连亏六年还在新建 煤电“回血”靠什么？

龙头企业“成绩单”洞察行业景象。近日，华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力等主要火电上市公司陆续发布2022年三季度财报。财报显示，华能国际归母净利润均同比减少，由盈转亏；大唐发电、华电国际和国电电力归母净利实现了两位数及以上涨幅。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原）

作为大宗商品，煤和电摆脱不了周期的宿命。上一轮煤价上涨周期出现在2008—2011年，期间五大发电集团火电板块连亏四年，累计亏损额高达921亿元。2016年下半年开始，我国电煤供应形势从宽松转为偏紧，五大发电集团2017年火电板块亏损132亿元，2018—2019年全年火电板块亏损面超50%。

十年河东、十年河西，周期的启动和结束源于需求变化。在预期之外，国际形势错综复杂，全球能源危机持续加剧，煤电行业供需形势被打破，拉长了下跌周期。国资委近期披露央企经济运行情况显示，2021年煤电业务亏损1017亿元。6年间，从亏损百亿到千亿，煤电行业沉陷谷底不见反弹趋势。令诸多看客不解的是，煤电一边长期亏损，一边又频发“路条”上新项目，进退失据间，背后有着怎样的考量？

高煤价拖累业绩

公告显示，2021年，华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力分别实现归母净利润-102.64亿元、-92.64亿元、-49.65亿元、-19.67亿元，分别同比降低324.85%、404.71%、211.80%、146.48%。

利润腰斩发电企业积极自救，今年以来大力发展新能源增厚业绩。今年前三季度，大唐发电、华电国际、华能国际前三季度分别实现归母净利润7.6亿元、23.25亿元、50.2亿元，分别同比增长418.54%、45.98%、169.1%。看似好转的业绩只是表象，主要利润来自各上市企业新能源和水电板块。事实是，各家煤电板块依然承压。

受燃煤采购价格同比大幅上涨及电量下滑影响，华能国际前三季度分别实现营业收入、归母净利润1839.53亿元、-39.42亿元，分别同比增长27%、减少477%。环比第二季度归母净利润-20.52亿元，华能国际第三季度单季度亏损幅度收窄，实现归母净利润-9.34亿元。

大唐发电第三季度归母净利润-6.4亿元，环比由盈转亏。国海证券研报分析，主要原因是电力保供需求下，大唐发电第三季度火电环比增发140亿千瓦时，而市场煤价仍然高企，共同推高煤炭成本。第三季度，大唐发电毛利率约4.26%，环比下滑8个百分点，实现投资收益5.95亿元，环比减少5.2亿元。

据万国证券研报分析，华电国际单三季度火电同比增发111.44亿千瓦时，采购大量市场煤保障发电，而三季度秦皇岛港动力末煤（Q5500 平仓价）由1250元/吨持续增长至1600元/吨，拖累了业绩。

国电电力背靠国家能源集团，与煤炭龙头中国神华为兄弟公司。即便“近水楼台先得煤”，也难敌高煤价“侵蚀”业绩。公告表示，2021 年，经营活动产生的现金流量净额为241.80元，同比下降42.76%，主要原因是原煤价格上涨导致购买商品支付的现金增加所致。

边亏损边新建是为何？

对于煤电亏损的原因，业内聚焦于煤电利用小时数下降、价格机制不畅成本不能传导、为消纳新能源“买单”辅助服务等多重因素。如今的煤电行业长期亏损已跳脱了行业视角，掺杂了多重更为复杂的因素。

近期全球基准煤价——纽卡斯尔港的现货煤炭一度升至400美元/吨，是去年同期的三倍；欧洲基准鹿特丹煤炭期货价格也创下历史新高。10月28日，中国电煤采购价格指数（CECI）显示，10月21日至10月27日CECI进口指数到岸综合标煤单价1606元/吨。此价与2017年CECI进口指数到岸综合标煤单价599元/吨形成鲜明对比。

近几年无论是中国沿海电煤采购价格综合指数、全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数还是CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数，全国燃煤电厂平均到厂标煤单价、入炉综合标煤单价、进口煤综合价都屡创新高。

中电联发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

与商业逻辑不符的是，煤电行业一边亏损，一边核准提速上马新项目。援引自界面新闻消息，今年9月，国家发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工1.65亿千瓦。7月，政策层面提出新开工3000万千瓦，后提高至8000万千瓦；8月再次提出，今明两年每年开工煤电项目8000万千瓦，后年保障投运煤电机组8000万千瓦。相关项目各省市以及发电企业，正在落实中。

不禁有电厂一线人员心生疑问：“现在投入与回报不成正比，若新建项目和配套电网一年只利用不到1000小时，岂不是亏损更多。”

容量功能凸显

一边大面积长期亏损，一边上马新项目，煤电企业靠什么“回血”？

长沙理工大学教授叶泽告诉记者，新建电厂执行企业以央企为主，电厂财务状况也归央企负责。各省电力有硬缺口要满足，也符合各省发展GDP的需要。“核心问题是，国外电力讲低成本保供，这种模式下‘电价＝成本’，我国不讲成本、不计条件高成本保供。”

新能源的快速发展带动煤电装机不断增加，高成本保供的背后是煤电行业六年如一日的兜底保障。为避免煤电行业进入“死亡螺旋”殃及新型电力系统建设，煤电机组的回报机制需要围绕容量功能重新设计。

南方电网高级技术专家、南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政指出，加快构建新型电力系统，促进新能源与常规电源协调发展，是我国电力市场建设面临的新形势新要求。在借鉴国际经验基础上，从我国具体国情出发改革创新容量补偿机制，既是发现和补偿常规电源调节备用价值，保障电力中长期供应安全的现实需要，也是妥善处理市场化改革带来的发电环节搁浅成本，衔接改革前政策机制，实现社会福利最大化的要求。

国家发改委、国家能源局发布的关于《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，明确指出“因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全”。

需要指出的是，建立发电容量成本回收机制受益方不只有煤电，还包括其他能提供容量价值的电源，如抽水蓄能已获得容量电价。该机制的建立，也不意味着“容量电价+边际电价”完全等幅传导给用户，在送受端动态平衡下，煤电企业主要承担保障功能，保障电力中长期供应安全，促进新型电力系统建设。