華能雖然“扭虧”，煤電仍在“渡劫”
“煤電一哥”華能國際（SH：600011），其盈利情況是整個煤電產業的“風向標”。
華夏能源網獲悉，3月19日華能國際公佈的財報顯示，2023年公司實現營收2543.97億元，同比增長3.11%；歸母淨利潤84.46億元，同比大幅增長214.33%。
在連續兩年鉅虧近180億元之後，華能國際首度實現了大額盈利，業內普遍認爲這對煤電行業具有標誌性意義。那麼，“煤電一哥”的扭虧爲盈，是否就意味着煤電已經脫離苦海了呢？
在煤價瘋漲的2021年和2022年，電力央企煤電業務分別虧損超千億元和660億元。這當中，華能國際的虧損也是一馬當先，兩年先後虧損高達102億元和74億元。如今，業績反轉的好日子來了。
可問題是，華能國際的煤電真的穩定盈利了嗎？在整體扭虧背後，更多細節和數據值得關注。
煤電盈利僅4.33億
華能國際主營發電業務，其盈利構成主要來自火電板塊和新能源板塊。
截至2023年底，華能國際可控發電裝機容量1.36億千瓦，其中，煤機裝機容量爲9328萬千瓦，燃機裝機容量爲1323萬千瓦。
這麼大規模的煤電裝機，2023年到底爲華能國際貢獻了多少盈利呢？答案是僅僅爲4.33億元。這一數字尚不及規模小很多的氣電，氣電業務爲華能國際還貢獻了7.77億元盈利。
當然，相比上一年度的巨幅虧損，煤電4.33億元利潤也是扭虧爲盈了，是巨大的進步。華能國際表示：扭虧原因主要是“單位燃料成本同比下降和電量同比增長”。
華夏能源網注意到，2023年華能共採購煤炭2.12億噸，煤炭採購均價（包括運輸成本、其他稅費）同比降低115.78元/噸。與此同時，華能國際的煤電利用小時數同比增長了160小時，帶動電量增長，2023年華能國際累計完成上網電量4478.56億千瓦時，同比增長5.33%。
與煤電板塊的微弱盈利對比鮮明的是，華能國際的新能源板塊盈利數據十分耀眼。
截至2023年底，華能國際風電裝機容量爲1551萬千瓦，太陽能裝機容量爲1310萬千瓦。盈利方面，全年風電盈利爲59.13億元，太陽能發電盈利爲20.44億元。
也就是說，在華能國際的84億元盈利構成中，風電+光伏就佔到了80億元，這也愈顯其煤電4.33億元盈利的微不足道。當然，並不是說煤電沒有價值，煤電爲華能國際貢獻了逾4000億度的電量，在其年度總髮電量中佔比接近85%，這對電力保供功勞甚大。
此外，華能國際煤電的賬面盈利4.33億元，難以經得起推敲。這裡面有一個新加坡業務的細節問題。
華夏能源網注意到，華能國際年報中提到，2023年，公司新加坡子企業抓住市場機遇，通過優化燃料供應結構和組合等方式，積極拓展電力零售市場，單位售電邊際收益不斷提高，新加坡業務實現盈利43.55億元，同比增加24.77億元。
什麼意思呢？在華能國際84億元的盈利中，新加坡業務就佔到了43.55億元。這裡面就有“疑問”了：風電賺了60億元，光伏賺了20億元，加上新加坡這一塊盈利40多億元，總數已經遠遠超過了84億元。
盈利總數對不上，肯定是某一個板塊虧損了。那麼，到底是哪一個板塊虧損了呢？
新加坡本土電價很高，華能國際新加坡煤電業務肯定是賺錢的，那基本可以判斷，華能國際國內煤電業務整體還是虧損的。即便華能國際新加坡業務也包含若干新能源，整體也影響不大。
從上述分析可以得出結論，華能國際國內煤電板塊至今還沒有從虧損泥淖中走出來，且虧損額度還不小。
煤電仍在“渡劫”
華能國際的煤電業務仍然艱難，也有來自華能國際內部的情況介紹作爲旁證。
2023年半年報顯示，華能國際已經整體扭虧。但當時就有華能國際管理層介紹稱：上半年，公司部分區域煤電仍處於虧損中，在華能國際23個煤電資產分佈區域中，一季度有11個區域虧損，二季度仍有9個區域虧損，包括黑龍江、遼寧、華北、山西、安徽、河南、湖南、湖北和甘肅。
此外，煤電成本的80%左右都來自於燃料。根據其年度的燃料成本計算，也能隱約反映出華能國際煤電業務的實際情況。
華能國際年報顯示，2023年，華能國際燃料支出爲1565.69億元，共購入煤炭2.12億噸，折算噸煤價格爲738.53元。當然，燃料支出當中還包含了部分天然氣，剔除天然氣採購支出，噸煤價格可能比738.53元要低，但是也低不了太多。
