多因素共振 火电企业盈利或将改善

突如其来的新冠肺炎疫情，加大了国内经济下行压力，也对电力行业造成冲击。据国家能源局数据显示，今年一季度，全国发电量1.58万亿千瓦时，同比下降6.8%，其中，火电发电量同比下降8.2个百分点。火电设备平均利用小时数大幅缩减，给火电企业带来经营压力。但令火电企业感到欣慰的是，随着动力煤价格持续下跌，以及复产复工带来用电量增长，预计部分火电企业经营状况有望得到改善。

电力市场需求趋弱 火电发电量同比下降8.2％ 

春节假期为耗电量占比最大的第二产业生产淡季，同时叠加疫情影响下的延期复工，整体电力需求有所减弱。 国家能源局4月17日发布的用电量数据显示，今年一季度，全国全社会用电量1.57万亿千瓦时，同比下降6.5%，增速比上年同期回落12个百分点。其中，处于此次疫情中心的湖北省，用电需求受到极大影响，特别是在整个2月份，全网最大用电负荷一度同比下降33%。

新冠肺炎疫情导致电力市场需求趋弱，进而导致发电机组平均负荷下降，发电量减少。数据显示，一季度全国发电量1.58万亿千瓦时，同比下降6.8%。在此形势下，火电作为我国电力生产的绝对主力，由于其可调节性强，发电优先级低等特点，发电量受疫情影响相对更大。据中电联发布数据显示，一季度全国规模以上电厂火电发电量11746亿千瓦时，同比下降8.2％，增速比上年同期回落10.2个百分点。

从火电利用小时数上看，一季度全国火电设备平均利用小时为946小时，比上年同期降低137小时。分省份看，全国共有17个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中甘肃和新疆超过300小时左右，而湖北、浙江、江苏、安徽和贵州同比降低超过200小时。

由于疫情与冬季供暖期有重叠，今年一季度，供热机组的负荷状况要明显好于其他机组。某发电企业负责人表示，“靠近城市中心的、带供热面积多的电厂，负荷状况相对还好一些，因为调度上会有所倾斜。以前总说居民供热不挣钱，但今年承担供热任务的机组至少在发电量上有保障。”

随着全国正在有序复产复工，疫情逐步在四月初趋于平稳，从用电量数据长期来看，第二产业用电量可能在今年下半年有所改观。工业和信息化部新闻发言人、运行监测协调局局长黄利斌说，4月上中旬，发用电量增幅已由负转正，工业经济运行朝着积极方面发展。中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆也指出，疫情对电力消费的影响在3月份已明显回落，3月末的日用电量规模估计已恢复到上年同期水平。预计二季度全社会用电量实现中低速增长，增速比一季度回升9个百分点左右。

动力煤价格持续下跌 火电企业盈利能力有望修复 

今年2月份，国家能源局下发了疫情防控期间煤炭供应保障煤炭供应的通知，促进电煤稳定供应，保障全国电煤库存处于合理水平。受此影响，叠加下游电厂日耗偏低，电煤库存维持较高水平。以秦皇岛港为例，截至4月17日秦皇岛港煤炭库存688.5万吨，环比上月同期增加88.5万吨，涨幅达14.75％。

4月以来，随着居民用电量逐渐进入淡季，工业用电量回升空间有限，下游电厂日耗偏低，电煤库存可用天数持续覆盖30天左右。在此背景下，下游电厂积极去库存，消极采购，动力煤供需矛盾难以改善，煤价一度跌至三年来最低水平。截至4月3日，汾渭能源公布的最后一期CCI5500大卡动力煤价格指数报收于520元/吨，周环比下降21元/吨。

近期，神华公布了4月份长协价格，所有外购品种降幅均在25元/吨以上，首次创下外购煤价全面低于自产的纪录，且量大采取价格优惠政策。陕煤、中煤等大型煤企纷纷跟进，港口报价连续出现单日较大幅度调降，部分港口实际成交价格已经跌至470元/吨。受此影响，今年一季度全国煤炭开采和洗选业实现利润421.1亿元，同比下降29.9%。

从历史经验看，二季度为传统动力煤消费淡季，下游电厂日耗普遍处于低位平稳运行态势，动力煤价格难以提振。此外，受国际原油价格持续下跌的影响，动力煤国际市场需求低迷，内外价差偏大，综合分析，预计后期动力煤价格将维持低位运行态势。

受益于动力煤价格持续走低，火电企业业绩有所好转。近期，五大发电央企主要上市公司华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、中国电力均完成2019年度业绩报告披露工作，部分企业公布2020年一季度报。综合年报和一季度报看，在营收平稳增长的同时，煤炭价格下降明显提振了以煤电资产为主的各上市公司盈利水平，利润水平也得到修复。

总体来看，结合影响火电的煤炭价格、利用小时和上网电价来看。由于今年上半年疫情期间的阶段性降低电价政策中，行政性降电价政策以电网侧为主，市场对于发电企业上网电价的悲观预期有望修复。此外，煤炭价格下行将有效对冲电量回落对盈利的影响。预计煤价近期快速下行的红利有望集中在二季度释放，火电企业盈利能力修复有望延续。