作者:大師兄,編輯:小市妹
“冬炒煤來夏炒電,五一十一旅游見。逢年過節(jié)有煙酒,兩會環(huán)保新能源?!?/p>
在這個異常炎熱的夏天,多年前流傳的炒股四季歌,似乎又開始發(fā)揮著神奇的魔力。
(資料圖)
【電力的多重催化】
今年入夏以來,我國多地遭遇高溫炙烤,多個國家級氣象站的日最高氣溫突破歷史極值,京津冀地區(qū)更是罕見地連續(xù)多日突破40℃。
國家氣候中心的數(shù)據(jù)表明,截至6月30日,我國高溫日數(shù)(超過35度)已創(chuàng)下1961年以來歷史同期最多,而未來三個月赤道中東太平洋將維持厄爾尼諾狀態(tài),今年全年的高溫天氣也將顯著多于往年。
極端高溫天氣,全國用電需求大幅增長。
5月份,全國全社會用電量7222億度,同比增長7.4%,其中南方最高用電負荷同比去年5月份最高用電負荷增加了18%;6月以來,江蘇電網(wǎng)日均用電負荷持續(xù)保持在1億千瓦左右,同比去年同時段高出近10%。
高溫之外,疫情后的經(jīng)濟復蘇,也成為電力需求爆發(fā)的重要推力,作為反映經(jīng)濟景氣度的晴雨表和風向標,電力需求往往伴隨著中國經(jīng)濟的持續(xù)復蘇水漲船高:
今年1-5月,全國用電量35325億度,同比增長5.2%。按照中電聯(lián)等機構(gòu)預測,2023年全國全社會用電量將超過9.15萬億度,同比增長6%至8%,相比2022年增幅高出3個百分點以上。
一邊是經(jīng)濟復蘇的熱潮,一邊是持續(xù)高溫的熱浪。順應經(jīng)濟周期又受益于高溫天氣的電力板塊受到追捧。5月以來,電力行業(yè)指數(shù)逆勢大漲近10%,遠遠超過滬深大盤。
但是出人意料的是,電力細分板塊中,最受市場資金關(guān)注的既不是風電、光伏、核電等綠色能源,也不是傳統(tǒng)的水電,而是被很多人視之為落后產(chǎn)能的火電。
【火電的預期差】
碳中和的時代背景,我國電力結(jié)構(gòu)向風光核等綠色電力轉(zhuǎn)型成為大勢所趨。
2016年-2022年,我國核電發(fā)電量從2132.9億長到4117億度,年復合增速約13%;風電發(fā)電量從2113.2億度增長到7626億度,年復合增速約23%;太陽能發(fā)電量從393.6億度增長2290億度,年復合增速高達40%左右。
與之相比,傳統(tǒng)的水電過去6年的發(fā)電量從11933.7億度增長到13522億度,年復合增速不到2%;火電發(fā)電量從44370.7億度增長到58531億度,年復合增速只有5%。
巨大的景氣度差異之下,風光核電在我國電力結(jié)構(gòu)中占比不斷提升,這是最近幾年綠色電力業(yè)績和股價表現(xiàn)優(yōu)于火電等傳統(tǒng)能源的重要原因。
但是,就絕對權(quán)重而言,風光核三者加起來的比例,也只占我國發(fā)電量的15%左右,火力發(fā)電量占比仍高達69.77%,是現(xiàn)階段最重要的發(fā)電方式。我國“貧油少氣富煤”的資源稟賦,決定了以火電為主的電力結(jié)構(gòu)在很長一段時間內(nèi)不會改變。
更重要的是,水電、風電和光伏等受天氣影響大,電力供應遠不如火電穩(wěn)定,去年川渝等西南地區(qū)水電大省出現(xiàn)供電緊張,就是因為持續(xù)罕見的高溫天氣疊加水資源偏枯。
今年1-5月,風電和光伏發(fā)電量增速相比過去幾年出現(xiàn)回落,水電發(fā)電量更是同比下降19%,而火電發(fā)電量則累計同比增長6.6%。其中5月單月水電發(fā)電量同比下降33%,火電發(fā)電量則同比增長16.5%。
基于當下能源供需緊張的局面和穩(wěn)定電力供應的需求,十四五時期政策對火電的立場發(fā)生了微妙的變化:
一方面,最近兩年新批火電裝機大幅回暖,火電投資增速接近80%,一改過去多年的持續(xù)下滑趨勢,能源轉(zhuǎn)型期火電的壓艙石作用被政策高度重視;
另一方面,國家采取長協(xié)煤等多種措施對煤價進行調(diào)節(jié),占火電成本70%的煤炭價格,在經(jīng)歷了過去兩年持續(xù)暴漲之后,今年已經(jīng)連續(xù)下跌超過30%。
除了用電量上升、成本下降之外,電價改革也為火電企業(yè)的困境反轉(zhuǎn)提供助力:電力交易市場數(shù)據(jù)顯示,部分省市火電價格上浮接近20%的上限,迎峰度夏或為電價機制改革重要時間窗口。
火電的彈性和預期差,在業(yè)績上已得到了初步驗證,在資本市場也得到了充分反映:
