深度 | 死去活来 ——四大煤电上市公司年报解读对新能源有何影响？-北极星风力发电网

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截止3月底，A股上市的华能国际、中国神华、华电国际、大唐发电等四大煤电上市公司陆续披露了2021年年报。发电业务全面亏损已在预期值内，除此以外还有哪些对新能源行业来说重要而被忽略的信号？

（来源：微信公众号“风电顺风耳”作者：宋燕华图/文）

寻找煤电课代表

如在《中长期电价解构与预测（上）》、《中长期电价解构与预测（下）》中所述，虽然风光是未来新增装机的主要方向，但受资源禀赋和存量装机结构等因素影响，在2030年之前煤电仍然是掌握边际定价权的主体。理解火电成本和实际结算电价，是新能源投资人预测电价趋势、进行地区选择的重要依托。

A股市场上火电上市公司大约有30家，并不是每家数据都具有代表性。综合来看，华能国际、中国神华、华电国际、大唐发电四家上市公司煤电装机分布在全国29个省份，占全国煤电和火电装机的20%左右，具有代表意义。

从历年盈利状况可知，中国神华的毛利率和净利率均好于其他三家，这与其业务结构有关。从主营业务构成来看，中国神华其实是煤炭企业，不是煤电企业，只是碰巧他的装机规模也比较庞大。

盈利潮起潮落

从历史长河来看，2015年是煤电企业盈利状况的分水岭。

在此之前，国家发改委会不定期（基本上一年一次）根据动力煤价格变化调整煤电上网电价，传导成本压力或利润空间，因此煤电企业盈利状况良好，毛利率可以达到20%以上，甚至更高。

2015年电改9号文发布，电改和经济增长压力之下存在电价下行预期，降价任务首当其冲落在发电侧，成本不变收入下降，使得2016-2017年煤电企业盈利状况明显下降。

2018年之后，虽然全社会的电价下降压力从发电侧传导至输配电侧，上网电价企稳回升，但动力煤价格由于供给侧改革等影响在2018年上涨到阶段性顶点，而现行基准价（即当时的脱硫标杆上网电价）在2017年7月之后不再调整，2019年又明确了除现货交易外电价只下浮不上浮的阶段性政策，锁死了电价天花板，为此2017年以后煤电企业盈利只是保持相对稳定，毛利多少主要取决于动力煤的价格变化，再也没有恢复元气。

遭遇至暗时刻

不过对煤电企业来说，与2021年的形势相比，此前遭遇的所有困难都只是渺沧海之一粟。

煤电企业度电成本可以分成度电燃煤成本和度电其他成本两部分，前者取决于动力煤到厂价和供电煤耗，完全从市场上购买动力煤的华能国际、以及大量自产/少量自销的中国神华分别代表了煤电企业度电燃煤成本的上下限，过去几年平均值在0.18-0.25元/kwh之间；后者包括人工、折旧、环保等费用，平均值在0.06-0.12元/kwh之间，且存在上涨趋势。

2021年，受疫情、安全环保要求和地缘政治等原因影响，动力煤的本土生产和国外进口受限，让本就紧平衡的供应局势紧上加紧，价格一路走高。由此折算，华能国际度电燃煤成本已经接近0.35元/kwh，高于部分省份的基准价。

期，而风光水等新能源装机在无风阴雨枯水的季节发电能力受限，增加了电力供给的硬缺口，非现货省份煤电交易电价又没有上涨可能，因此出现所谓“发一度、赔一度”、连毛利都是负数的极端情况，只有家里真有矿的中国神华情况略好，但发电业务毛利率也从27%以上降到7.7%，度电盈利也从1毛下降到6分。

电价否极泰来

从基本的经济学原理也可以知道，应该以价格解决的问题不采用价格手段解决，只会导致供需失衡。部分地区出现拉闸限电之后，2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》理顺了电价传导机制，让市场煤与市场电真正接轨，煤电企业迎来业绩触底反弹的曙光：一是允许全部燃煤发电电量进入电力市场，二是首次允许交易电价上浮，上下浮动均扩大为20%，高耗能企业交易电价不受限制。

由于最新的电价政策发布是在四季度，对全年收益提升有限，真正的正面影响将在2022年展现，但从各家年报披露的各省煤电年均交易电价数据来看已经存在好转迹象：2021年煤电上网电价整体呈现上升趋势，平均涨幅2分/kwh；而且3060并未中断煤电机组的增长态势，各家运营商在湖南、北京等用电需求大、上网电价高的省份存在净新增机组，未来将成为优质资产。

煤电兮，风光所倚

老子曾经曰过，“祸兮福之所倚，福兮祸之所伏。”煤电行业的死去活来，对新能源行业有什么影响？

看得见的影响是地区选择和电价预期。

动力煤价格是煤电上网电价之锚，煤电价格也是新能源上网电价之锭。但未来这一规律可能未必放诸四海而皆准。2021年中东部地区和三北煤电主产区上网均价普遍增长且超过基准价，前者应源于供需格局和市场规律下的普遍上涨，对新能源来说，这些地区煤电上网电价可作为电价参考；但三北地区电力结构和市场规则不同，尤其在现货市场往往是风光大发时段电价极低，火电补位时段电价极高，没有现货但风光资源丰富的省份也在动脑筋通过低价绿电招商引资，为此风光上网电价将与煤电脱节，主要参考标准应当是自身的LCOE。

另一方面，电煤到厂价最高的省份是两湖两广一江西，但从四大煤电企业的数据来看2021年广西煤电上网电价低于基准价，不仅煤电盈利能力不足，未来风光项目上网电价安全性也需高度关注。

看不见的影响是，新能源投资时序和造价要求。

我国不仅是一个以煤为主的电力结构，其实还是一个以煤为主的新能源投资格局。正因为风光是煤电的替代品，风光的主要投资者其实也是煤电企业。但在动力煤价格上涨的周期内，煤电企业的可支配现金流将会变紧张，对新能源投资构成影响。

以华能国际为例，2021年公司经营活动现金净流入为60.33亿元，同比减少360.17亿元，主要原因是燃料采购成本大幅上升。与此相对应，2022年华能国际首次减少了资本性支出计划，总支出下降80亿元，其中60亿元降幅来自风光。而另一方面，电力装机清洁化的目标也是必须完成的任务，因此很有可能出现的情景不是放弃投资新能源，而是延缓投资时序、寻求股权合作方以及压低项目造价等手段。对非煤电力投资商（比如地方城投、财务投资人等）来说投资和合作机会可能增多，但对设备厂家和EPC企业来说需要关注降本的持续压力。