煤炭、火电上半年冰火逆转,下半年业绩分化或加剧

煤炭、火电上半年冰火逆转,下半年业绩分化或加剧
2023年07月16日 13:29 21世纪经济报道

  21世纪经济报道记者陈莎 广州报道

  2023年上半年,煤炭、火电企业业绩出现两极反转。

  7月15日,火电巨头华能国际发布2023年半年度业绩预盈公告。经初步测算,华能国际预计2023年上半年实现归母净利润为57.5亿元-67.5亿元,扣非归母净利润为50亿元-60亿元,与2022年同期相比,实现扭亏为盈。2022年上半年,华能国际的归母净利润为-30.09亿元,归母扣非净利润为-38.34亿元。

  根据公告,华能国际业绩预盈主要出于两方面的原因:一是境内燃煤价格同比下降和电量同比增长的综合影响,二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。

  近日来,A股多家上市电力公司发布2023年上半年业绩预告。浙能电力与华能国际同日公告,预计公司上半年实现归母净利润23.48亿元-31.77亿元,同比增长489.95%-698.24%。前一日,华电国际预计,公司上半年实现归母净利润为23.5亿元-28.2亿元,较上年同期(重述前)同比增长43%-71%;较上年同期(重述后)同比增长42%-70%。

  除此之外,包括上海电力、天富能源、粤电力A、广州发展、皖能电力等多家公司,均在今年上半年实现同比扭亏或大幅增长。其预盈原因不尽相同,主要集中在煤炭价格下降与用电量增长两方面。

  在火电企业迎着夏日热浪业绩翻滚的同时,煤炭企业自2021年冲天业绩以来罕见铩羽。虽然煤炭产量、销量同比均呈上涨趋势,但中国神华预计,今年上半年公司实现净利润323亿元-343亿元,同比下降16.5%-21.4%;陕西煤业预计,上半年公司实现归母净利润112亿元-118亿元,同比减少56%-53%。针对业绩下滑,陕西煤业表示,“受市场供求关系影响,煤炭价格下行,公司煤炭售价同比有所下降。”

  煤电博弈在年内上半场迎来转折,下半场战局又将如何?

  煤电一抑一扬,此消彼长

  今年年初以来,我国煤价震荡下行,这在两年前又是另一番光景。2021年,煤炭行业在国家“双碳”战略背景下,发展方式、产业结构加速变革调整。受下游需求快速增长、安全环保约束增强等因素影响,国际国内煤炭供应紧张,国内煤炭保供政策严格,产品价格持续上涨,行业盈利水平大幅提升。煤化工行业“能耗双控”政策调控力度加大,产能扩张受限,供应持续偏紧,产品价格在高位运行。

  据兖矿能源年报,2021年集团生产商品煤10503万吨,同比减少1525万吨或12.7%;销售煤炭10564万吨,同比减少4197万吨或28.4%。在生产、销售煤炭同比双双下降的同时,当期兖矿能源实现煤炭业务销售收入837.97亿元,同比增加143.49亿元或20.7%。

  2022年,受全球能源供应紧张以及国内政策等影响,煤炭供需格局呈偏紧态势,产品价格保持中高位。当年兖矿能源集团生产商品煤与销售煤炭同样双双减少,煤炭业务销售收入同比仍大增420.47亿元或50.2%。

  在煤炭企业抓住当期产品供需偏紧、价格稳中走强的契机大获丰收之际,火电企业则因此行至低谷。

  根据年报,2021年,华能国际原煤采购综合价为770.67元/吨,同比上涨60.85%,境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时,同比上涨51.32%。而同期,因政策调控保障民生用能等措施,境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时,同比上升4.41%,远不及成本涨幅。

  2021年10月,国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,燃煤发电量原则上全部进入电力市场,燃煤发电市场交易电价上下浮动范围原则上扩大为不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制,取消工商业目录销售电价,推动工商业用户全部进入电力市场。尽管如此,2021年全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1044元/吨,同比大幅上涨81.3%,电煤采购成本大幅增加,仍对企业形成巨大冲击。

  2022年,国际煤炭市场受地缘政治冲突等因素影响,进口煤减量明显,国内煤炭供应增加不及预期,煤价持续高位运行。华能国际年报显示,2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1296元/吨,同比上涨24.2%,华能国际全年境内火电厂售电单位燃料成本为372.56元/兆瓦时,同比上涨17.73%。

  高企的煤价给煤电公司的煤电经营带来极大压力。2022年,华能国际实现净利润-100.85亿元,营业利润为-104.11亿元,营业成本为2392.21亿元,比上年同期增长16.39%。

  2023年以来,在煤炭保供政策持续发力及进口煤零税政策等因素的影响下,我国煤价震荡下行。中国煤炭市场网数据显示,今年年初,秦皇岛5500大卡动力煤价格为813元/吨,至6月底为731元/吨,相比年初每吨下降82元。此外,5000大卡动力煤以及4500大卡动力煤价格也均呈现持续下跌态势。另以榆林地区Q6000大卡非电流向市场煤为例,截至6月30日,主流市场价格在690-730元/吨,较2023年初累计下跌505元/吨,降幅达41.56%。

