龍頭企業“成績單”洞察行業景象。近日，華能國際、大唐發電、華電國際、國電電力等主要火電上市公司陸續發布2022年三季度財報。財報顯示，華能國際歸母凈利潤均同比減少，由盈轉虧；大唐發電、華電國際和國電電力歸母凈利實現了兩位數及以上漲幅。

作為大宗商品，煤和電擺脫不了周期的宿命。上一輪煤價上漲周期出現在2008—2011年，期間五大發電集團火電板塊連虧四年，累計虧損額高達921億元。2016年下半年開始，我國電煤供應形勢從寬松轉為偏緊，五大發電集團2017年火電板塊虧損132億元，2018—2019年全年火電板塊虧損面超50%。

十年河東、十年河西，周期的啟動和結束源于需求變化。在預期之外，國際形勢錯綜復雜，全球能源危機持續加劇，煤電行業供需形勢被打破，拉長了下跌周期。國資委近期披露央企經濟運行情況顯示，2021年煤電業務虧損1017億元。6年間，從虧損百億到千億，煤電行業沉陷谷底不見反彈趨勢。令諸多看客不解的是，煤電一邊長期虧損，一邊又頻發“路條”上新項目，進退失據間，背后有著怎樣的考量？

高煤價拖累業績

公告顯示，2021年，華能國際、大唐發電、華電國際、國電電力分別實現歸母凈利潤-102.64億元、-92.64億元、-49.65億元、-19.67億元，分別同比降低324.85%、404.71%、211.80%、146.48%。

利潤腰斬發電企業積極自救，今年以來大力發展新能源增厚業績。今年前三季度，大唐發電、華電國際、華能國際前三季度分別實現歸母凈利潤7.6億元、23.25億元、50.2億元，分別同比增長418.54%、45.98%、169.1%。看似好轉的業績只是表象，主要利潤來自各上市企業新能源和水電板塊。事實是，各家煤電板塊依然承壓。

受燃煤采購價格同比大幅上漲及電量下滑影響，華能國際前三季度分別實現營業收入、歸母凈利潤1839.53億元、-39.42億元，分別同比增長27%、減少477%。環比第二季度歸母凈利潤-20.52億元，華能國際第三季度單季度虧損幅度收窄，實現歸母凈利潤-9.34億元。

大唐發電第三季度歸母凈利潤-6.4億元，環比由盈轉虧。國海證券研報分析，主要原因是電力保供需求下，大唐發電第三季度火電環比增發140億千瓦時，而市場煤價仍然高企，共同推高煤炭成本。第三季度，大唐發電毛利率約4.26%，環比下滑8個百分點，實現投資收益5.95億元，環比減少5.2億元。

據萬國證券研報分析，華電國際單三季度火電同比增發111.44億千瓦時，采購大量市場煤保障發電，而三季度秦皇島港動力末煤（Q5500 平倉價）由1250元/噸持續增長至1600元/噸，拖累了業績。

國電電力背靠國家能源集團，與煤炭龍頭中國神華為兄弟公司。即便“近水樓臺先得煤”，也難敵高煤價“侵蝕”業績。公告表示，2021 年，經營活動產生的現金流量凈額為241.80元，同比下降42.76%，主要原因是原煤價格上漲導致購買商品支付的現金增加所致。

邊虧損邊新建是為何？

對于煤電虧損的原因，業內聚焦于煤電利用小時數下降、價格機制不暢成本不能傳導、為消納新能源“買單”輔助服務等多重因素。如今的煤電行業長期虧損已跳脫了行業視角，摻雜了多重更為復雜的因素。

近期全球基準煤價——紐卡斯爾港的現貨煤炭一度升至400美元/噸，是去年同期的三倍；歐洲基準鹿特丹煤炭期貨價格也創下歷史新高。10月28日，中國電煤采購價格指數（CECI）顯示，10月21日至10月27日CECI進口指數到岸綜合標煤單價1606元/噸。此價與2017年CECI進口指數到岸綜合標煤單價599元/噸形成鮮明對比。

近幾年無論是中國沿海電煤采購價格綜合指數、全國煤炭交易中心綜合價格指數、環渤海動力煤綜合價格指數還是CCTD秦皇島動力煤綜合交易價格指數，全國燃煤電廠平均到廠標煤單價、入爐綜合標煤單價、進口煤綜合價都屢創新高。

中電聯發布《2022年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》顯示，今年以來煤電企業采購的電煤綜合價始終超過基準價上限，大體測算前三季度全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2600億元左右。大型發電集團到場標煤單價漲幅遠高于煤電企業售電價格漲幅，導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處于虧損狀態，部分企業現金流緊張。

與商業邏輯不符的是，煤電行業一邊虧損，一邊核準提速上馬新項目。援引自界面新聞消息，今年9月，國家發改委召開了煤炭保供會議，提出今明兩年火電將新開工1.65億千瓦。7月，政策層面提出新開工3000萬千瓦，后提高至8000萬千瓦；8月再次提出，今明兩年每年開工煤電項目8000萬千瓦，后年保障投運煤電機組8000萬千瓦。相關項目各省市以及發電企業，正在落實中。

不禁有電廠一線人員心生疑問：“現在投入與回報不成正比，若新建項目和配套電網一年只利用不到1000小時，豈不是虧損更多。”

容量功能凸顯

一邊大面積長期虧損，一邊上馬新項目，煤電企業靠什么“回血”？

長沙理工大學教授葉澤告訴記者，新建電廠執行企業以央企為主，電廠財務狀況也歸央企負責。各省電力有硬缺口要滿足，也符合各省發展GDP的需要。“核心問題是，國外電力講低成本保供，這種模式下‘電價＝成本’，我國不講成本、不計條件高成本保供。”

新能源的快速發展帶動煤電裝機不斷增加，高成本保供的背后是煤電行業六年如一日的兜底保障。為避免煤電行業進入“死亡螺旋”殃及新型電力系統建設，煤電機組的回報機制需要圍繞容量功能重新設計。

南方電網高級技術專家、南方電網能源發展研究院能源戰略與政策研究所所長陳政指出，加快構建新型電力系統，促進新能源與常規電源協調發展，是我國電力市場建設面臨的新形勢新要求。在借鑒國際經驗基礎上，從我國具體國情出發改革創新容量補償機制，既是發現和補償常規電源調節備用價值，保障電力中長期供應安全的現實需要，也是妥善處理市場化改革帶來的發電環節擱淺成本，銜接改革前政策機制，實現社會福利最大化的要求。

國家發改委、國家能源局發布的關于《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中，明確指出“因地制宜建立發電容量成本回收機制。引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全”。

需要指出的是，建立發電容量成本回收機制受益方不只有煤電，還包括其他能提供容量價值的電源，如抽水蓄能已獲得容量電價。該機制的建立，也不意味著“容量電價+邊際電價”完全等幅傳導給用戶，在送受端動態平衡下，煤電企業主要承擔保障功能，保障電力中長期供應安全，促進新型電力系統建設。