火电板块是三季度盈利难得超预期的板块之一。

10 月13日，建投能源发布业绩预告，公司前三季度归属净利润约为2.85亿元，较上年同期的巨亏7.4亿元大幅扭亏为盈，主要原因是结算电价提高影响火电主业利润同比增加，随后公司股价连续两天涨停。

次日，皖能电力、赣能股份同样发布了大幅扭亏为盈的公告，其中有一个共同重要的原因是电价上涨。此外，内蒙华电也发布业绩快报，公司前三季度实现净利润为15.58亿元，同比上涨537.22％，其原因是电价上涨及发电量上升。

自三季度以来，受电价上涨效应及水电发电量不足的替代效应，火电发电量扭转了此前的负增长局面，火电股也因此盈利大幅增长，相关股票出现大涨甚至连续涨停的现象，火电股的基本面彻底反转了吗？其拐点到底有多高？事实上，火电公司的盈利受电价、煤价和发电量三大重要因素制约，在煤炭价格高位可控的情况下，火电股的盈利或许可以持续，但很难再现2012年开始的持续三年景气周期。

量价齐升

从三季报预告看，火电股业绩提升更多是受益于电价的上涨，而电价的上涨来源于政策的放开。2021年10月8日，国务院常务会议做出决议，推动燃煤发电量全部进入市场，将市场交易电价上下浮动由分别不超过10％、15％调整为原则上均不超过20％，加强分类调控，对高耗能行业由市场化交易形成价格，不受上浮20％限制。

内蒙古是较早执行这一政策的地区，火电股受益匪浅。据内蒙华电业绩快报，公司前三季度售电单价为0.37元/度，同比上涨0.08元/度，同比上涨近30％；上半年该公司的电价甚至比2021年同期涨幅高33％。

电力供给紧张有利于电价维持高位。以国投电力为例，2022年上半年其火电平均上网电价为0.47元/千瓦时，相较2021年同期增长26.82％。华能国际同期电力上网结算价约为0.51元/度，同比上涨超20％，其中火电价格上涨是关键。

另外，发电量增加也是火电企业盈利改善的另一个重要原因。尽管国家统计局尚未公布前三季度的发电量，但第三季度前两个月的发电量已经开始正增长。据国家统计局数据，7-8月，中国规模以上工业企业发电量分别为5559.6亿千瓦时、5989.3亿千瓦时，分别上涨5.3％和14.8％。

这个数据较此前的半年报数据有较大的好转。1-5月，中国火力发电量为22711.7亿千瓦时，累计下降3.5％；1-6月，中国规模以上火力发电量约为27276.9亿千瓦时，同比降低3.9％。

当然，部分火电上市公司披露的相关数据看，第三季度的发电量同比保持了正增长的态势。华能国际是火电龙头，其2021年的火电发电量约占全国的7.4％。据公告，华能国际第三季度煤机发电量为1081.42亿千瓦时，同比增长5.03％；2022年上半年，华能国际的火电上网电量为1673.38亿千瓦时，同比下降8.94％；公司第三季度扭转了上半年火电上网量负增长的态势。

中国神华数据显示，上半年公司总发电量为847.9亿千瓦时，同比增加10.1％；前三季度总发电量为1423.7亿千瓦时，同比增加15.7％，三季度呈加速增长。

2022 年上半年，水电和光伏发电发电量同比增长20％以上，再加上风电同比增加超10％，这直接挤压了火电发电量，导致火电上半年业绩不及预期。不过，三季度，受长江流域干旱影响，水力发电量严重低于预期，水电龙头长江电力第三季度发电量为534亿千瓦时，同比下降34％；再加上需求端因为天气偏热，居民用电大增，从而导致火电在三季度实现正增长。从四季度初来看，这种来水偏少的情况或将持续，再加上四季度是传统枯水季，水电的利用小时数较低，再加上今夏为全力发电保供，主力水库水位较低或加剧出力的减少。

天风证券认为，近三年各月用电量均出现了年底的冬季用电量高于夏季7-8月用电量的情况，因此2022年年底电力需求量或将进一步增加。

结合当前电源、电网工程、投产进度，天风证券预计，2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州5个地区负荷高峰时段电力供需紧张；2023年、2024年电力供应紧张地区增加至6个和7个。因此，在电力保供压力仍然严峻的背景下，火电由于出力稳定性较强，在中长期仍是电力供应中不可或缺的主力电源。

