“冬炒煤來夏炒電，五一十一旅游見。逢年過節有煙酒，兩會環保新能源。”

在這個異常炎熱的夏天，多年前流傳的炒股四季歌，似乎又開始發揮著神奇的魔力。

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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，京津冀地區更是罕見地連續多日突破40℃。

國家氣候中心的數據表明，截至6月30日，我國高溫日數（超過35度）已創下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，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，江蘇電網日均用電負荷持續保持在1億千瓦左右，同比去年同時段高出近10%。

高溫之外，疫情后的經濟復蘇，也成為電力需求爆發的重要推力，作為反映經濟景氣度的晴雨表和風向標，電力需求往往伴隨著中國經濟的持續復蘇水漲船高：

今年1-5月，全國用電量35325億度，同比增長5.2%。按照中電聯等機構預測，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。

一邊是經濟復蘇的熱潮，一邊是持續高溫的熱浪。順應經濟周期又受益于高溫天氣的電力板塊受到追捧。5月以來，電力行業指數逆勢大漲近10%，遠遠超過滬深大盤。

但是出人意料的是，電力細分板塊中，最受市場資金關注的既不是風電、光伏、核電等綠色能源，也不是傳統的水電，而是被很多人視之為落后產能的火電。

火電的預期差

碳中和的時代背景，我國電力結構向風光核等綠色電力轉型成為大勢所趨。

2016年-2022年，我國核電發電量從2132.9億長到4117億度，年復合增速約13%；風電發電量從2113.2億度增長到7626億度，年復合增速約23%；太陽能發電量從393.6億度增長2290億度，年復合增速高達40%左右。

與之相比，傳統的水電過去6年的發電量從11933.7億度增長到13522億度，年復合增速不到2%；火電發電量從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構中占比不斷提升，這是最近幾年綠色電力業績和股價表現優于火電等傳統能源的重要原因。

但是，就絕對權重而言，風光核三者加起來的比例，也只占我國發電量的15%左右，火力發電量占比仍高達69.77%，是現階段最重要的發電方式。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構在很長一段時間內不會改變。

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定，去年川渝等西南地區水電大省出現供電緊張，就是因為持續罕見的高溫天氣疊加水資源偏枯。

今年1-5月，風電和光伏發電量增速相比過去幾年出現回落，水電發電量更是同比下降19%，而火電發電量則累計同比增長6.6%。其中5月單月水電發電量同比下降33%，火電發電量則同比增長16.5%。

基于當下能源供需緊張的局面和穩定電力供應的需求，十四五時期政策對火電的立場發生了微妙的變化：

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下滑趨勢，能源轉型期火電的壓艙石作用被政策高度重視；

另一方面，國家采取長協煤等多種措施對煤價進行調節，占火電成本70%的煤炭價格，在經歷了過去兩年持續暴漲之后，今年已經連續下跌超過30%。

除了用電量上升、成本下降之外，電價改革也為火電企業的困境反轉提供助力：電力交易市場數據顯示，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股火電指數上漲超過12%，漲幅遠超水電、核電和風光等綠色電力指數。

火電龍頭大PK

五大央企華能、華電、大唐、國家電投、國家能源，占據了全國發電量的近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，一是上網電價，二是燃煤成本。

從上網電價來看，各家企業參差不齊：2022年華電國際平均上網電價為0.519元/度，華能國際平均上網結算電價為0.509元/度，大唐發電合并口徑完成上網電價0.46元/度，國電電力平均上網電價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，導致頭部電企出現持續虧損，而火電業務正是拖累業績的主要原因：

數據顯示，大唐發電去年虧損4億，而燃煤發電板塊虧損達60.5億元；華能國際虧了73億，而燃煤發電板塊虧損則高達173.25億元。若沒有綠電業務的盈利支撐，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，貢獻了7.35億元凈利潤。

▲圖片來源：華夏能源網

國電電力的上網電價在五大發電企業中并不算高，公司盈利的核心優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域轉型，而頭部電企中火電業務盈利能力最穩健的，或許仍是成本占優的國電電力。

五大電力公司之外，區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，浙能電力平均上網電價為0.436元/度，低于規模接近的大唐發電，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，作為沿海區域電力龍頭，浙能電力過去2年主要以進口煤為主，長協煤和國產煤比例較低，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勢是較高的資產質量，使其規避了火電公司普遍存在的資產減值的風險。

在電力結構持續轉型的背景下，火電資產價值被不斷稀釋，資產減值近年來已成為大型火電公司利潤釋放的重大壓力。

以大唐發電為例，2021年公司計提11.66億元資產減值損失，2022年計提4.14億元資產減值。

相比而言，最近5年來，浙能電力最大的一次資產減值也不過2億元，遠低于華電國際、華能國際和大唐發電。

聚焦于經濟富庶的用電大省，讓浙能電力的火電資產具備更強的韌性和抗風險能力。疊加成本下降的彈性，浙能電力今年或將表現出比“五大電”更強的業績修復力度。

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