（来源：微信公众号“中国能源报” ID：cnenergy 作者：赵紫原）
燃料成本拖累业绩
中电联不久前发布的《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）显示，2018年全国火电企业亏损面仍近50%，“求生”模式仍在继续。而五大发电主要上市公司均为所在集团的火电资产平台，火电业务经营情况在整体业绩中扮演主要角色。
作为火电行业经营成本的主要构成部分，电煤价格自2017年至今仍保持高位运行，绝大多数时间处于“红色区间”。《报告》指出，2018年反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家发改委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》规定的绿色区间（价格正常）上限，煤电企业采购成本居高不下。
在五家上市公司年报“成本分析表”中，“燃料成本”无疑是关键词。国电电力在公告中称，报告期内入炉标煤单价完成609.53元/吨，同比增长24.15元/吨。此外，受火电机组关停、宁夏英力特煤业破产清算等因素影响，全年资产减值损失达 35.14 亿元，2018年全年净利润同比下滑近四成。
华电国际全年燃料成本为449.8亿元，同比增13.5%，高于火电发电量9.5%的增速；华能国际售电单位燃料成本为236.89元/千瓦时，煤价上升使得燃料成本增加了20.98亿元；大唐国际火电发电因单位燃料成本增加共计33.09亿元。
量价齐升，使华电国际业绩比较“亮眼”。得益于利用小时数的增加以及新机组投产，2018年华电国际累计上网电量同比增长约9.32%；另一方面，随着2017年7月1日起多地区上调煤电标杆电价1—2分/千瓦时，华电国际平均上网电价同比增长8.89元/兆瓦时。
清洁能源装机稳升
中电联理事长刘振亚日前在中电联2019年经济形势与电力发展研讨会上表示，2018年我国风电、光伏发电平均度电成本分别降至0.35—0.46元、0.42—0.62元，已接近西部、北部煤电脱硫标杆上网电价。
在政策、市场等多种因素驱动下，风电、光伏发电成本下降明显，补贴依赖逐渐减弱，竞争力大大提升。而五家上市公司资产虽然都以火电为主，但出于产业政策要求与自身发展需求，均将赢利点瞄准清洁能源，持续提高占比。年报显示，截至2018年底，华电国际、国电电力清洁能源占比分别为22%、37.29%。
2018年，中国电力净利润同比增长38.11%，新收购清洁能源项目公司并表收益明显。截至2018年底，中国电力清洁能源装机容量于水电、风电及光伏发电分别同比增长12.85%、167.03%及134.54%。至此，其清洁能源装机占权益装机容量总额约32.88%，较上年度上升5.34个百分点。中国电力近日亦发布公告称，其附属公司拟以2.46亿元收购3个光伏发电站项目，进一步增加清洁能源装机容量。
华能集团董事长舒印彪在今年两会期间指出，能源转型趋势不可逆转，将持续提升可再生能源的装机比重。目前，华能参与建设的江苏如东海上风电项目取得不错效益。华能国际年报指出，2018年新投产发电容量共653MW，均为低碳清洁能源，截至2018年底，其清洁能源装机占比达16.5%。
业绩有望逐步改善
提高清洁能源占比的同时，各上市公司持续做强火电业务，并力求清洁高效。
继2018年3月国电电力与中国神华共同组建合资公司的重大资产重组方案通过股东大会决策后，今年1月，双方组建的北京国电电力有限公司完成工商注册和资产交割，公司控股装机增长至8586万千瓦，较2018年底增加3055万千瓦，增幅达55.2%。
此外， 煤电联营将有助于保障燃煤量价。舒印彪此前透露，以华能北线布局为例，在我国西部和北部地区煤炭富集区建坑口电站，通过煤电联营实现煤电一体化发展，助力大气污染防治的同时，降低煤炭运输成本，提高应对煤炭市场波动的能力。“这些地区风能和太阳能资源丰富，适合打造煤电、风电、光伏发电等多能互补的大型能源基地，实现协同发展，发挥规模效应，促进电力资源优化配置。”
同时，市场与政策也有利好消息。公开资料显示，随着“三西”地区优质产能逐步释放，2018年四季度电煤价格指数同比首次下滑，综合考虑当前电厂库存偏高、安全整改的煤矿陆续复产等情况，申万宏源公用事业证券分析师刘晓宁预测，2019年全国煤炭供需趋于宽松，煤价有望保持2018年四季度以来下行趋势，业绩弹性有望逐步释放。
国家发改委发布的《国家发展改革委关于电网企业增值税税率调整相应降低一般工商业电价》明确，电网企业增值税税率由16%调整为13%后，省级电网企业含税输配电价水平降低的空间全部用于降低一般工商业电价，原则上自今年4月1日起执行。天风证券分析认为，2018年火电亏损面超50%，不具备让利能力，增值税率降低有望改善火电业绩。
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