煤电千亿亏损背后：未来生存如何破局？

 这是2021年煤电市场的一个缩影，亏损原因与当年全国电力供需总体偏紧、煤炭价格上涨密切相关。2022年4月19日，国务院新闻办就2022年一季度中央企业经济运行情况举行发布会。国务院国有资产监督管理委员会秘书长、新闻发言人彭华岗在回答记者提问时谈到，去年在煤炭价格上涨的同时，电力央企保供，煤电业务亏损了1017亿元。

 当前，煤电仍是我国电力供应的主体电源，发挥着兜底保障作用，但其生存之忧也引发业界思考。随着我国推动实现“双碳”目标，构建以新能源占比逐渐提升的新型电力系统，煤电角色正逐渐向基础保障性和系统调节性电源转型，而这也将影响煤电企业盈利水平。

 “长期来看，煤电设备利用小时数会有所降低，同时提供电力辅助服务（调峰、调频等）。”嘉庚创新实验室研究员、厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受《中国经营报》记者采访时表示，煤电企业的收入与利用小时数和电价两个方面相关，假如利用小时数降低1倍，电价能否上调1倍，这关系到谁来买单的问题。因此，对于煤电转型，需要通过政策给予补偿支持，同时发挥市场的调节作用，进一步疏导电价机制。

 业绩探底

 受燃煤采购成本上涨影响，煤电企业在2021年遭遇至暗时刻，业绩随之“变脸”。

 2021年，华能国际、大唐发电、华电国际、中国电力归属于上市公司股东净利润分别为-102.64亿元、-92.64亿元、-49.65亿元、-5.16亿元（权益持有人应占），分别同比减少324.85%、404.71%、211.8%、130.2%。而根据国电电力预亏公告，国电电力预计2021年实现归属于上市公司股东的净利润亏损16~23亿元，同比减少137.88%~154.45%。

 在燃料成本上涨的情况下，一些煤电企业的毛利率已降至负值。例如，2021年，华能国际电力及热力板块的营业成本上升45.96%，毛利率为-2.79%。华电国际电力板块的营业成本上升49.79%，毛利率为-5.76%。

 《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称“《供需报告》”）显示，2021年，因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。自去年8月以来，大型发电集团煤电板块整体亏损，8~11月，部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。

 进入2021年四季度，国家相关主管部门多措并举，出台保供稳价措施。

 2021年10月，国家发改委发布新政，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%，高耗能企业不限。2022年2月，国家发改委进一步完善煤炭市场价格形成机制，明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570元～770元（含税），对煤价理性回归起到积极的促进作用。随后，国家发改委还下发了做好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、加强合同履约监管作出部署安排。

 此外，加强煤炭的增产保供工作也在稳步推进。4月18日，新华社发文称，国家能源局近几个月已批复山西、陕西、宁夏等地多个煤矿项目，优质煤炭产能正依法合规加快释放。近期，全国煤炭产量保持高位水平，自2月中下旬以来，日产量在1200万吨以上，同比增长超过10%。

 随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格逐渐回归合理区间。“前段时间，煤炭每吨价格已经降低了数百元，对于煤电企业而言，经营状况正逐渐转好。”今日智库副总经理侯志华告诉记者，当前煤炭市场价仍处于1000元/吨以上，如果全部采用市场煤，煤电企业肯定亏损。目前，煤电企业的煤源主要还是来自于长协煤，长协煤处于570~770元/吨的价格区间，对于煤电企业来说，仍有利润空间。

 角色定位

 煤电供需形势的新变化带给社会一场深刻反思。尤其是，在我国推进“双碳”目标的实现、构建新型电力系统过程中，要正确认识煤电的价值与定位。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》明确，煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

 煤炭被称为“工业的粮食”，是支撑国民经济发展的基础能源，煤电则支撑了电力系统安全稳定运行。上述《供需报告》显示，截至2021年底，全国全口径煤电装机容量11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为46.7%。煤电发电量5.03万亿千瓦时，占总发电量的比重为60%。无论从装机规模还是发电量看，煤电仍是我国当前电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

 在“双碳”目标愿景下，大力发展新能源和可再生能源成为重要发展方向。但相比之下，受新能源供给波动较大等因素影响，能源安全依然面临严峻挑战。从我国富煤贫油少气的基本国情来看，煤电基础保障性电源的地位长时间内较难被撼动。正如2021年我国出现局部限电时，煤电企业发挥了重要的兜底保供作用。

 中国电力企业联合会原专职副理事长王志轩接受媒体记者采访时表示，煤炭、煤电在“双碳”达标进程中，守住了能源安全的底线，这是最大的贡献。没有能源安全，转型无从谈起。先立后破必须以经济社会的协调发展、能源安全为前提。

 同样重要的是，为实现大规模新能源和可再生能源电力消纳，电力系统调节能力有待进一步提升。作为调节性电源，目前煤电灵活性改造技术成熟，经济性相对更低，被认为是提高系统调节能力的现实选择。

 2021年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。其中目标之一，是要统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级。

 进入2022年，煤电的角色定位得到进一步强化。

 2022年1月，中共中央政治局第三十六次集体学习内容强调，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。

 同样类似的表述在2022年《政府工作报告》中也有提及：“坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造。推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。”

 生存破局

 煤电的角色定位，关乎煤电企业的盈利和生存。

 “长期来看，煤电设备利用小时数会有所降低，将腾出发电量空间给光伏发电、风电等新能源和可再生能源，同时提供电力辅助服务（调峰、调频等），助力新能源和可再生能源电力的消纳和安全稳定输送。”林伯强向记者表示，煤电企业的收入直接与利用小时数和电价两个方面相关，假如利用小时数降低1倍，电价能否上调1倍，这关系到谁来买单的问题。

 林伯强认为，对于煤电转型，需要通过政府和市场两个方向寻找出口。要完善参与电力市场调峰、调频等辅助服务的补偿机制，同时发挥市场的调节作用，进一步疏导电价机制，至于未来电价上涨空间有多大仍待关注。

 值得一提的是，我国当前正在加速完善电力辅助服务机制和建设全国统一电力市场体系。

 2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，扩大了电力辅助服务主体，丰富了电力辅助服务新品种，明确补偿方式与分摊机制，逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。煤电将在辅助服务市场体现调节价值，同时也可以增加一定收益。

 此外，2022年1月，国家发改委、国家能源局下发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求。中金公司方面认为，“煤价企稳+电价上浮”将改善基础盈利，灵活调节能力将带来收益增厚。

 在“双碳”背景下，能源电力结构转型趋势明显，煤电企业还通过“自建+收购”并行的方式提高清洁能源的比重，开拓新的利润增长空间。

 《供需报告》显示，2021年，重点企业电力完成投资10481亿元，同比增长2.9%。其中电源完成投资5530亿元，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。全国新增发电装机容量17629万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量的比重为78.3%。

 例如，作为国家电力投资集团的旗舰上市公司，中国电力在2021年10月便发布新发展战略纲要，到2025年境内清洁能源装机占比超过90%。截至2021年，中国电力的清洁能源合并装机比重净增长8.18个百分点，达到52.16%，实现由煤电为主向清洁能源为主转型。

 2021年，华能国际新增可控发电装机容量5232.45MW，其中清洁能源项目投产3232.45MW，公司清洁能源装机比重同比提升至22.39%。此外，截至2021年底，大唐发电新投产机组774.15MW，均为新能源机组，清洁能源比重提升至30.27%。

 根据《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》要求，“十四五”时期可再生能源发电装机比重达到50%以上。鉴于此，部分电力央企的清洁能源比重仍有待进一步提升，随之收益有望增加。