歐盟報告: 歐洲市場2022年電力價格創(chuàng)歷史新高
國際新聞2023-05-30
二、火電：煤價下行+電價上行，盈利修復預期強烈
1、煤價趨勢扭轉走入下行區(qū)間，沿海電廠有望受益
(1)復雜地緣形勢引發(fā)煤炭供應緊張，2022 年進口煤價整體處于高位
地緣政治局勢變化影響能源市場，全球動力煤價格高企抬升中國動力煤進口成本。受疫情影響，2020 年以來全球煤 炭出口數量持續(xù)下降，2020 年全球煤炭出口總量為 14.86 億噸，較 2019 年下降 8.3%，2021 年回升至 15.27 億噸， 但仍低于 2019 年水平。而地緣政治局勢的惡化則進一步影響了煤炭市場，2022 年動力煤供應進一步惡化。2022 年 1 月，印尼政府為緩解國內電廠缺煤形勢宣布 1 月內禁止出口煤炭，引發(fā)國際煤炭市場震蕩，海運煤市場供給大幅減 少，煤價開啟上行之路。2022 年 2 月，俄烏沖突爆發(fā)，美國與歐盟對俄羅斯實行能源禁運，俄羅斯 3 月以來煤炭、 石油、天然氣出口量均大幅下降，煤炭出口的下降直接沖擊了全球動力煤市場，而天然氣出口的下降使得歐洲出現(xiàn)較 大程度的能源短缺，歐洲多國被迫重拾其他替代能源，煤電也包括在內，根據國際能源署的統(tǒng)計，2022 年歐洲燃煤 發(fā)電量同比增長 6%，歐洲能源結構的變化加劇了全球煤炭供給的短缺。2022 年中國的動力煤進口成本飆升。
受地緣政治因素影響，2022 年起秦皇島港、紐卡斯爾港、理查德港、歐洲 ARA 港動力煤價格走勢持續(xù)上升。秦皇 島港動力煤平倉價Q5500、Q5000 自 2022 年 1 月以來顯著上升，在 2022 年 3 月達到 1664 元/噸與 1501 元/噸的價 格高峰，此后價格雖逐步回落但仍高于年初水平，并于 2022 年 9 月再度回歸至 1612 元/噸與 1412 元/噸，2022 年 全年價格均處于高位。在國際價格方面，紐卡斯爾港、理查德港動力煤自 2021 年末以來價格直線上升并在 2022 年 3 月達到價格高峰，歐洲 ARA 港動力煤則在 5 月達到價格頂峰。隨后一直保持高位震蕩狀態(tài)。
進口煤價高企提高了沿海電廠的用煤成本，導致 2022 年沿海電廠相較于內陸電廠而言整體業(yè)績不佳。2022 年，沿海電廠營業(yè)收入大幅上漲，上海電力營業(yè)收入漲幅達到 27%，浙能電力漲幅 12%，顯著高于華電國際、內蒙華電、 豫能控股等內陸電廠。但在歸母凈利潤方面，除上海電力外其他三家沿海電廠均陷入較為嚴重的虧損狀態(tài)，相較于上 一年的利潤改善狀況也弱于華電國際與內蒙華電，整體來看內陸電廠業(yè)績表現(xiàn)更好。
(2)2023 年以來動力煤價格回落明顯，沿海電廠受益較大
隨著地緣局勢的逐漸平穩(wěn)與主要產煤國出口的恢復，2023 年年初以來國際煤價走入下行區(qū)間。隨著俄烏沖突局勢的 逐漸平穩(wěn)，俄羅斯、印尼等國的煤炭出口逐漸恢復，歐洲在冬季過后動力煤需求下降等多方面因素影響，國際煤價呈 現(xiàn)高點回落態(tài)勢。紐卡斯爾港、歐洲三港 ARA 動力煤價格由年初的 238.5 與 397.3 美元/噸下降到 5 月的 139.6 與 178 美元/噸，下降幅度巨大。與此同時，2023 年秦皇島動力煤平倉價 Q5500 與 Q5000 由年初的 1175 與 1034 元/噸下 滑到 2 月份的 990 與 792 元/噸，隨后出現(xiàn)回升，目前分別穩(wěn)定在 970 與 850 元/噸左右，較去年同期有一定下滑。
由于進口煤價下降幅度較大，沿海地區(qū)電廠成本端改善，業(yè)績顯著回暖。2023Q1，華能國際、上海電力、粵電力、 浙能電力等沿海電廠分別實現(xiàn)歸母凈利潤 22.50、3.35、0.88、10.10 億元，同比增長 335.30%、230.64%、119.66%、 61.19%，增幅顯著高于華電國際、內蒙華電、豫能控股、晉控電力等內陸電廠。沿海電廠顯著受益于進口煤價格下 降，預計后續(xù)隨著煤價的進一步回落，業(yè)績將持續(xù)修復。
