据国家能源集团7月11日消息，7月10日，国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时，刷新历史最高纪录，较前一日增长2.1亿千瓦时，超历史峰值0.4亿千瓦时。
6月以来，全国多地高温天气持续，带动用电负荷激增，特别是京津冀、山东、河南等11个地区近期正经历连续性高温，全网用电高峰期提前到来。高温天气下，水力发电减少但用电量持续提升，叠加煤炭价格回调，火电企业能否成为“最大赢家”？
极端高温对电力的两大影响
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当极端高温天气已成为一种“新常态”，气温对用电的影响也越来越突出，电力的“供需”正受到明显影响。
首先，从发电端来看，水力发电量正在减少。
日前华能水电披露了上半年发电量完成情况。根据公司统计，截至今年6月30日，公司2023年上半年完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，上网电量368.09亿千瓦时，同比减少25.48%。
华能水电发电量下降在一定程度上代表了国内水电行业的普遍情况。国家统计局数据库的数据显示，今年5月，四川省水力发电量同比下降24.4%，较4月下降11.9%的降幅继续扩大；云南省水力发电量同比下降43.1%，也较4月下降41.9%的降幅继续扩大。
事实上，高温天气下，不只是水电企业受到影响，风电、光电等也受到波及。在极热天气下，大范围的静风环境导致风力发电机无风驱动，风机出力大幅下降甚至无出力；温度过高时光伏电池的转换效率反而会降低，导致光伏发电出力下降；此外，持续极端高温环境下，电力设备出现故障的概率也会有所增加。
其次，用电端来看，高温拉动用电负荷快速增加、负荷峰谷差加大。
国家统计局数据显示，今年前五个月一、二、三产与居民用电同比增长分别为11.6%、4.9%、9.8%和1.1%。其中，5月单月，一、二、三产业用电量同比增速分别为16.89%、4.08%、20.89%，居民用电量同比增长8.18%。可以看出，居民生活用电的增长与气温往往有较强的相关性，若气温与正常值偏离较多，可能导致电力需求出现额外增长。
就今年而言，受全球变暖叠加厄尔尼诺现象影响，盛夏初至，京津冀多地就已经频现40℃以上的高温天气，中电联预计，今年夏季全国可能有2000万-3000万千瓦的电力缺口。
火电企业的两大机遇
火电是我国最主要的电力能源之一，用电旺季之下，需要大量的火电厂来满足能源需求。高温天气下，火电企业正面临着营收和成本两大机遇。
首先，营收取决于上网电量和上网电价。
高温带来的用电旺季之下，由于水力等发电量减少，火电的发电量有望继续增长。国家统计局数据显示，5月份火电同比增长15.9%，增速比4月份加快4.4个百分点。从全国用电量看，6、7、8三个月用电量还将持续攀升。期间，水力发电的缺口，仍需通过火力发电填补，火电的兜底保供和顶峰出力作用愈加关键。
同时，迎峰度夏期间，紧张的供需格局或使得电价易涨难跌，电价刚性可能强于以往，5月份，全国大部分地区电价迎来上涨。而且，各地峰谷电价差保持扩大趋势，根据CNESA统计，2023上半年全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh；其中，5月超2/3区域较2022年同期峰谷价差拉大。
其次，则是煤价下行带来的成本机遇。
今年以来，国内煤炭价格大幅下跌。山东滕州动力煤(Q5500)坑口价7月7日最新报价为 715 元/吨，相比此前高点已腰斩。从国家统计局最新公布的6月PPI数据看，石油和天然气开采业、石油煤炭及其他燃料加工业、化学原料和化学制品制造业、煤炭开采和洗选业价格降幅在14.9%—25.6%之间，且降幅均扩大。整体而言，得益于保供政策及国际煤价持续走低，我国煤价中枢迎来下行。
往后看，还有多个因素制约了煤炭市场转好和煤价上涨高度：
第一，预计八月上旬立秋过后，天气一旦转凉，电厂日耗回落，煤炭需求会转淡，煤价支撑力度就会减弱。
第二，亚太地区煤炭供应过剩，且东北亚气候相对温和，澳洲动力煤价格仍处于下降态势，给国内煤价带来下行压力，今年以来海外煤价的大幅回落已通过进口的方式将压力传导至国内煤价。夏季过后，大量富余的国际煤仍会冲击国内市场。预计今年后几个月，单月进口煤仍有望达到3500万吨左右，从而压制国内煤价反弹。
第三，目前，除了秦港以外，其余港口煤炭仍处于高库存水平，环渤海港口合计存煤数量较6月3日最高点仅低460万，港口库存依然偏高。
第四，终端库存储备充足，需求释放有限。随着后续水电恢复叠加进口和长协煤补给充足，终端消费整体放量采购不足，对煤价反弹接受程度一般。
基于前述条件，鄂尔多斯煤炭网初步判断，7月份港口煤价在800-900元/吨之间往返运行的概率比较高，不会超过900元/吨关口。
在营收与成本两大优势下，火电企业业绩正迎来改善。
7月8日，粤电力A披露2023年半年度业绩预告，公司预计上半年归母净利润为8.00亿元至9.50亿元。根据第一季度归母净利润为8842.85万元计算，公司预计第二季度归母净利润为7.12亿元至8.62亿元，环比增幅为705.16%至874.79%。长青集团第二季度归母净利润环比增幅预计也在230%以上。
天风证券研报指出，2023年二季度火电发电量增长叠加煤价回落速度加快，火电板块基本面持续向好，火电企业盈利能力有望持续修复。不过，二季度火电板块业绩或出现分化，沿海电厂的业绩弹性或更大。因沿海电厂具备进口煤采购的先发优势，相较于内陆电厂有望直接受益于进口煤价的下跌。
火电或迎多维度价值重估
短期来看，火电企业确实迎来了喘息窗口，对相关火电上市公司而言，现货煤采购占比较高企业短期有望直接受益于煤炭供应的宽松。中长期来看，伴随新能源电量占比的不断提升，积极转型新能源的火电企业有望在中期受益于盈利模式的改善。
此外，我国电力体制改革将同步加快，电改带来的多维度价值重估也将开启，新的发电模式会使火电集团的盈利稳定性比原来好很多。
5月份，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，标志着第三监管周期输配电价终于落地。对比2017-2019、2020-2022 两个监管周期，第三监管周期输配电价核定有三大核心亮点：
1)终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级，减少不同电压等级之间的交叉补贴。2)精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴。3)明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。
长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中全部涉及，旨在理顺输配环节电价机制，为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。
历史来看，正是火电的“稳定”得以发挥时间、容量、区位等价值，调节风光电量上网、消纳。广发证券认为，电改带来的多维度价值重估将开启，首先可关注火电辅助用能服务收入的快速增长。关注煤价回落、火储价值挖掘下的火电。
不过，也要看到，从历史估值来看，火力发电估值整体有限。如果未来煤炭产量或者进口量下跌，可能造成煤炭价格反弹；如果国内用电量增长不及预期导致火电出力下降等，也会造成火电板块业绩不及预期。因此，仍需要关注相关市场风险。
