过去数年曾深陷巨额亏损的多家煤电企业，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，盈利能力显著改善、电改推动火电盈利稳定等成为其研报中频繁出现的表述。

这种判断并非空穴来风。大唐发电（601991.SH）近日公布的年报显示，2023年公司实现营收1224.04亿元，同比增长4.77%；实现归母净利13.65亿元，较2022年归母净利-4.08亿元实现扭亏为盈。

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，同比增长3.11%；净利润84.46亿元，同比扭亏，上年同期亏损73.87亿元。

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，以及新出台的煤电容量电价政策，让外界有了颇为良好的预期。

不过，在向第一财经记者谈及煤电业务的盈利状况时，多位行业人士的反应却并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扭亏为盈。但是，这并没有从根本上让煤电摆脱困境。“煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献度不匹配，装机规模和盈利贡献不匹配。”

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，华能国际创下巨额亏损，2021年亏损102.64亿元，2022年亏损73.87亿元。

2023年，华能国际中止了连续两年的亏损，净利润达到84.46亿元。不过，根据其公布的财报，2023年煤电板块的盈利仅为4.33亿元，在整体净利润的占比不到6%。

与之形成鲜明对比的，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，风电盈利59.13亿元。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利润。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，尽管公司整体扭亏，但是煤电业务仍然亏损了1.33亿元，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，光伏盈利4.8亿元，贡献了利润的大多数份额。

无论是扭亏为盈还是亏损大幅收窄，相似的是，两家上市公司都将煤电业务的巨大进步一定程度上归结于燃料成本的下降。

华能国际称扭亏的主要原因是“单位燃料成本同比下降和电量同比增长”。第一财经记者注意到，2023年，华能共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨。与此同时，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，比上年同期减少了15.33亿元。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，导致燃料成本减少57.62亿元；二是火电上网电量同比增加123.80亿千瓦时，导致燃料成本增加 42.28亿元。

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预期。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，同比增长6.38%；净利润18.71亿元，同比增长3014.74%。据快报称，公司营业利润同比大幅增长，主要原因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。“电改促进火电价值重估，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一财经记者表示，通过煤电“赚大钱”的时代已经很难再复返，尽管去年的燃煤价格稳中有降，但这并不意味着煤电能轻松过上“小康生活”。

林伯强分析称，煤电企业的盈利取决于两头：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，煤炭产能控制并不严格，因此市场充分竞争的前提下，有时会出现煤炭价格暴跌的情况，但是现在煤炭的集中度显著提高，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，考虑到下游产业的用电成本，应当保持在较为稳定的水平。“煤电的成本或将抬高而无法疏导，就意味着它不可能赚到大钱。”

过去的数年时间里，这也构成了煤电板块一直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，折合度电补贴8.8分钱。以全国煤电总装机13亿千瓦计算，容量电价补贴总额多达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理解为“吃低保”。陈宗法表示，尽管新的机制在一定程度上给煤电企业吃下了定心丸，容量电价可以更好地呈现煤电对电力系统的容量价值、支撑价值、备用价值和调节价值，但是煤电企业却并不能因此“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例将提升至不低于50%，但是什么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，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节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，但第一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，最重要的是管控煤价，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，现有的容量电价并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。此外，也有呼声认为煤电联动20%的浮动价格上限应该继续放开，但是阻力仍然较大。

随着煤电企业逐步走出困境，近年来收入和利润均有所改善。然而，煤电利润水平的差异性仍然明显，且这种差异很大程度上源自其规模化程度和各自的产品结构。如大唐发电和华能国际在2023年分别实现盈利扭亏，但这两个公司的盈利与装机容量、销售电量及电量贡献率等指标却不匹配，反映出煤电企业在整体业务表现上仍需提升。
中国的电力市场正在经历结构性改革，火电企业与新能源企业之间的结构调整势在必行。过去煤电依赖低价优势，但由于煤炭供应格局的优化和风电、光伏等清洁能源技术的进步，煤电的竞争力相对减弱。为此，国家政府推出了一系列支持措施，包括调整煤价、启动容量电价政策、鼓励跨省重组等多种手段，旨在调动企业积极性，提升市场活力和效率。
面对容量电价政策带来的积极影响，一些煤电企业已经开始寻求改进和升级。例如，大唐发电于2023年通过大规模购煤提价和优化运营策略，有效缓解了亏损压力，并积极开拓新能源市场，提高了新能源电量比重。另一方面，华能国际则通过投资风光互补项目和提升水电利用率等方式，进一步优化盈利结构，实现了利润的快速增长。
然而，煤电领域的变革并不是易事，不仅涉及经济和技术层面的问题，还涉及到政策制定、市场运作等多个环节。煤电行业的传统模式和角色转换过程中，如何正确把握市场定位、优化资源配置和提升盈利能力，需要企业和相关部门共同努力。
为了应对市场的不确定性，煤电企业需要加大创新力度，充分利用新型能源技术和市场机遇，开发适应新时代需求的新产品和服务，提升自身的核心竞争力。具体而言，可以加快布局新能源领域，扩大新能源电量占比；加强产业链协同，推进煤炭与新能源的深度融合，实现经济效益和环境效益的双赢；优化管理流程，提升内部运行效率，降低成本；拓宽融资渠道，引入多元化的资本力量，增强抵御风险的能力。
政策层面，政府应进一步引导和支持煤电企业的结构调整，从短期角度看，应确保总量不变、结构优化的前提下，逐步淘汰落后产能，腾出空间供新能源等替代资源使用。长远来看，应建立完善的市场定价机制，引导煤电企业合理定价、公平竞争，既保护企业利益，又保障消费者权益。
总的来说，煤电企业未来的发展将面临多重挑战和机遇。只有抓住机遇，科学应对挑战，才能在全球能源结构调整的大潮中取得突破，重塑自身在能源市场中的角色和地位，为我国乃至全球能源安全和发展作出更大贡献。