據業內人士測算，在700元/噸的煤價水平下，一個煤耗300克標煤/千瓦時（非常高效）的電廠，燃料成本約0.3元/千瓦時。加上其他運行成本（不考慮已經沉沒的投資成本攤銷），電價基本要0.35~0.4元/度才能保本（短期運行意義上的），這已經逼近甚至超過我國沿海省份的煤電基準電價。
值得注意的是，作爲老牌的煤電央企，由於歷史原因，華能國際煤電裝機最多且老舊機組衆多。供電煤耗300克標煤/千瓦時的機組，多爲近年來新建煤電機組，而早前建成的老舊機組，供電煤耗要高出很多。
在中國電力企業聯合會首席專家陳宗法看來，儘管各大發電央企財報顯示已經整體扭虧，形勢有所好轉，但實際上煤電企業並未從根本上擺脫困境。
據瞭解，目前煤電仍有45%左右的虧損面，而且虧損額巨大；發電邊際貢獻爲負、經營淨現金流爲負、經營淨現金不足支付利息的煤電企業更是比比皆是；累計虧損特別是2021-2022年的鉅額虧損還沒有及時消化，一些企業嚴重資不抵債；煤電板塊的盈利水平與其在電力行業中的地位、作出的貢獻極不匹配。
陳宗法直言，要徹底解決煤電大面積虧損問題、提高保供能力，核心是煤電比價是否合理，煤電聯動是否到位，燃料費與投資成本能否能夠合理回收；標準是讓落後老舊小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進煤電“有回報”，能源保供“無大礙”。
此外，伴隨着新能源持續大比例接入，相當大一部分煤電還要逐步轉型爲支撐性、調節性備用電源，但是這一轉型是有着高昂成本的。比如，截至目前，電力調峰60%的費用仍由火電集團出，爲此，電力集團年度輸血在200億元以上。這對於煤電企業來說，都是巨大的負擔。
新能源成“救命稻草”
相比煤電板塊的虛盈實虧，華能國際新能源板塊則實現盈利近80億元。以20%的裝機佔比，實現了公司90%以上的盈利，着實亮眼。當然，新能源由於沒有跟煤電一樣的當期燃料成本開支，考覈其盈利表現的標尺是完全不一樣的。
具體來看，華能國際風電的盈利能力比光伏還要強很多。華能國際風電裝機容量爲1551萬千瓦，全年盈利59.13億元；光伏裝機1310萬千瓦，全年盈利20.44億元。從數據對比上可以看到，風電光伏裝機量接近，但是風電盈利差不多是光伏的3倍。
華能國際新能源盈利能力強，很大一部分原因是電價較爲美麗。
2023年，華能國際風電上網電價平均爲0.53元/千瓦時，光伏上網電價平均爲0.47元/千瓦時。同期，華能國際的煤電電價僅爲0.49元/千瓦時。風光電價水平，與其成本相比是非常可觀的。
華夏能源網注意到，同一時期，新能源佔比高省份的風光平均上網電價已經逼近0.2元/千瓦時了。以甘肅爲例，2023年1-11月份，甘肅風電市場化交易結算的平均電價爲0.271元/度，光伏電價爲0.2575元/度，均低於甘肅0.3078元/度的燃煤基準價。
華能國際的風電光伏之所以能夠賣得到高電價，可能與保障性收購電量的高佔比直接相關。風電光伏起步之初，是實行保量保價全額收購的，華能國際早期的風電光伏恰好能夠很好的享受到這一政策紅利。
根據國家政策，早前建設的風光機組優先享受保量保價的保障性收購，這主要是由於以前的風電設備、光伏組件成本很高，電站建設成本高，電價低了無法回本。而隨着這兩年風電設備、光伏組件價格持續走低，新建電站在成本方面的敏感性已經有所降低。
如今，隨着新能源裝機比例的迅速攀升，新能源參與電力市場的價格總體呈大幅下降趨勢，風光電享受到的福利性支持會越來越少。
一方面，增量新能源裝機獲得保障性收購的機會越來越少，它要到電力市場中去競爭，低電價甚至部分時段負電價都將是常態；另一方面，新能源電量大幅增加推高了電力系統的運行復雜性，存量新能源也需要逐步參與電力輔助服務費用的分攤，整體收益也會呈下降趨勢。
新能源業務整體收益下降的趨勢，在華能財報中也有反映。華夏能源網注意到，2023年華能國際風電盈利59.13億元，同比2022年是減少3.22億元。
華能國際解釋，原因主要是“風電電價同比下降”，而下降原因，一方面是風電的平價項目增加，另一方面是承擔的電力系統調峰調頻等市場運營成本增加。
總體而言，華能國際雖然實現了整體扭虧，但仍面臨着如何有效解決煤電虧損的問題；同時，在新能源消納危機愈演愈烈的趨勢下，其新上馬的新能源機組也面臨着收益降低的問題。
對於華能而言，扭虧之後的路依然不平坦，能源轉型、業務升級的壓力依然巨大。