煤价仍是关键

在电价三项成本费用（原材料+折旧+财务费用）中，煤炭价格的影响异常重要。

一般而言，一度电大约需要0.3千克的煤炭（标准煤），煤炭成本常年占据火电企业营业成本的70％以上，它是影响火电企业盈利的关键。

自2016年开始，煤炭企业与电厂之间开始试行长协定价机制。2月底国家发改委的相关文件明确了晋陕蒙相应煤炭出矿环境中长期交易价格的合理区间，其中秦皇岛下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570-770元（含税）较为合理，并于2022年5月1日执行。2022年的长协价比此前上涨30％以上。

即便如此，由于各家电厂情况的不同，考虑到运费等因素，火电企业的煤炭价格也有可能高过长协价。比如，华能国际上半年的原煤采购综合价为840.27元/吨，同比上涨41.2％；该公司境内火电企业售电单位燃料成本为0.38元/度，同比上涨超50％，比2021年0.316元/度的售电单位燃料成本高出不少。

另外，国际煤炭价格的高企对国内煤价也是一个支撑。近期，印尼能源部公布的10月份动力煤标杆价格为创纪录的330.97美元/吨，此后国际能源巨头嘉能可公布与日本东北电力公司10月份年度长协价为395美元/吨。在国际动力煤价格高企的情况下，未来国内企业的长协价短期内可能会高位盘整。事实上，卖方对煤炭价格更为看好，信达证券认为，当前正处于煤炭新一轮周期上行的初期，基本面、政策面共振。

就目前来看，煤炭价格有下跌可能，但不会重复2012年开始的3年大跌周期。上一轮是受煤炭行业产能严重过剩、需求放缓的影响，动力煤价格连续3年下跌，从2012年的707元/吨下降至2015年的414元/吨，下降幅度超过40％，其中2015年11月更是创造了351元/吨的历史低值。此后，受供给侧改革影响，煤炭价格触底反弹，火电股的盈利周期也由高峰跌落。

煤炭价格的下跌让此前持续巨亏的火电股迎来春天，个别火电股的ROE甚至一度达到30％以上，毛利率也达到50％以上。

目前来看，本轮火电公司面临的煤炭供应情况不会如2012年的供应严重过剩格局。2012年煤炭经历了十年的黄金期，诱发了各类投资主体参与其中，煤炭行业的集中度完全不可同日而语。

数据反映了两个阶段的不同。2012年，中国规模以上的煤炭企业数量为6200家，虽然比2011年减少了1500家，但依然处于高位，此前可查的煤炭企业数量最高为2010年的9000家，当时中国煤炭供应较为分散，产业集中度并不高。不过，经过了2012年至2015年的煤价低迷期，不少煤炭企业因为债务杠杆较高扩张受到限制，再加上2015年开始的煤炭企业供给侧改革，实力薄弱的煤炭企业最终退出；十年之后的2021年，中国规模以上煤炭企业数量为4343家，较高峰时期已经下降超一半。

不仅如此，煤炭产量还表现出向大型企业集中的趋势。经过供给侧改革和企业之间的合并重组，目前行业集中度已经较高。据煤炭工业协会数据，2021年，国内共有15家煤企产量在5000万吨以上，合计产量为24.6亿吨，占国内原煤产量的60.5％。其中，国家能源集团、陕煤集团、中煤集团等6家煤企产量过亿吨，合计18.5亿吨，占国内原煤产量的45％，前十家原煤产量占比超过53％，较2018年前十家占比42.35％提高了10个百分点。

此外，煤炭扩产也非一蹴而就。2012年后煤炭固定资产投资持续下行，直至2018年下半年才转正，2020年小幅下滑，民生证券预计2021年新增产能绝对量依然少于2015年。

综合来看，除非出现较大的冲击引发全球经济衰退，否则煤价高位盘整甚至小幅往上移的概率不小，火电股目前尚不具备2012年那样的盈利拐点。

本文源自证券市场周刊