五大电力央企上市公司财报陆续公布，2024年上半年盈利普涨。
其中，华能国际（SH：600011）净利75亿元，同比增长18%；国电电力（SH：600795）净利67亿元，同比增长127%；华电国际（SH：600027）净利32亿元，同比增长25%；大唐发电（SH：601991）净利31亿元，同比增长105%；中国电力（HK：02380）净利28亿元，同比增长52%。
对于这份齐齐飘红的成绩单，外界视为煤电盈利能力的重新回归。但果真如此吗？煤电所面临的境况真的如这般美好吗？
对于一直以来承担电力保供重任的煤电集团来说，2021年和2022年最为艰难。2021年电力央企煤电业务亏损超千亿元，2022年全国火电又续亏了660亿元，燃煤发电由此一度失去盈利能力。
上述五家煤电央企上市公司，亦经历了数个季度噩梦般的持续亏损。2021年，五家公司全军覆没，合计亏损近300亿元；2022年，华能国际续亏73.87亿元，大唐发电续亏4.1亿元。
进入2023年，受煤价下调等因素影响，五大上市公司全部实现了盈利。华能国际、国电电力、华电国际、大唐发电、中国电力分别盈利84亿元、56亿元、45亿元、14亿元和31亿元（见华夏能源网报道《上半年五大发电全部扭亏，但长远看煤电盈利危机才刚开始｜焦点》）。
尽管2024年上半年，五大公司的盈利势头得以延续并实现同比普涨，但这并不意味着煤电的盈利能力已经回归常态。事实上，对五大公司财报做深入的结构性分析后可以发现，煤电的盈利能力危机远未解除。
盈利能力明显分化
从业绩报告来看，传统的“煤电一哥”华能国际与国电电力、中国电力盈利能力明显出现分化。
首先不得不说，由于煤电厂接近80%的成本仍是燃料成本，燃煤价格下降成为这两年煤电巨头“回血”盈利的最重要因素。也因此，煤电装机的多少，带来了发电央企盈利能力的差异。这反映在了五大上市公司的财报中。
先看华能国际和国电电力。华能国际总装机1.38亿千瓦，国电电力总装机1.07亿千瓦，前者比后者总装机多了3000万千瓦。但净利润上，华能国际是75亿元，只比国电电力的67亿元多出8亿元。
这8亿元的盈利能力差异，差在哪里了？
装机结构方面，华能国际煤电装机1亿千瓦左右，非化石能源装机3500万千瓦以上；国电电力煤电装机7155万千瓦，非化石能源装机3500万千瓦。两者非化石能源装机几乎一致，可见盈利能力的差异主要就出在煤电上面。
再进一步深究可以发现，造成盈利差异的一大原因是入炉煤价。华能国际入炉煤价是1010.32元/吨，而国电电力是918.94元/吨。煤价差着一大截，华能国际的盈利能力难免受拖累。
华夏能源网注意到，前述五大电力央企上市公司中，就数国电电力入炉煤价最低。这或许与国电电力背靠煤炭、电力双巨头——国家能源集团有关。上半年，国电电力共采购煤炭8975万吨，其中长协煤总量8356万吨。这么高的长协比例，煤价低也就顺理成章了。
其次，另一影响因素是发电利用小时数。
上半年，华能国际煤电利用小时数是1980小时，国电电力煤电利用小时数则是2421小时。煤电利用小时数低，盈利能力自然受拖累。而伴随着煤电灵活性改造的持续，煤电利用小时数将会长期走低。
将华能国际与“绿电先锋”中国电力放在一起来比较，更能彰显煤电所面临的盈利压力。
华能国际以1188.06亿元的营收，获得净利75亿元。中国电力（HK：2380）则是以区区246.72亿元的营收，就斩获净利28亿元，平均每10元的营收就能带来1.1元的净利。如果单以盈利来说，华能国际虽然也赚钱了，但是赚得太辛苦。
为什么会出现这样的差异？问题在清洁能源占比上。中国电力4832万千瓦的总装机中，风光为主的清洁能源装机占比高达77%（3724万千瓦）；而华能国际1.38亿千瓦的总装机中，清洁能源占比33%（3160万千瓦）。
在过去几年，正是看到煤电面临的盈利危机，中国电力及其母公司国家电投一直在甩卖煤电资产，光是转让给中煤集团的煤电就超过了2000万千瓦，一定程度上甩掉了不少包袱，这为中国电力的如今的业绩增长打下基础。
容量电价已经“起效”
煤电企业盈利持续复苏，最主要的原因是煤价回落。
自2021年三、四季度开始，煤价一路狂飙，直冲到2022年的1300元/吨（全年均价）。到2023年，秦皇岛港5500大卡动力煤市场均价约970元/吨，有所回落但仍处于相对高位。步入2024年以来，动力煤价格延续了整体下行走势，秦皇岛港口5500大卡动力煤价在6月底降至约900元/吨。
然而，透视过去一年半的市场走势，煤价的回落已显露出“强弩之末”的态势。
未来，即令煤价仍会小幅回落，迈向850元/吨或许不无可能，但是，在全球一次能源震荡走高的大环境下，煤价要想重新回到500-600元/吨的区间，已经几无可能。一旦动力煤价格长期处于高位区间，煤电的亏损面很容易就再度扩大。
