鉅虧、減虧、扭虧爲盈！但煤電企業仍面臨這些困境

過去數年曾深陷鉅額虧損的多家煤電企業，如今終於一掃陰霾。

3月26日，多家證券機構紛紛上調了國內煤電重資產企業的推薦評級。其中，盈利能力顯著改善、電改推動火電盈利穩定等成爲其研報中頻繁出現的表述。

這種判斷並非空穴來風。大唐發電（601991.SH）近日公佈的年報顯示，2023年公司實現營收1224.04億元，同比增長4.77%；實現歸母淨利13.65億元，較2022年歸母淨利-4.08億元實現扭虧爲盈。

時隔兩年，“煤電一哥”華能國際（600011.SH）也首度完成了淨利轉正的目標。華能國際的財報顯示，2023年實現營業收入2543.97億元，同比增長3.11%；淨利潤84.46億元，同比扭虧，上年同期虧損73.87億元。

值得注意的是，上述兩家電力央企是前年五大發電集團公佈年報中“唯二”仍在虧損的上市公司。兩家公司同時扭虧，以及新出臺的煤電容量電價政策，讓外界有了頗爲良好的預期。

不過，在向第一財經記者談及煤電業務的盈利狀況時，多位行業人士的反應卻並不如外界預料的樂觀。剖析多家電力企業的財報也不難發現，煤電對於公司利潤的貢獻相當有限。

對此，中國電力企業聯合會首席專家陳宗法表示，進入“十四五”以後，煤電企業經營走出“三部曲”：2021年鉅虧，2022年減虧，2023年基本實現了整體的扭虧爲盈。但是，這並沒有從根本上讓煤電擺脫困境。“煤電板塊的盈利水平與其在電力行業的地位、貢獻度不匹配，裝機規模和盈利貢獻不匹配。”

失調的裝機與利潤

由於煤電裝機佔比較大，華能國際一直被行業視作盈虧的“風向標”。受燃煤價格上漲影響，華能國際創下鉅額虧損，2021年虧損102.64億元，2022年虧損73.87億元。

2023年，華能國際中止了連續兩年的虧損，淨利潤達到84.46億元。不過，根據其公佈的財報，2023年煤電板塊的盈利僅爲4.33億元，在整體淨利潤的佔比不到6%。

與之形成鮮明對比的，是煤電機組巨大的裝機容量。截至2023年末，華能國際可控發電裝機容量約1.36億千瓦。其中，煤機裝機容量9328.3萬千瓦，佔比超過六成。

而真正撐起大幅淨利的，是華能國際的新能源裝機。年報顯示，2023年公司光伏盈利20.44億元，風電盈利59.13億元。而裝機方面，風電裝機容量1551.1萬千瓦，佔比僅爲11.4%；太陽能裝機容量1310萬千瓦，佔比僅爲9.7%。

這意味着，華能國際憑藉約兩成的風電和光伏裝機貢獻了超九成的利潤。煤電利潤的式微和新能源的強勢模式，幾乎複製在了大唐發電的業務數據中。

2023年，大唐發電實現歸母淨利13.65億元，儘管公司整體扭虧，但是煤電業務仍然虧損了1.33億元，只是相較2022年虧損60.53億元減小了虧損幅度。而新能源板塊中，受益於裝機和電量增長，風電盈利25.56億元，光伏盈利4.8億元，貢獻了利潤的大多數份額。

無論是扭虧爲盈還是虧損大幅收窄，相似的是，兩家上市公司都將煤電業務的巨大進步一定程度上歸結於燃料成本的下降。

華能國際稱扭虧的主要原因是“單位燃料成本同比下降和電量同比增長”。第一財經記者注意到，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%。

大唐發電的財報亦顯示，2023年公司發生電力燃料費665.53億元，比上年同期減少了15.33億元。究其原因，一是火電發電單位燃料成本比上年同期下降27.21元/兆瓦時，導致燃料成本減少57.62億元；二是火電上網電量同比增加123.80億千瓦時，導致燃料成本增加 42.28億元。

