根据国家能源局最新披露数据，一季度全国电力消费增速稳中有升。1-3月，全社会用电量累计21203亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点。分产业看，第一、二、三产业用电量，同比增长分别为9.7%、4.2%、4.1%，受我国经济运行企稳回升拉动，一季度第一产业用电量显著增长。

中电联发布的《2023 年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2023年国务院《政府工作报告》提出国内生产总值增长预期目标是5%左右，2023年宏观经济运行总体回升将促进电力消费需求增长。受上年同期低基数等因素影响，预计今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右，电力消费仍有进一步增长空间。

据统计，一季报电力股普遍实现业绩增长，超四分之一个股归母净利润同比增幅在100%以上。其中，火力发电和光伏发电表现最好，火电板块整体归母净利润较去年增长超400%，光伏发电板块整体归母净利润较去年增长在100%以上，水电、核电板块盈利较为稳定。

火电板块盈利大幅增长，主要由于一季度成本端得到控制，市场煤价快速回落，企业盈利能力增强。

煤炭供应充足，电煤需求处于淡季

2023年以来，国际、国内煤价明显回落。据国家统计局数据显示，2023Q1进口动力煤数量为7416万吨，环比增长4.4%，同比增长97.2%；其中1月/2月/3月进口动力煤2390/2060/2966万吨，同比增长 33.0%/167%/148%。

同比上涨原因有二：

（1）2022M1基数小：2022 M1印尼政府发布煤炭出口禁令，2021年1-11月中国进口印尼动力煤1.77亿吨，占进口动力煤总量的74.4%，因此中国进口动力煤数量骤减；

（2）中国恢复澳煤进口：2020年实施澳煤禁令之前，澳煤系我国进口动力煤的主要来源，2019年进口占我国进口动力煤总量的42.5%；

2023年2月16日，中国对煤炭进口实行自动许可管理，意味着我国对澳煤进口已完全放开，2023M3进口量近200万吨，澳煤重新进入中国市场；2022年4月为保障国内煤炭供应，对煤炭进口实施零关税，实施期限为2022年5月1日-2023年3月31日。

2023年3月，国务院关税税则委员会发布公告，自2023年4月1日-12月31日，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率，有望进一步促进煤炭进口，支持国内煤炭安全稳定供应。

根据国家统计局数据显示，2022年全年原煤产量约45.0亿吨，同比增长9.0%。

分省份来看，山西、内蒙古、陕西原煤累计产量最多，分别为13.1/11.7/7.5亿吨，同比增加8.7%/10.1%/5.4%。三大产煤省/区2023年煤炭产量仍有约1.4亿吨的增量空间。

截至5月4日，内陆17省+沿海8省日耗484.7万吨，周环比减少27.3万吨，库存10723万吨，周环比增加858万吨，平均可用天数21.6天，周环比增加2.75天。

电煤需求处于淡季，节前有少量采购，节后日耗进一步回落，补库意愿较弱。江内六港煤炭库存740万吨，周环比增加81万吨，广州港煤炭库存313万吨，周环比增加23万吨，非电企业库存高位，反映出当前非电需求依旧偏弱。

煤价和电价是影响煤电企业业绩的核心因素

2021年4月起，受供需等因素影响，国内煤炭价格开启涨势。10月中旬，5500大卡动力煤价格突破每吨2600元，刷新历史高位。有关部门及时出手干预，一方面加快释放先进煤炭产能，另一方面督促企业全面签订落实电煤中长期合同，同时，对电煤长协和现货价格的合理区间分别进行规定，要求5500大卡下水动力煤中长期交易价格在570元/吨至770元/吨运行，对应的现货价格不得超过长协上限的150%。此后，煤炭价格大幅回落。

电煤成本得到控制后，电价涨跌幅限制也进行了调整。2021年10月，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

“成本和电价的双重提振，扭转了电力上市公司业绩。”中国煤炭地质总局勘查研究总院地质封存技术研究所所长杜松说，在燃料端，煤炭供应长协全覆盖得到了更好的执行，让火电有了更充足的低价煤炭资源；在售电端，政府提高了高耗能企业电价上限，企业则提升了盈利性较好的新能源发电占比，使得企业利润得到有效保障。

受当前我国经济运行企稳回升拉动，全社会用电量继续增长也扩大了售电市场的整体规模。中电联数据显示，一季度，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点，电力消费增速稳中有升。一季度第一、二、三产业合计用电量1.78万亿千瓦时，同比增长4.2%。

未来发电企业如何减轻煤价的影响？

虽然煤炭价格从最高点大幅回落，但去年以来仍保持相对高位运行，未来发电企业如何减轻煤价的影响？大唐国际发电股份有限公司董事长梁永磐表示，将进一步控降燃料成本，提升煤电子公司盈利水平。

对此，杜松建议，绝大部分时间进口煤价均低于内贸价格，且中低卡的印尼煤具备单卡价格优势，沿海电力企业应加大拓展进口煤渠道的力度，并适度在价格低位时提高煤炭库存，尽量规避在旺季价格高位时进行过多的现货采购。

近一年内，国资委多次会议提及煤电联营、煤电与可再生能源联营，各大发电集团积极响应。“煤电联营最直观的益处就是可以让电力企业不受煤价波动影响，供应和成本都相对稳定。不过，过多的煤电联营会造成市场煤份额大幅下降，加大现货市场的波动率。”杜松认为，对发电企业来说，由于新增煤电更多的只是调峰作用，因此会造成利用小时数下降和长时间低负荷运行，增加发电企业成本，对电力企业的成本端带来压力。

随着天气逐渐升温，电力企业又将面临迎峰度夏的保供压力。“过低的煤价不利于新能源转型，过高的煤价则不利于保供稳供，关键是保证煤炭价格的平稳运行。”杜松说。

文章来源： ​经济日报， 证券时报，岩松课堂