煤价高企之下 , 火电上市公司盈利落入周期底部 。
根据中信证券的测算 , 2021年上半年 , 龙头火电公司华能国际(600011.SH)、华电国际(600027.SH)不含税入炉标煤单价分别达到791.43元/吨、831.66元/吨 , 同比分别提升24.6%、33.13% , 导致2021年上半年火电板块业绩分别同比大幅下滑58.1%、57.6% 。 华能国际与华电国际并非个案 , 行业内不乏其他火电上市公司2021年上半年业绩同比甚至出现80%-90%的下滑幅度 , 火电迎来了至暗时刻 。
由于中国发电量中火电占比高达60% , 且在用电高负荷期间 , 唯有火电具备较强的即时增发响应能力 , 2021年以来煤价高企与煤电业绩承压进一步压制了煤电企业增发出力意愿 , 对于本就紧张的电力供需而言可谓“火上浇油” 。
随着疫情的缓解 , 中国全社会用电量全面攀升 , 2021年前7月累计用电量增速高达15.6% , 且以每年7月为例 , 夏季用电负荷高峰每年快速提升 。 2021年5月 , 广东在迎峰度夏尚未开始时就出现严重拉闸限电 , 随后限电扩张至云南、四川、内蒙等多地 。
针对于煤价大幅上涨的现象 , 国家发改委等已出台了相关政策以保供给 。 7月6日 , 国家发改委召开的会议指出 , 各地和中央企业要坚持底线思维 , 着眼构建煤炭供应保障长效机制 , 继续加快推动政府煤炭储备设施建设 。 7月30日 , 国家发改委等印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》 , 明确规定2022年3月31日前提出核增申请的煤矿 , 不需要提前落实产能置换指标 , 可采用承诺的方式进行产能置换 , 取得产能核增批复后 , 在3个月内完成产能置换方案 。
一系列保供给政策组合拳之后 , 国家发改委8月11日发布的数据显示 , 晋陕蒙煤炭日产量环比7月同期增加近80万吨 。 产能释放叠加需求回落 , 煤价有望逐步下行 。
天风证券表示 , 2021年以来的煤价上涨主要系一方面 , 国内外煤炭供给相对偏低;另一方面 , 用电量高增叠加水电下行导致需求大幅提升 。 而目前 , “
电价有望稳步上行
目前 , 中国的火电市场电价主要由基础电价及市场电价两部分组成 。
【电价|电力大拐点】根据国家发改委发布的《指导意见》 , 现行燃煤发电标杆上网电价机制自2020年1月1日起改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制 , 浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15% , 并重点强调2020年暂不上浮 , 2021年开始煤电市场化交易部分电价可上浮不超10% 。
2021年以来 , 煤炭价格持续保持高位导致火电企业业绩承压 , 2021年7月 , 内蒙古发改委、工信厅发文称 , 2021年以来煤价大幅上扬并维持高位运行 , 煤电企业产销成本严重倒挂 , 火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态” , 煤电企业煤炭库存普遍偏低 , 发电能力受到制约 , 已经对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险 。
在此情况下 , 内蒙古发改委发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》 , 明确实行燃煤发电标杆上网电价政策 , 在基础电价(0.2829元/千瓦时)的基础上可浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%(上限为0.3112元/千瓦时) 。
随后 , 宁夏回族自治区发改委于8月11日提出针对2021年已经成交的煤电年度交易电量价格 , 经发电、用电(含售电公司)双方协商同意 , 可以在基准价(0.2595元/千瓦时)基础上上浮不超过10% , 由交易双方报交易机构调整交易价格 。
9月1日 , 上海市发布《进一步规范本市非电网直供电价格行为工作指引》 , 非电网直供电终端用户用电价格按照“基准电价+上浮幅度”确定 , 最大上浮幅度不得超过10% , 在一定程度上保证发电企业利润 。 未来 , 预计更多省份有望调整市场电价浮动范围 , 市场电价有望上浮10% 。
同时 , 在煤炭价格较高、火电企业经营面临困难的情况下 , 8月11日 , 大唐、国电、华能等11家火电企业联名发布《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》 , 联名请示文件提出 , 允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价;促进重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同 , 上浮交易价格;京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分 , 执行各区域基准价等建议 。
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