【华能国际】巨亏、减亏、扭亏为盈！但煤电企业仍面临这些困境

　　过去数年曾深陷巨亏的多家煤电企业，如今终于一扫阴霾。

　　3月26日，多家证券机构纷纷上调了国内煤电重资产企业的推荐评级。其中，盈利能力明显改善、电改推动火电盈利稳定等成为其研报中频繁出现的表述。

　　这种判断其实不是事出有因。 大唐发电 （601991.SH）近日公布的年报显示，2023年公司实现营业收入1224.04亿元人民币，同比增长4.77%；实现归母净利13.65亿元人民币，较2022年归母净利-4.08亿元实现结束亏损实现盈利。

　　时隔两年，“煤电一哥” 华能国际 （600011.SH）也首度完成了净利转正的目标。 华能国际 的财报显示，2023年实现营业收入2543.97亿元人民币，同比增长3.11%；净收入84.46亿元人民币，同比扭亏，上年同期亏损73.87亿元人民币。

　　值得注意的是，上述两家电力央企是前年五大发电集团公布年报中“唯二”仍在亏损的上市公司。两家公司同时扭亏，和新出台的煤电容量电价政策，让外界有了颇为良好的期待。

　　不过，在向第壹财经记者谈及煤电业务的收益状况时，多位行业人士的反应却其实不如外界预料的乐观。剖析多家电力企业的财报也不难发现，煤电对于公司利润的贡献相当有限。

　　对此，中国电力企业联合会首席专家陈宗法表示，进入“十四五”以后，煤电企业经营走出“三部曲”：2021年巨亏，2022年减亏，2023年基本实现了整体的结束亏损实现盈利。可是，这并没有从根本上让煤电开脱困境。“煤电板块的收益水平与其在电力行业的地位、贡献度不相配，装机规模和盈利贡献不相配。”

　　失调的装机与利润

　　由于煤电装机占比较大， 华能国际 一直被行业视作盈亏的“风向标”。受燃煤价格上涨影响， 华能国际 创下巨亏，2021年亏损102.64亿元人民币，2022年亏损73.87亿元人民币。

　　2023年， 华能国际 中止了连续两年的亏损，净收入达到84.46亿元人民币。不过，根据其公布的财报，2023年煤电板块的收益仅为4.33亿元人民币，在整体净收入的占比不到6%。

　　与之形成鲜明对照的，是煤电机组巨大的装机容量。截至2023年末， 华能国际 可控发电装机容量约1.36亿千瓦。其中，煤机装机容量9328.3万千瓦，占比超过六成。

　　而真正撑起大幅净利的，是 华能国际 的 新能源 装机。年报显示，2023年公司光伏盈利20.44亿元人民币，风电盈利59.13亿元人民币。而装机方面，风电装机容量1551.1万千瓦，占比仅为11.4%； 太阳能 装机容量1310万千瓦，占比仅为9.7%。

　　这意味着， 华能国际 凭借约两成的风电和光伏装机贡献了超九成的收益。煤电利润的式微和 新能源 的强势模式，几乎复制在了 大唐发电 的业务数据中。

　　2023年， 大唐发电 实现归母净利13.65亿元人民币，尽管公司整体扭亏，可是煤电业务仍然损失了1.33亿元人民币，只是相较2022年亏损60.53亿元减小了亏损幅度。而 新能源 板块中，受益于装机和电量增长，风电盈利25.56亿元人民币，光伏盈利4.8亿元人民币，贡献了利润的大多数份额。

　　甭管是结束亏损实现盈利还是亏损大幅收窄，相似的是，两家上市公司都将煤电业务的巨大进步一定水平上归结于燃料成本的下降。

　　 华能国际 称扭亏的主要因素是“单位燃料成本同比下降和电量同比增长”。第壹财经记者了解到，2023年，华能共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价（包含运输成本、其它税费）同比降低115.78元/吨。这时， 华能国际 的煤电利用小时数同比增长了160小时，带动电量增长，2023年 华能国际 累计完成上网电量4478.56亿千瓦时，同比增长5.33%。