今年一季度,A股10家水電公司中,利潤增長的只有4家;而27家火電公司中,有21家凈利潤實現(xiàn)同比增長,占比近80%,凈利潤同比翻倍的公司有10家,占比40%。
5月以來,A股火電指數(shù)上漲超過12%,漲幅遠超水電、核電和風光等綠色電力指數(shù)。
【火電龍頭大PK】
五大央企華能、華電、大唐、國家電投、國家能源,占據(jù)了全國發(fā)電量的近50%。
在中國資本市場,五大央企旗下有5家主要上市公司,即大唐發(fā)電、華能國際、華電國際、國電電力和中國電力,除了港股上市的中國電力以外,其他四家都是以火電為主:
2022年,華電國際控股煤機裝機為4370萬千瓦,占比79.8%;大唐發(fā)電煤機裝機為4751萬千瓦,占比66.9%;華能國際煤機裝機為9405萬千瓦,占比73.93%,國電電力的煤機裝機7138萬千瓦,占比72.7%。
火電盈利的兩大核心因素,一是上網(wǎng)電價,二是燃煤成本。
從上網(wǎng)電價來看,各家企業(yè)參差不齊:2022年華電國際平均上網(wǎng)電價為0.519元/度,華能國際平均上網(wǎng)結(jié)算電價為0.509元/度,大唐發(fā)電合并口徑完成上網(wǎng)電價0.46元/度,國電電力平均上網(wǎng)電價0.438元/度。
更重要的擾動因素是燃煤成本,頭部火電公司燃煤成本占營業(yè)成本平均超70%,是火電盈虧的決定性因素。
2021-2022年,火電上游原材料煤炭價格大幅上漲,導致頭部電企出現(xiàn)持續(xù)虧損,而火電業(yè)務正是拖累業(yè)績的主要原因:
數(shù)據(jù)顯示,大唐發(fā)電去年虧損4億,而燃煤發(fā)電板塊虧損達60.5億元;華能國際虧了73億,而燃煤發(fā)電板塊虧損則高達173.25億元。若沒有綠電業(yè)務的盈利支撐,頭部電企去年的整體虧損將大幅增長。
“五大電”中,國電電力是2022年唯一煤電依然盈利的企業(yè),貢獻了7.35億元凈利潤。
▲圖片來源:華夏能源網(wǎng)
國電電力的上網(wǎng)電價在五大發(fā)電企業(yè)中并不算高,公司盈利的核心優(yōu)勢正是在于更低的燃煤成本:
2022年,國電電力入爐標煤單價只有978.78元/噸,而火電虧損最嚴重的華能國際,財報中披露旗下數(shù)家電廠入爐標煤單價為1200元/噸左右。
在2022年財報中,華能國際明確表示未來2年煤價成本仍將在高位運行,并以南京電廠舉例,預計2023年入爐標煤單價為1211.45元/噸,2024年入爐標煤單價為1073.11元/噸。
這意味著,火電規(guī)模最大的華能國際,在2023年仍將面臨較大的成本壓力,未來只能加快向綠電領(lǐng)域轉(zhuǎn)型,而頭部電企中火電業(yè)務盈利能力最穩(wěn)健的,或許仍是成本占優(yōu)的國電電力。
五大電力公司之外,區(qū)域電力公司中實力最強的火電龍頭,非浙能電力莫屬:2022年,浙能電力參、控股煤電權(quán)益裝機2747萬千瓦,火電占比超過了95%,堪稱頭部電力公司中最純粹的火電公司。
2022年,浙能電力平均上網(wǎng)電價為0.436元/度,低于規(guī)模接近的大唐發(fā)電,但是去年的虧損只有18億左右,說明公司在燃煤成本控制方面做的更好。
更重要的是,作為沿海區(qū)域電力龍頭,浙能電力過去2年主要以進口煤為主,長協(xié)煤和國產(chǎn)煤比例較低,這意味著浙能動力今年成本端還有較大改善余地。
浙能電力的另一大優(yōu)勢是較高的資產(chǎn)質(zhì)量,使其規(guī)避了火電公司普遍存在的資產(chǎn)減值的風險。
在電力結(jié)構(gòu)持續(xù)轉(zhuǎn)型的背景下,火電資產(chǎn)價值被不斷稀釋,資產(chǎn)減值近年來已成為大型火電公司利潤釋放的重大壓力。
以大唐發(fā)電為例,2021年公司計提11.66億元資產(chǎn)減值損失,2022年計提4.14億元資產(chǎn)減值。
相比而言,最近5年來,浙能電力最大的一次資產(chǎn)減值也不過2億元,遠低于華電國際、華能國際和大唐發(fā)電。
聚焦于經(jīng)濟富庶的用電大省,讓浙能電力的火電資產(chǎn)具備更強的韌性和抗風險能力。疊加成本下降的彈性,浙能電力今年或?qū)⒈憩F(xiàn)出比“五大電”更強的業(yè)績修復力度。
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