三季度电量支撑电力行业盈利回升

　　电量增长 煤价趋稳

　　作者邢佰英


　　8月份发、用电量再度延续环比正增长态势。国家能源局14日发布的数据显示，全国全社会用电量同比增长8.22%，环比增长1.23%，保持了4月份以来环比正增长态势。统计局11日的数据显示，8月份实现发电量增长9.3%，环比增长2.9%。

　　“得益于电量增长，公司7、8月份的发电机组平均利用小时数比二季度有明显提高。”华电国际董秘周连青表示。在电量增幅逐月扩大而煤炭价格比较平稳的形势下，电力行业第三季度的盈利回升似乎没有太多悬念。但在周连青看来，电力行业整体实际上仅处于微利状态，五大发电企业今年重点电煤合同一直未签也对公司盈利正常恢复带来不确定性。

　　尽管如此，银河证券研究员邹序元对电力行业第三季度业绩恢复比较乐观。他认为，煤价短期不会大幅上升，电量增速将成为推动电力企业利润环比增长的主要因素，其中，东部地区的电力企业受益经济率先复苏，下半年将继续领跑电力行业业绩回暖，部分公司三季度业绩环比增速甚至有望达到15%-20%。

　　电量回升是确定性利好

　　值得注意的是，今年1-8月份累计发电量和用电量今年以来均首次实现“转正”，增幅分别为0.8%和0.36%。这意味着，6、7、8月份的电量增长已经对前五个月的“亏欠”完成了“补缺”。

　　周连青表示，发电量逐月回升，而煤炭成本倾向于平稳，三季度的业绩继续回升也有一定的保障。但他也表示，夏季空调负荷导致用电量提升很正常，由于天气渐凉爽，接下来的9、10月用电量增速预计将缓和一些，预计11月下旬、12月、1月将再度迎来供暖带来的用电高峰。

　　今年上半年，电量增长推进了电力行业二季度盈利环比一季度大幅提升。56家电力上市公司中有38家公司第二季度净利润环比一季度实现正增长，其中有23家公司环比增速超过100%。另外，有17家发布三季度业绩预测，其中，2家预增，4家扭亏。

　　周连青认为，下半年电量持续回升将给公司业绩的提升带来支撑力，但由于煤炭价格依旧处于高位，电力企业依旧未恢复到正常的盈利水平，一些规模较小的电力企业依旧未能从去年的大亏损中恢复元气，加上今年并未签订重点电煤合同，仍旧有一些电企受制于煤价，处于微利或亏损状态。

　　目前已公布数据显示，7、8月份的电量数据均实现了加速增长的态势，第三季度的电量增速已无悬念。甚至有乐观人士预测，今年10、11月份，发电量同比增速将超过15%。但电力经济专家、国家电网北京经济技术研究院副院长胡兆光表示，直到8月份，今年前8个月累计发电量才实现同比“转正”，总体来说，前三季度总发电量未能实现正常的增速，预期接下来的几个月有望实现两位数的电量增长。

　　而目前看来，煤价依旧没有呈现再度“抬头”的迹象，此外，利率也没有提高，电力企业的财务费用还有进一步压缩的空间。因此，分析人士预期，三季度电企业绩将以平缓的速度持续恢复，与此同时，区域分化以及不同企业之间的分化也将更加明显。

　　多重因素致未来煤价趋稳

　　今年上半年，煤炭供应同比增加8.7%，而电力需求及其他金属需求分别同比下降2.24%及5.1%。8月份正是煤炭的需求高峰期，但秦皇岛煤价一直维持稳定，需求并没有出现明显增加。目前的数据显示，9月上旬的煤价也未出现明显上涨。

　　分析人士认为，随着下游发电量逐步回升，电煤需求也在增加，供给相对比较稳定。不过，目前正是用煤淡季，短期价格将保持平稳。

　　尽管如此，五大发电集团依旧未与煤炭企业签订今年的电煤合同，导致电力企业不得不靠市场购煤维持日常发电，发电成本也因此被推高。不少电力企业表示，煤炭价格目前依旧处于高位，而电企对煤价的承受力不同，部分企业因此缺煤停机。

　　日前黑龙江地区曾出现电力告急，东北地区主要煤炭供应方龙煤集团对省内绝大多数电厂停止供煤，电厂存煤开始严重不足。究其原因，还是煤电双方对价格谈不拢。位于黑龙江省的华电能源（600726）日前宣布，与煤炭企业签订了今年的电煤合同，价格比去年同期提高了17%。这可以看作是煤电双方博弈在政府协调下的再一次妥协。

　　分析人士认为，由于东北地区的煤炭价格波动趋势与全国范围并不同步，加上去年全国煤价高涨的同时，东北地区煤价并未随之高企，今年该地区合同煤价格出现上涨比较正常，对全国的电煤合同价格来说并不具有代表性。

　　事实上，更多地区的煤电双方对合同煤价已经不是那么敏感了。华电国际有关人士透露，目前尽管没有签订今年的电煤合同，但煤炭公司依旧在向电厂供煤，主要以预付款的形式供煤，结算价格基本与去年的电煤合同价格持平。

　　国泰君安研究员王威认为，由于煤炭供应偏松，电力企业对煤价也形成了一定的议价权，才导致目前名义上未签合同，但实际电企享受着与合同价相差不大的市场价。

　　邹序元认为，目前煤价维持平稳是由于煤炭供应与电力需求之间达到了平衡区间，合同煤价与市场煤价之间的波动幅度仅为15%左右，这一波动区间比较合理，预期未来合同煤价与市场煤价差距会维持在这样的区间，不会重演2008年的高度背离。

　　众多电力企业对正在进行中的山西省煤炭资源整合对煤炭供应的影响普遍表示关注，有企业表示，山西省内煤炭整合完毕后，煤炭供应量还将有所增加。而分析人士认为，在供应量稳中有增的同时，煤炭企业的定价权将进一步集中，预期未来煤价的波动幅度也将降低。

　　东部地区将领跑电力复苏

　　有市场观点担忧，9月份空调负荷已明显下降，剔除季节性因素的发电量增速可能要趋于缓和。但邹序元认为，下半年，推动电力行业盈利增长的“主力”将是发电量增长，即便是居民用电在9月份增速减缓，如果工业用电量能够保持增长的话，电力行业依旧能够从中明显获益。

　　邹序元预计三季度发电量环比二季度增速有望达到10%，相应地，东部地区部分发电企业的利润环比增速甚至能达到15%-20%。

　　今年以来，东部地区的电量以及实体经济率先复苏，同时，东部沿海地区海运费大幅下探，使得东部地区电力企业的煤炭成本较中西部以及东北地区还要低。中信证券研究员杨治山表示，东南沿海地区的火电厂盈利能力基本已恢复到2007年峰值的60%左右，而中西部的复苏才刚刚起步。

　　此外，衡量电力企业盈利空间的重要指标之一是利用小时数，其提高的潜力在于电量增速与电力装机增速之差。邹序元表示，目前，全国平均电力装机容量增速为7%-8%，而预期三季度电量增速在10%左右，因此，落实到单机上，利用率将提升。由于东部地区的装机增速要慢于西部和东北地区，因此东部地区的电力企业业绩还将领先回暖。相比之下，东北、西北等地的电力企业受制于坑口煤价坚挺、电力需求恢复慢，体现到业绩上也存在滞后。

　　从中报来看，东部地区的上海电力（600021）、申能股份（600642）、粤电力（000539）、华电国际（600027）、华能国际（600011）等电力企业已经构成了二季度环比盈利增幅的第一梯队，预计东部地区的更多电企还将加入到三季度盈利回暖的阵营中来。