  进口方面,中钢期货研报显示,6月份我国进口煤及褐煤3987.1万吨,环比增加0.73%,同比大增110.05%;1-6月累计进口22193.8万吨,同比大增93.2%。进口额方面,6月份煤炭进口额为44.9亿美元,环比下降2.7%,同比增长47.6%。据此推算进口均价为112.6美元/吨,环比下跌3.9美元/吨,同比下跌47.7美元/吨。2023年1-6月份,煤炭累计进口金额276.7亿美元,同比增长49.2%。总体来看,煤炭进口呈现量增价减格局。

  此外,7月13日,根据国家能源局发布的数据,今年6月份,全社会用电量7751亿千瓦时,同比增长3.9%。1-6月,全社会用电量累计43076亿千瓦时,同比增长5.0%。今年以来,居民外出就餐、购物、旅游、住宿明显增多,接触型聚集型服务业持续改善,带动行业用电量较快增长。数据显示,今年上半年,第一、第二、第三产业用电量同比分别增长12.1%、4.4%、9.9%。受益于燃料价格下降、用电需求增加、平均上网电价上升等,上半年大部分电力企业火电业务盈利能力有所恢复,迎来增长。

  供需两旺,火电企业业绩或进一步改善

  6月以来,全国多地高温天气持续,带动用电负荷激增。根据官网消息,7月10日,国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时,刷新历史最高纪录,较前一日增长2.1亿千瓦时,超历史峰值0.4亿千瓦时。7月份以来,国家能源集团的宁夏、江苏、浙江等5家子分公司日发电量已连续多日突破2亿千瓦时,16家子分公司日发电量突破1亿千瓦时。

  7月10日,南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦,创历史新高,比去年最高负荷增加300万千瓦。预计今年迎峰度夏期间,南方电网最高负荷需求将达2.45亿千瓦,同比增长10%。

  中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)预计,2023年全国最高用电负荷约13.7亿千瓦,比2022年增加8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候,则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。

  而煤电在迎峰度夏电力保供中发挥着重要作用。目前来看,国内煤炭库存充足。中电联规划发展部副主任韩放近日受访时表示,1-5月份,我国生产原煤19.1亿吨,同比增长4.8%;进口煤炭1.8亿吨,同比增长89.6%。电力行业燃料统计口径电厂日均入场煤量同比增长13.1%,煤炭库存基本处于近年高位。截至6月29日,中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨,同比增长2444万吨,为近4年以来最高,平均可用天数24.6天。

  此外,进口煤炭或持续增加。据海关总署公布的数据,6月份,我国进口煤炭3987.1万吨,较去年同期的1898.2万吨增加2088.9万吨,增长110%;较5月份的3958.4万吨增加28.7万吨,增长0.7%。今年1-6月份,全国共进口煤炭22193万吨,同比增长93%。CCTD中国煤炭市场网指出,6月煤炭进口量月环比结束了连续两个月小幅减少的态势,开始小幅增加。夏季居民制冷用电需求将带动电厂日耗增加,因此,在进口煤价格合适的情况下,电厂对进口煤仍有采购需求。7月进口量或将继续增加。

  煤炭价格方面,7月14日,国家统计局公布的数据显示,7月上旬全国各类煤炭品种小幅上涨。不过,关于煤炭价格后续走势,山西省能源局副局长王茂盛日前在全国夏季煤炭交易会上表示,“煤炭的价格在近期是止跌的,但还是处于小幅震荡的过程,受到进口煤增加与电厂煤持续高位的影响,迎峰度夏还不足以对煤价上涨形成有效的支撑,预计下一阶段的煤炭价格仍将承压运行。”

  中国煤炭运销协会6月也曾发布预测,供应方面,后期相关部门和产煤省区将继续推进煤炭增产保供工作,预计我国煤炭生产将保持增长态势。在国际煤炭供需转弱、进口零税、比较优势、需求回升等因素影响下,后期我国煤炭进口量有望延续快速增长态势。综合来看,判断后期我国煤炭供需关系总体可能呈现相对宽松局面,煤炭市场价格或将继续下行。

  对于煤炭企业来说,下半年或仍承压。陕西能源日前在投资者互动平台表示,公司煤炭销售分为保供价格和市场价格,依据政策,要求80%的煤炭签订保供长协。煤炭价格下跌对于少量的外销煤炭存在一定程度的影响。

  而对火电企业来说,业绩或有望进一步改善。东方证券研报指出,华能国际一季度燃煤发电大幅减亏,一方面是受平均上网电价上升影响,经营数据显示,其一季度平均上网电价518.69元/兆瓦时,同比增长3.3%,较2021年全年平均水平提高20.1%;另一方面是随着动力煤市场价格持续下降,成本端改善明显。

  信达证券研报认为,在电力市场化改革的持续推进下,电价有望稳中小幅上涨,电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广,容量补偿电价等机制有望出台。伴随着发改委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。

  国金证券研报指出,火电企业业绩对煤价的敏感性远高于电价和电量,而受库存因素影响,5月下旬北港市场煤价补跌后的低煤价将集中体现在三季度,火电企业业绩有望进一步改善。

  (作者:陈莎 编辑:张伟贤)

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