　　 大唐发电 的财报亦显示，2023年公司发生电力燃料费665.53亿元人民币，比上年同期减少了15.33亿元人民币。究其原因，一是火电发电单位燃料成本比上年同期下降27.21元/兆瓦时，造成燃料成本减少57.62亿元；二是火电上网电量同比增加123.80亿千瓦时，造成燃料成本增加 42.28亿元人民币。

　　基于上述“煤电大幅减亏， 新能源 盈利稳健增长”的基本面，率先公布财报的 大唐发电 和 华能国际 让外界对于转型期的电力央企业务数据有了更高的期待。而除了五大发电集团以外，煤炭价格的下调，也让地方煤电企业普遍受益。

　　 江苏国信 (002608)近期发布的业绩快报称，2023年营业收入为345.72亿元人民币，同比增长6.38%；净收入18.71亿元人民币，同比增长3014.74%。据快报称，公司营业利润同比大幅增长，主要因素是煤炭市场价格回落，煤电业务边际收益提升，同时能源板块严控成本费用，持续提质增效，业绩实现大幅增长。不过，更详细的财务数据尚未公布。

　　煤电有了“低保”，却不能“躺赢”

　　煤电行业期盼已久的业绩好转，让多家机构不吝给出好评。“电改增进火电价值重估，未来发展空间广阔。”某证券机构在研报中称。

　　不过，身处其中的煤电人却与外界的体感温度存在差距。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第壹财经记者表示，通过煤电“挣大钱”的时代已经很难再复返，尽管去年的燃煤价格稳中有降，但这其实不意味着煤电能轻松过上“小康生活”。

　　林伯强分析称，煤电企业的收益决定于两头：一是燃煤价格，二是电力价格。过去煤炭企业的集中度比较低，煤炭产能控制其实不严格，因此市场充分竞争的条件下，有时会出现煤炭价格狂跌的情景，可是现在煤炭的集中度明显提高，产能过剩几乎不复存在，那么燃煤价格很难再有大幅下跌的空间，只有上涨的可能。而电力价格，考量到下游产业的用电成本，应当保持在较为正常的水平。“煤电的成本或将抬高而无法疏导，就意味着它不会赚到大钱。”

　　过去的数年时间里，这也构成了煤电板块始终不太被看好的基本逻辑。不过变数在于，2023年底国家发改委出台的“容量电价”政策，让外界为之一振。根据文件明确的容量电价，补偿标准为每千瓦330元人民币，折合度电补助8.8分钱。以全国煤电总装机13亿千瓦计算，容量电价补助总额多达4300亿元以上。

　　与外界印象中的“重大利好”相违的是，业内人士却普遍将这一政策解读为“吃低保”。陈宗法表示，尽管新的机制在一定水平上给煤电企业吃下了定心丸，容量电价可以更好地显现煤电对电力全面的容量价值、支撑价值、备用价值和调理价值，可是煤电企业却其实不能因此“躺赢”。

　　陈宗法分析，当前容量电价政策引发煤电行业人士“不安”的主要有四点：一是标准偏低，现在核定的固定成本补偿标准只有330元每千瓦。二是时间不明，根据规定从2026年起各地回收固定成本的比率将提升至很多于50%，可是啥时候回收比例提升到100%，文件没有明确。三是门槛高，燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，和不满足国家对于能耗、环保和灵活调理能力等要求的煤电机组被排除在外。四是考核严格，煤机如无法按调度指令提供所申报的最大出力，将相应扣减容量电费。

　　“煤电脱困回收固定成本固然重要，但第壹位的还是变动成本燃料费，而且受市场影响最大，占总成本的70%以上，折旧、修理费等这些固定成本占总成本不到30%。因此我认为，决定煤电企业日子能不能真的过下去主要靠燃料费，煤电比价是否合理，最关键的是管控煤价，保证煤电比价合理，煤电上下游协调发展。”陈宗法称。

　　中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中彤也认为，现有的容量电价其实不能很好地回应煤电的价值问题。首先，国家层面应进一步明确煤电的中长期发展规划，每个时期如何控制存量和增量。其次完善价格政策方面，除了容量电价以外，还有辅助服务市场也应该尽快建设，为煤电企业的价值交易创造空间。另外，也有呼声认为煤电联动20%的浮动价格上限应该继续放开，可是阻力仍然较大。