本报记者张英英吴可仲北京报道

    曾深陷巨亏泥潭的煤电行业，如今迎来盈利拐点。

    近日，华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）相继发布2023年财报，两者分别盈利约84.46亿元和45.22亿元，同比扭亏和增长。伴随煤电企业业绩好转，这一板块的价值迎来重估，被券商机构给予“买入”评级。

    回溯过去三年，我国煤电企业集体进入“寒冬”，央企煤电业务的亏损一度超千亿元。自2023年以来，随着煤炭产能释放、煤炭价格下降，以及电煤中长期合同落实“三个100%”和煤电上浮20%价格政策的持续落实，煤电企业的盈利能力得到显著改善。

    业界人士在接受《中国经营报》记者采访时，对2024年煤电企业经营状况的改善表示看好。他们认为，随着煤炭价格稳步降低和容量电价政策的实施，煤电企业的盈利空间有望进一步释放。

    越“冬”迎“春”

    进入2023年，在煤价下行、发电量提高等因素共同作用下，部分煤电企业实现扭亏。

    由于供需阶段性失衡，煤炭价格飙涨，叠加煤电成本传导受限，煤电企业一度进入“至暗时刻”。

    2021年，煤电企业大面积亏损，出现了“发一度电，亏一度”的现象。财报显示，2021年五大发电集团旗下上市企业华能国际、大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、中国电力（02380.HK）和华电国际均出现亏损。其中，华能国际亏损高达102.64亿元。

    2022年4月，原国务院国资委秘书长、新闻发言人彭华岗表示，（2021年央企）在煤炭价格上涨的同时，电力企业保供，煤电业务亏损了1017亿元。

    在此背景下，我国有关部门积极出台了煤炭稳价保供和煤电电价政策等措施，以降低煤电企业的生存压力。

    2021年10月，国家发展和改革委员会（以下简称“发改委”）发布新政，全面放开燃煤发电上网电价，燃煤发电市场交易电价上下浮动范围原则上不超过20%，这在一定程度上疏导了发电成本。

    2022年2月，发改委进一步完善煤炭市场价格形成机制，调整煤价合理运行区间。同年3月，发改委下发做好2022年煤炭中长期合同监管工作的文件，对进一步签实煤炭中长期合同、加强对合同履约监管作出部署安排。随后，电煤中长期合同被要求严格兑现“三个100%”（即100%签约率、100%履约率、100%执行价格政策）。

    尽管2022年煤炭价格继续高位震荡，但是在电煤中长期合同“三个100%”落实和燃煤电价浮动20%政策的背景下，煤电企业经营压力有所缓解，同比减亏。中国能源研究会理事、中国电力企业联合会首席专家陈宗法在2024年1月发文指出，2022年五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元，同比减亏576亿元，但亏损面仍超60%。

    进入2023年，在煤价下行、长协煤增加、电价上浮、发电量提高等因素共同作用下，部分煤电企业实现扭亏。

    其中，华能国际和大唐发电在2023年分别实现营业收入2543.97亿元和1224.04亿元，同比增长3.11%和4.77%；归属于上市公司股东的净利润分别为84.46亿元和13.65亿元，扭转了连亏两年的颓势。此外，华电国际实现营业收入约1171.76亿元，同比增长9.45%；归属于上市公司股东的净利润约45.22亿元，同比增长3789%。

    对于业绩变动影响最大的煤炭因素，卓创资讯煤炭分析师任慧云向记者分析称，2023年国内动力煤市场价格重心明显下移，上半年与下半年走势分化。以山东地区Q5000大卡动力煤市场价格为例，上半年整体以下跌为主，下半年价格则触底反弹后以震荡运行为主。2023年均价为878.07元/吨，较2022年同期均价下跌227.24元/吨，降幅达20.56%；年内高价为1月3日的1030—1170元/吨，年内低价为6月14日的680—710元/吨。

