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“冬炒煤来夏炒电，五一十一旅游见。逢年过节有烟酒，两会环保新能源。”
在这个异常炎热的夏天，多年前流传的炒股四季歌，似乎又开始发挥着神奇的魔力。
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今年入夏以来，我国多地遭遇高温炙烤，多个国家级气象站的日最高气温突破历史极值，京津冀地区更是罕见地连续多日突破40℃。
国家气候中心的数据表明，截至6月30日，我国高温日数（超过35度）已创下1961年以来历史同期最多，而未来三个月赤道中东太平洋将维持厄尔尼诺状态，今年全年的高温天气也将显著多于往年。
极端高温天气，全国用电需求大幅增长。
5月份，全国全社会用电量7222亿度，同比增长7.4%，其中南方最高用电负荷同比去年5月份最高用电负荷增加了18%；6月以来，江苏电网日均用电负荷持续保持在1亿千瓦左右，同比去年同时段高出近10%。
高温之外，疫情后的经济复苏，也成为电力需求爆发的重要推力，作为反映经济景气度的晴雨表和风向标，电力需求往往伴随着中国经济的持续复苏水涨船高：
今年1-5月，全国用电量35325亿度，同比增长5.2%。按照中电联等机构预测，2023年全国全社会用电量将超过9.15万亿度，同比增长6%至8%，相比2022年增幅高出3个百分点以上。
一边是经济复苏的热潮，一边是持续高温的热浪。顺应经济周期又受益于高温天气的电力板块受到追捧。5月以来，电力行业指数逆势大涨近10%，远远超过沪深大盘。
但是出人意料的是，电力细分板块中，最受市场资金关注的既不是风电、光伏、核电等绿色能源，也不是传统的水电，而是被很多人视之为落后产能的火电。
火电的预期差碳中和的时代背景，我国电力结构向风光核等绿色电力转型成为大势所趋。
2016年-2022年，我国核电发电量从2132.9亿长到4117亿度，年复合增速约13%；风电发电量从2113.2亿度增长到7626亿度，年复合增速约23%；太阳能发电量从393.6亿度增长2290亿度，年复合增速高达40%左右。
与之相比，传统的水电过去6年的发电量从11933.7亿度增长到13522亿度，年复合增速不到2%；火电发电量从44370.7亿度增长到58531亿度，年复合增速只有5%。
巨大的景气度差异之下，风光核电在我国电力结构中占比不断提升，这是最近几年绿色电力业绩和股价表现优于火电等传统能源的重要原因。
但是，就绝对权重而言，风光核三者加起来的比例，也只占我国发电量的15%左右，火力发电量占比仍高达69.77%，是现阶段最重要的发电方式。我国“贫油少气富煤”的资源禀赋，决定了以火电为主的电力结构在很长一段时间内不会改变。
更重要的是，水电、风电和光伏等受天气影响大，电力供应远不如火电稳定，去年川渝等西南地区水电大省出现供电紧张，就是因为持续罕见的高温天气叠加水资源偏枯。
今年1-5月，风电和光伏发电量增速相比过去几年出现回落，水电发电量更是同比下降19%，而火电发电量则累计同比增长6.6%。其中5月单月水电发电量同比下降33%，火电发电量则同比增长16.5%。
基于当下能源供需紧张的局面和稳定电力供应的需求，十四五时期政策对火电的立场发生了微妙的变化：
一方面，最近两年新批火电装机大幅回暖，火电投资增速接近80%，一改过去多年的持续下滑趋势，能源转型期火电的压舱石作用被政策高度重视；
另一方面，国家采取长协煤等多种措施对煤价进行调节，占火电成本70%的煤炭价格，在经历了过去两年持续暴涨之后，今年已经连续下跌超过30%。
除了用电量上升、成本下降之外，电价改革也为火电企业的困境反转提供助力：电力交易市场数据显示，部分省市火电价格上浮接近20%的上限，迎峰度夏或为电价机制改革重要时间窗口。