基於上述“煤電大幅減虧，新能源盈利穩健增長”的基本面，率先公佈財報的大唐發電和華能國際讓外界對於轉型期的電力央企業務數據有了更高的預期。而除了五大發電集團以外，煤炭價格的下調，也讓地方煤電企業普遍受益。

江蘇國信(002608)近期發佈的業績快報稱，2023年營業收入爲345.72億元，同比增長6.38%；淨利潤18.71億元，同比增長3014.74%。據快報稱，公司營業利潤同比大幅增長，主要原因是煤炭市場價格回落，煤電業務邊際收益提升，同時能源板塊嚴控成本費用，持續提質增效，業績實現大幅增長。不過，更詳細的財務數據尚未公佈。

煤電有了“低保”，卻不能“躺贏”

煤電行業期盼已久的業績好轉，讓多家機構不吝給出好評。“電改促進火電價值重估，未來發展空間廣闊。”某證券機構在研報中稱。

不過，身處其中的煤電人卻與外界的體感溫度存在差距。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經記者表示，通過煤電“賺大錢”的時代已經很難再復返，儘管去年的燃煤價格穩中有降，但這並不意味着煤電能輕鬆過上“小康生活”。

林伯強分析稱，煤電企業的盈利取決於兩頭：一是燃煤價格，二是電力價格。過去煤炭企業的集中度比較低，煤炭產能控制並不嚴格，因此市場充分競爭的前提下，有時會出現煤炭價格暴跌的情況，但是現在煤炭的集中度顯著提高，產能過剩幾乎不復存在，那麼燃煤價格很難再有大幅下跌的空間，只有上漲的可能。而電力價格，考慮到下游產業的用電成本，應當保持在較爲穩定的水平。“煤電的成本或將擡高而無法疏導，就意味着它不可能賺到大錢。”

過去的數年時間裡，這也構成了煤電板塊一直不太被看好的基本邏輯。不過變數在於，2023年底國家發改委出臺的“容量電價”政策，讓外界爲之一振。根據文件明確的容量電價，補償標準爲每千瓦330元，摺合度電補貼8.8分錢。以全國煤電總裝機13億千瓦計算，容量電價補貼總額多達4300億元以上。

與外界印象中的“重大利好”相違的是，業內人士卻普遍將這一政策理解爲“吃低保”。陳宗法表示，儘管新的機制在一定程度上給煤電企業吃下了定心丸，容量電價可以更好地呈現煤電對電力系統的容量價值、支撐價值、備用價值和調節價值，但是煤電企業卻並不能因此“躺贏”。

陳宗法分析，當前容量電價政策引發煤電行業人士“不安”的主要有四點：一是標準偏低，現在覈定的固定成本補償標準只有330元每千瓦。二是時間不明，根據規定從2026年起各地回收固定成本的比例將提升至不低於50%，但是什麼時候回收比例提升到100%，文件沒有明確。三是門檻高，燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對於能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組被排除在外。四是考覈嚴格，煤機如無法按調度指令提供所申報的最大出力，將相應扣減容量電費。

“煤電脫困回收固定成本固然重要，但第一位的還是變動成本燃料費，而且受市場影響最大，佔總成本的70%以上，折舊、修理費等這些固定成本佔總成本不到30%。因此我認爲，決定煤電企業日子能不能真的過下去主要靠燃料費，煤電比價是否合理，最重要的是管控煤價，保證煤電比價合理，煤電上下游協調發展。”陳宗法稱。

中國能源研究會雙碳產業合作分會主任黃少中彤也認爲，現有的容量電價並不能很好地迴應煤電的價值問題。首先，國家層面應進一步明確煤電的中長期發展規劃，每個時期如何控制存量和增量。其次完善價格政策方面，除了容量電價以外，還有輔助服務市場也應該儘快建設，爲煤電企業的價值交易創造空間。此外，也有呼聲認爲煤電聯動20%的浮動價格上限應該繼續放開，但是阻力仍然較大。