    值得一提的是，并非所有煤电企业都走出了亏损困境。

    陈宗法发文指出，仍有45%左右的亏损面，而且亏损额巨大；发电边际贡献为负、经营净现金流为负、经营净现金不足支付利息的煤电企业更是比比皆是；特别是2021—2022年的巨额亏损没有及时消化，一些企业严重资不抵债。

    此外，2023年煤电企业业绩能够实现“逆袭”，新能源发电业务的利润贡献尤其重要。其中，大唐发电的煤电板块仍亏损1.33亿元，风电和光伏板块的利润分别为25.56亿元和4.8亿元；华能国际2023年煤电板块利润仅4.33亿元，而光伏和风电板块利润分别为20.44亿元和59.13亿元。

    盈利空间有望进一步释放

    容量电价政策的落地有望稳定煤电企业的盈利空间。

    在业内人士看来，煤电企业在2023年迎来了盈利拐点后，2024年仍将有望保持良好的盈利空间。

    自2024年以来，全国火电发电量呈现小幅上涨。根据国家统计局的数据，1—2月，规模以上工业发电量14870亿千瓦时，同比增长8.3%。其中，火电发电量达到10802亿千瓦时，同比增长9.7%。国家能源局数据显示，1—2月，全国发电设备累计平均利用563小时，同比减少6小时。其中，火电763小时，同比增加44小时。

    对于2024年煤炭价格的预期，任慧云向记者表示，预计动力煤市场价格重心将进一步下移，价格波动幅度或将收窄，年内价格走势将与2023年走势较为相似，整体呈现上半年震荡下行，下半年向上有所修复态势。

    九州能源董事长张传名向记者表示，影响煤电企业经营状况的因素主要包括发电设备利用小时数（发电量）、电价、煤价等，目前来看整体形势比较乐观。“第一，从2024年前两个月的情况看，我国电力需求保持增长，发电设备利用小时数提升。第二，去年燃煤交易电价上浮了20%，今年年度长协价格除广东外，全国很多省份没有出现明显下降。第三，今年整体煤炭供应比较充足，价格将稳步下降。”

    不仅如此，容量电价政策的落地也有望稳定煤电企业的盈利空间。

    2023年11月，发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年起建立煤电容量电价机制。这一政策肯定了煤电调节支撑价值，明确了煤电固定成本回收机制。

    张传名表示，容量电价机制的推出进一步提升了煤电企业的盈利稳定性，在一定程度上改善了煤电企业的经营状况。“总体而言，2024年煤电企业的盈利状况还是挺好的。”

    值得一提的是，过去三年，有关部门提出要深化或推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”，目前多地正加快“两个联营”项目落地。2024年3月，国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》也指出，推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电。

    安信证券分析指出，煤电联营可以使煤企和电企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。中国银河证券分析判断，随着火电向调节性电源转型以及煤电一体化发展，火电将迎来新的发展空间。

    陈宗法此前预测，随着鼓励煤电“两个联营”、允许电价上浮20%、出台容量电价、煤电企业整体扭亏，“十四五”时期以2023年为转折点，在此后两年以及“十五五”期间，煤电发展将有所增长、提速。

    尽管2024年煤电企业的发展被认为具有较好预期，但业内也在煤炭、电量、电价方面存在一些短期和长期的担忧。

    华电国际方面表示，煤炭保供政策将逐步取消，电煤中长期合同不再要求全覆盖，煤炭供应增速将有所下降，公司部分发电企业可能因长协合同占比下降而承担燃料成本升高的风险。

    华电国际方面还称：“随着我国新能源装机比例持续快速增长，火电企业的发电空间进一步被压减，公司存在电量下降的风险。煤电容量电价机制正式实施，电力现货交易市场全面推开，给公司的经营带来了不确定性。公司作为以火电装机为主体的传统能源发电企业，正在由发电向发电兼调峰转型，随着技改的深入、调峰的增加，利用小时数也会出现持续下降的风险。”