历经两年巨亏之后，五大发电集团旗下上市公司在今年上半年全部飘红。

2023年上半年财报数据显示，华能国际净利润63.08亿元，同比大增309.67%。国电电力净利润29.88亿元，华电国际净利润25.82亿元，中国电力净利润18.5亿元，大唐发电净利润15.17 亿元。后四家虽然没有华能国际一样的高增幅，但整体上都实现了盈利。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，在两年前的2021年，上述五家上市公司几乎“全军覆没”，营收惨淡，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。

五大电力上市公司集体反转，让市场对煤电行业另眼相看。更加烘托气氛的是，Choice数据显示，19家火电上市公司普遍性业绩向好，盈利增长9家、扭亏为盈5家、盈利微增1家、减亏4家。

那么，煤电真的已经高枕无忧了吗？实际上，好看的利润数字并不能掩盖问题，煤电面临的困境问题依然难以彻底逆转。

五大电扭亏背后的真相

首先，以一举扭亏且盈利幅度最大的华能国际为例，可以清楚看明白这一轮煤电扭亏靠的是什么。

在煤价高位回调的同时，华能国际在发电数据上也“量价齐增”。今年上半年，华能国际平均结算电价0.515元每千瓦时，同比上升1.89%；各电厂累计完成上网电量2111.48亿千瓦时，同比增长7.43%。这是盈利增长的最重要原因。

分板块看，华能国际燃煤、燃气、风电、光伏、水电业务利润总额分别为5.9亿元、3.5亿元、40.2亿元和10亿元和0.01亿元。从中不难看出，相比风电、光电的大幅盈利，煤电5.9亿元的利润在总利润中占比很低，这与其超六成的装机占比极不相称。换句话说，盈利主要靠的是风电、光伏。

另据华能国际管理层介绍，上半年，公司部分区域煤电仍处于亏损中。在华能国际23个煤电资产分布区域中，一季度有11个区域亏损，二季度仍有9个区域亏损，包括黑龙江、辽宁、华北、山西、安徽、河南、湖南、湖北和甘肃。

其次来看大唐发电。

上半年，大唐发电平均上网结算电价0.49元/千瓦时，同比上升约6.06%；累计完成上网电量1172 亿千瓦时，同比上升约2.07%。和华能国际类似，大唐发电也是量价齐升。

然而，在大唐发电上半年15.17 亿元净利润中，贡献利润的大头也是清洁能源——598.60万千瓦风电、326.61万千瓦光伏，分别实现净利润14.70亿元、3.41 亿元；而装机为4716.4万千瓦的煤电，反而亏损了8.03亿元。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，大唐发电高达 8.03 亿元的煤电亏损，相比去年同期的亏损收窄了62.85 %，但这一亏损幅度仍然不小。大唐集团旗下另外两家火电为主的上市公司，其命运亦大同小异：上半年，大唐华银亏损1.54亿元，大唐陕西发电有限公司亏损1.05亿元。

如此来看，煤电厂面临的形势就一目了然了。风电、光伏已经成为各家盈利的主力，装机量巨大的煤电盈利可怜，甚至成为了包袱和拖累。

从煤电央企的态度，也能反映出煤电当下的真实困境。

2022年12月30日，国家电投将旗下湖北大别山电厂、河南姚孟电厂两家煤电厂（两者装机容量合计476万千瓦），以12.65亿元甩卖给了正在谋求煤电联营的中煤集团。

在交易前几天，国家电投董事长钱智民公开表示，旗下煤电企业大量亏损，“2022年煤电亏损率达到60%”，此外，“国家电投有16%的电厂负债率超过了100%、资不抵债”。

与钱智民的估算基本一致，来自中电联的数据显示，截至今年上半年，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右。

煤电未来盈利将更加艰难

煤价对发电企业利润影响巨大。今年上半年，煤电资产盈利能力的弱复苏，主要归因于煤价的较大幅度下调。

然而，煤价单边下调的空间是有限的。在全球能源价格上涨的未来预期下，指望着煤价重回前几年500元/吨区间是不现实的。国内煤炭市场上，秦皇岛港口5500大卡动力煤价相比2022年四季度1624元/吨的高点已经腰斩，但依然超过800元/吨，电力企业依然受不了。

还有一个不容忽略的问题。受俄乌战争爆发后国际局势影响，未来一段时间内，国际煤油气价仍会震荡飙升，而国内煤价与国际煤价保持比价关系，叠加我国违反安全环保生产入刑等因素，煤炭供应受制约。

因此，可以预判未来很长一段时间，煤价难言持续大幅下调。煤价高位运行，电价改革又无法取得实质性突破，煤电企业就别想好受。

从远期来看，新能源更大比例的接入和入市 ，会对煤电企业盈利能力带来终极挑战。煤电企业不加快转型，未来会“死”的很难看。

卓尔德环境（北京）中心首席经济师张树伟最近撰文表示，燃煤发电和可再生能源发电存在竞争。一旦可再生能源发电项目大量建成，其发电成本几乎为零，在电力系统的运营中往往被优先调度使用，从而减少了化石能源发电设备的利用机会，导致后者平均成本上升，市场价格下降。

如果新的可再生能源的成本，也大幅低于现有发电设备的运营成本（主要是燃料成本），那么现有发电设备可能会被提前关闭和退役，从而成为闲置资产。在一定阶段之后，投资和经营煤电就变得无利可图，从而让市场上很难再有新的煤电投资。

目前，国内的风光新能源装机就已经接近9亿千瓦，未来十年，大概率会保持每年1亿千瓦的装机增速。与此同时，在大部分时间与空间范围内，风光的长期度电成本（LCOE）已经比燃煤发电更低，甚至低于其燃料成本。

根据行业协会最新的项目技术经济分析，2023年前后，我国海上风电度电成本已从两年前的1元/kWh大幅下降到0.3元/kWh左右；而光伏发电在日照资源良好的地区，平均满负荷发电小时数可达到3000小时，而度电成本低至0.1 - 0.2元/kWh。

对比煤电，在700元/吨的煤价水平下，一个供电煤耗300克标煤/千瓦时（非常高效）的电厂，其燃料成本约0.3元/千瓦时。加上其他运行成本（不考虑已经沉没的投资成本摊销），基本0.35~0.4元 /度才能保本（短期运行意义上的），这已经超过我国沿海省份的煤电基准电价。

从以上两组数据对比可以看到，风光新能源的价格竞争力已经在超越煤电了。未来十年间，可再生能源或将以摧枯拉朽之势，对煤电形成替代。展望未来，煤电要想长期保持盈利真的很难。今年上半年大部分盈利的日子，从未来几年倒过来看，可能是难得的好时光了。