火电的弹性和预期差，在业绩上已得到了初步验证，在资本市场也得到了充分反映：
今年一季度，A股10家水电公司中，利润增长的只有4家；而27家火电公司中，有21家净利润实现同比增长，占比近80%，净利润同比翻倍的公司有10家，占比40%。
5月以来，A股火电指数上涨超过12%，涨幅远超水电、核电和风光等绿色电力指数。
火电龙头大PK五大央企华能、华电、大唐、国家电投、国家能源，占据了全国发电量的近50%。
在中国资本市场，五大央企旗下有5家主要上市公司，即大唐发电、华能国际、华电国际、国电电力和中国电力，除了港股上市的中国电力以外，其他四家都是以火电为主：
2022年，华电国际控股煤机装机为4370万千瓦，占比79.8%；大唐发电煤机装机为4751万千瓦，占比66.9%；华能国际煤机装机为9405万千瓦，占比73.93%，国电电力的煤机装机7138万千瓦，占比72.7%。
火电盈利的两大核心因素，一是上网电价，二是燃煤成本。
从上网电价来看，各家企业参差不齐：2022年华电国际平均上网电价为0.519元/度，华能国际平均上网结算电价为0.509元/度，大唐发电合并口径完成上网电价0.46元/度，国电电力平均上网电价0.438元/度。
更重要的扰动因素是燃煤成本，头部火电公司燃煤成本占营业成本平均超70%，是火电盈亏的决定性因素。
2021-2022年，火电上游原材料煤炭价格大幅上涨，导致头部电企出现持续亏损，而火电业务正是拖累业绩的主要原因：
数据显示，大唐发电去年亏损4亿，而燃煤发电板块亏损达60.5亿元；华能国际亏了73亿，而燃煤发电板块亏损则高达173.25亿元。若没有绿电业务的盈利支撑，头部电企去年的整体亏损将大幅增长。
“五大电”中，国电电力是2022年唯一煤电依然盈利的企业，贡献了7.35亿元净利润。
▲图片来源：华夏能源网
国电电力的上网电价在五大发电企业中并不算高，公司盈利的核心优势正是在于更低的燃煤成本：
2022年，国电电力入炉标煤单价只有978.78元/吨，而火电亏损最严重的华能国际，财报中披露旗下数家电厂入炉标煤单价为1200元/吨左右。
在2022年财报中，华能国际明确表示未来2年煤价成本仍将在高位运行，并以南京电厂举例，预计2023年入炉标煤单价为1211.45元/吨，2024年入炉标煤单价为1073.11元/吨。
这意味着，火电规模最大的华能国际，在2023年仍将面临较大的成本压力，未来只能加快向绿电领域转型，而头部电企中火电业务盈利能力最稳健的，或许仍是成本占优的国电电力。
五大电力公司之外，区域电力公司中实力最强的火电龙头，非浙能电力莫属：2022年，浙能电力参、控股煤电权益装机2747万千瓦，火电占比超过了95%，堪称头部电力公司中最纯粹的火电公司。
2022年，浙能电力平均上网电价为0.436元/度，低于规模接近的大唐发电，但是去年的亏损只有18亿左右，说明公司在燃煤成本控制方面做的更好。
更重要的是，作为沿海区域电力龙头，浙能电力过去2年主要以进口煤为主，长协煤和国产煤比例较低，这意味着浙能动力今年成本端还有较大改善余地。
浙能电力的另一大优势是较高的资产质量，使其规避了火电公司普遍存在的资产减值的风险。
在电力结构持续转型的背景下，火电资产价值被不断稀释，资产减值近年来已成为大型火电公司利润释放的重大压力。
以大唐发电为例，2021年公司计提11.66亿元资产减值损失，2022年计提4.14亿元资产减值。
相比而言，最近5年来，浙能电力最大的一次资产减值也不过2亿元，远低于华电国际、华能国际和大唐发电。
聚焦于经济富庶的用电大省，让浙能电力的火电资产具备更强的韧性和抗风险能力。叠加成本下降的弹性，浙能电力今年或将表现出比“五大电”更强的业绩修复力度。
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