。

中电联预计，下半年电力消费增速将比上半年明显回升，预计下半年全社会用电量同比增长6%左右，全年全社会用电量同比增长2%-3%。基于此，发电企业业绩增长存在支撑。

除钢铁、建材、有色、化工等高耗能对发电量的拉动外，5G 基站、大数据中心、新能源汽车充电桩等新型基础设施对发电量的拉动效应正在显现。今年7月，信息传输、软件和信息技术服务业用电量同比增长22.9%。新基建的兴起代表未来产业新方向，也是社会用电量增长的新动力，更为发电小时数的稳定增长提供动能。

从影响火电业绩的另一个因素——上网电价变化看，上半年火电上网电价基本维稳，并未出现大幅波动，成为支撑火电业绩增长的稳定器。

从企业的经营数据看，华能国际二季含税上网电价411.62元/兆瓦时，同比-1.25%；不含税上网电价364.3元/兆瓦时，同比-1.25%。电力市场交易规模提高是上网电价小幅波动的推动因素，2020年上半年华能国际市场化交易电量840.6亿千瓦时，交易电量比例为49.89%，比去年同期提高2.84个百分点。

华电国际上半年平均上网电价4 0 9.4 8元/兆瓦时，同比下降0.54%；市场化交易电量约为438.6亿千瓦时，同比增加1.7%。与众不同的是，河北区域内火电企业建投能源上半年平均上网电价322.96元/兆瓦时，同比增长1.69%。

自2016年国内开展电力市场化交易以来，电力交易规模逐步扩张，电力交易占比不断攀升。2019年电力市场化交易电量预计为2.3万亿千瓦时，同比提高约6%。今年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12024亿千瓦时，同比增长5.9%。

当前，煤电上网电量50%以上通过市场交易进行。2019年9月，国务院常务会议宣布取消煤电价格联动机制，开始执行“基准+浮动”电价机制。国家从制度层面不断深化电力市场改革，同时在新能源平价上网的格局下，发电企业之间的市场份额、电价之间的竞争将愈加激烈。随着电力现货交易、期货等衍生品交易的增加，发电企业面临电价下行的压力依然存在。

从火电企业未来的定位看，火电的功能和角色需要不断调整，以适应市场格局的变化。火电不仅是基荷电源，调峰电源的属性也将越来越强。

社会用电量逐月回升，火电业绩得以支撑

煤炭价格下行，为火电腾出盈利空间

从火电企业的成本构成看，燃料成本占度电成本70%，煤炭价格波动影响火电企业盈利。从五大电力的业绩表现看，利润高低与煤炭价格走势负相关。2012-2015年，国内煤炭价格进入下行周期，从860元/吨高位下降至350元/吨，火电业绩逐年改善；2016年开始，国内启动供给侧改革，煤炭价格从350元/吨上行至740元/吨，发电企业进入第二个困难时期。

2019年以来国内煤炭价格相对稳定，2020年内煤炭价格小幅波动。截至8月28日， 秦皇岛港动力煤（5500K）平仓价为545元/吨，较去年同期575元/吨下降30元/吨，同比下降5.2%。

煤炭价格下行是火电企业盈利改善的主要驱动因素。从2020年上半年发电企业燃料成本变化情况看，华能国际上半年境内火电厂售电单位燃料成本为 206.51 元/兆瓦时，同比下降7.73%。受益于燃料价格下跌，公司营业成本较去年同期下降 8.87%，其境内燃料成本同比减少58.13 亿元，二季度毛利率回升至20.47%。

华电国际上半年燃料成本约185.02亿元，同比减少16.24%，主要原因是发电量同比减少及煤炭价格同比下降的影响。

建投能源控股发电区域平均标煤单价551.58元/吨，同比降低61.73元/吨，营业成本大幅下滑。上半年实现营业成本48.92亿元，同比下滑11.41%，毛利率提高3.48%。在电煤市场相对宽松的背景下，上半年建投能源持续优化调整结构，积极增加长协煤和直供煤来煤量，紧跟市场价格走势，灵活制订市场煤采购策略，加强配煤掺烧管理，全流程降低燃料成本。

从全年煤炭价格变化情况看，一方面经济进入复苏阶段，煤炭产能供给充足；另一方面受疫情影响，欧洲等主要经济体需求停滞，海外煤价大跌，国外进口煤炭压制国内煤炭价格上涨。8月底CCI进口5500动力煤价格（含税）为371元/吨，国内CCI5500（含税）价格为555元/吨，进口煤和国内煤炭价格差价近200元/吨。基于此，预计下半年煤炭价格仍将在中低位运行，可以支撑火电行业利润维持较高水平增长。

但是，同时应该注意。煤炭周期波动的属性仍未改变，在经济复苏高确定性的背景下，在“新老基建”投资拉动下，煤炭、钢铁、水泥、钢铁需求量将同步回升，发电和燃煤之间的价格博弈也将始终存在。此外，产煤地区的安全检查、环保检查可能成为短期影响煤炭产能释放，造成煤炭价格波动的影响因素。