2、市場化改革下電價持續(xù)上行，未來火電業(yè)績增長潛力大
(1)市場化改革不斷推進，電價進入上行區(qū)間
2021 年的“缺電”現(xiàn)象使得國家開始加大力度推動電力市場化改革。2021 年 10 月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步 深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，將煤電電價在基準價基礎上上下浮動的范圍由最高下浮 15%/上浮 10% 擴大到上下浮 20%(高耗能企業(yè)可超過 20%)，同時要求工商業(yè)用戶必須全部進入電力市場，未進入電力市場的用戶 由電網企業(yè)代購電。2022 年 1 月，國家發(fā)改委進一步印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(發(fā)改 體改[2022]118 號)，要求 2025 年初步建成全國統(tǒng)一的電力市場體系，進一步優(yōu)化電力資源配置。在 2022 年，國家 發(fā)改委、國家能源局先后出臺《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》、《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》、 《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》等政策文件，推動電力市場化改革不斷深入。
乘市場化改革春風，各地區(qū)電力市場交易價格 2022 年均大幅上浮。年度電力交易方面，2023 年山西省雙邊協(xié)商與 集中競價電力直接交易成交均價分別為 393.72 元/兆瓦時與 385.74 元/兆瓦時，比去年同期增長 0.01%與 7.43%;廣 東省年度雙邊協(xié)商交易與掛牌交易價格分別為 553.88 元/兆瓦時與 552.28 元/兆瓦時，比去年同期增長了 11.44%與 9.97%。月度價格方面，2022 年山西、廣東電力交易市場的日前市場結算價格與實時市場統(tǒng)一結算價格均有所增長， 且在年末均顯著高于當地燃煤電價基準價。2022 年 9 月，廣東省日前市場結算價格與實時市場統(tǒng)一結算價格一度攀 升到 743.06 元/兆瓦時與 817.27 元/兆瓦時，相較年初增長 70%。
隨著市場交易價格上浮，2022 年各火電企業(yè)平均上網電價提升明顯。2022 年，主要火電企業(yè)華能國際、華電國際、 大唐發(fā)電、國電電力、上海電力、浙能電力、申能股份、內蒙華電等火電上網電價與前一年相比均有 20%左右的上漲。 其中華電國際火電上網電價達到 520.81 元/兆瓦時，同比增速 23.89%為所有企業(yè)中最高，大唐股份火電上網電價達 到 551.27 元/兆瓦時，為所有企業(yè)中最高?；痣娖髽I(yè)在電力市場化改革中受益匪淺。
(2)2023 年交易電價強勢依舊，火電業(yè)績增長潛力大
2023 年 1-4 月，市場交易電價依然保持相對高位。2023 年以來，廣東、山西等主要電力交易市場電價在 1 月份出現(xiàn) 短暫回落之后，2 月份又沖上高位，3、4 月份雖有所下滑，但仍維持在電價基準價之上。與此同時，許多地區(qū)代理購 電價格也均有不同程度的上升，其中江蘇、廣東、上海、重慶等低上升幅度較大。隨著未來市場化改革不斷推進，火 電燃煤成本有望繼續(xù)向工商業(yè)用戶疏導，而火電的靈活性改造則使得火電有望實現(xiàn)由電量保障到電量輔助的成功轉型， 讓火電可以在未來的新型電力系統(tǒng)中占據一席之地，隨之而來的容量補償機制建立與推廣也可以進一步彌補火電的固 定投資成本，對火電未來的業(yè)績形成一定支撐。
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