由此可见，现在说煤电盈利已经稳了、煤电盈利能力彻底回归了，还为时尚早，盈利仅仅是表象。
事实上，华能国际现有的71个煤机电厂中，上半年仍有20个在亏损，亏损面约28%。来自于中国电力企业联合会首席专家陈宗法最近的一篇文章也指出，截至2024年6月底，全国煤电亏损面仍有30%左右，集中在东北、西南、新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等区域。
分析煤电企业上半年业绩，还会发现一个有趣的问题：上半年动力煤价格小幅回落的同时，上网电价也在下降，但五家上市公司盈利却普涨，这是为什么？
这背后在起作用的一大因素，便是容量电价。从2024年1月1日起，煤电容量电价开始正式执行，上半年，煤电企业通过容量电价回收了一定的固定成本，带来了业绩增长。
据华能国际管理层介绍，上半年，公司煤电容量电费折算的度电均价为0.0258元。其中，一、二季度容量电费折算的度电均价分别为0.0244元、0.0286元。
中国电力在财报中也指出，容量电价政策实施后，电量电价（市场交易电价）的溢价明显下降，公司平均市场上网电价较基准电价的溢价约12.43%，对比2023年同期的溢价（约20.23%），下降了近8个百分点。
在电价市场波动的时候，容量电价起到了非常必要的补偿作用，尽管度电2分钱-3分钱的容量电价并不高，但容量电价正是上半年来煤电企业盈利回血的一大积极因素。
“两大改造”负重前行
长期来看，发电央企不单要与煤电的盈利能力弱化作斗争，更要为碳中和做出自己应有的贡献。这当中最为迫在眉睫的，一是煤电灵活性改造，二是煤电低碳化改造。
对于仍在苦苦与盈利危机作斗争的煤电企业来说，“两大改造”谈何容易？
煤电灵活性改造是个老政策，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，到2025年，灵活调节电源占比要达到24%左右。这个灵活性电源，主要就是靠煤电灵活性改造来获得。
以重要性来论，这件事关系到中国的能源转型道路到底能否走得通。没有煤电的灵活性改造，风光发电根本就“玩不转”。
不过目前，煤电灵活性改造还是难以满足快速增长的新能源发展需要。
据不完全统计，2023年底全国发电装机容量29.2亿千瓦，其中灵活性电源装机容量约为4.96亿千瓦，灵活性电源占比16.9%，远低于欧美国家的18%—50%，且距离“24%”的灵活性调节电源目标仍有约2.05亿千瓦的改造缺口。
而煤电灵活性改造，不断让渡利用小时数，还带来巨大投资成本。
中电联发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》显示，煤电为新能源提供调峰辅助，会导致相关设施年度投资水平大幅上升。据测算，相比2020年，2025年、2030年、2035年煤电发电成本将分别提高14.6%、24.0%、46.6%。
灵活性改造推高了成本支出，煤电的盈利能力又怎能不受挫呢？
低碳化改造，是煤电企业身上另一个“担子”。近日，国家发展和改革委员会公布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》。该方案旨在推动煤炭与生物质掺烧、与绿氨掺烧，以及碳捕集、利用和储存（CCUS）三种工程方案的应用，以降低煤电行业的排放量。
到2025年，改造后的煤电项目的碳排放强度应较2023年的基准线降低20%；到2027年，降低50%，与“更清洁”的燃气电厂的排放强度相当。
既然中国的碳中和没办法七手八脚把煤电干掉，既然煤电在未来相当一段时期内都将是电力保供的主体，那么煤电减碳当然就是“必修课”。
2023年，中国排放了123亿吨二氧化碳，占全球碳排放的三分之一。2030年碳达峰在即，中国电力行业碳排放占比又在50%以上，不加快低碳化改造又怎么能行？
推进煤电低碳化改造，就要投入专项资金，对很多煤电企业来说都是力不从心、捉襟见肘的事情。通过掺烧生物质、掺烧绿氨以及加装CCUS的方式去大幅度减碳，成本之高恐怕远超想象。
这也难怪在陈宗法看来，目前煤电扭亏增盈只是初步的、不全面的、不自主的。煤电装机的回升也是为解决电力缺口、响应政府号召的权宜之计。目前煤电仍处于不温不火、理性恢复的发展阶段，仍需从根本上解决煤电企业存在的困难。
一句话，刚刚盈利的煤电企业，依然走在负重前行的路上。对煤电企业的业绩改善，不可太过乐观。
（转载请标明出处，文章来源：华夏能源网）
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