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近期多家電力上市公司披露的2022年業績預告傳來“喜訊”，一掃此前深陷巨虧的陰霾。

申萬三級細分行業統計顯示，火電板塊共26家公司公布了業績預告或快報，按業績預計的凈利潤區間，火電板塊2022年整體呈虧損態勢，合計虧損上限約百億元，與2021年行業整體虧損逾400億元相比，虧損金額大幅減少，上市公司盈利能力開始修復。

其中，上網電價同比上漲是增收的重要原因。甘肅電投、皖能電力、江蘇國信、建投能源、贛能股份等也在公告中提及，平均結算電價上漲，發電收入增加。

(資料圖片僅供參考)

在煤炭等能源價格相對高企的背景下，傳統能源電力成本被鎖定。因此，市場化電價政策能否得到落實和推進，一定程度上決定了電力企業的盈虧平衡點向左或向右。

接下來，電價會漲嗎？中信證券研報認為，當前改革的方向是電價形成機制更市場化，電價結構為疏導成本更細化。整體來看，新型電力系統的新增成本使得電價上漲將會是大概率事件。

多重利好：上網電價漲、電煤長協保供、新能源裝機增加

近期公布業績預告的火電公司中，約有半數業績預喜。其中，內蒙華電、廣州發展、通寶能源等2022年度業績預增，國電電力、京能電力等2022年度實現扭虧為盈。

2022年度實現盈利的公司中，國電電力盈利金額最高，受發電量、上網電價同比增加、股權轉讓收益等因素影響，公司2022年實現凈利潤22億~32億元，扭轉了上年同期虧損近20億元的局面，內蒙華電、廣州發展等預計2022年度凈利潤也均在10億元以上。

而業績虧損的公司，缺口也有所收窄。華能國際預計虧損70億~84億元，虧損金額最高，不過與上年相比，經營業績也大幅減虧。大唐發電去年預計虧損4億~5.5億元，相較于上年同期90億元的虧損額，公司表示，受益于上網電價同比上漲及新能源機組有序投產，公司營業收入實現增長，業績大幅減虧。

從相關公司業績預告看，上網電價市場化改革、電煤長協機制落地等推動了火電企業業績向好。與此同時，以風電光伏為代表的新能源裝機規模增加，也貢獻了業務利潤。

高煤價、低電價是擠壓國內電企利潤空間的兩個主要原因。對于部分企業而言，這種情況在2022年得到了顯著改善。

國家發改委的信息顯示，2022年國內煤炭價格持續平穩運行，價格水平和波動幅度均明顯低于國際市場。當年2月，按照“下限保煤、上限保電”原則，將港口煤炭中長期交易價格合理區間定為每噸570~770元，并于5月1日正式實施。當年4月，國家發改委發布2022年第4號公告，明確國內動力煤領域經營者有捏造漲價信息、散布漲價信息、囤積居奇、無正當理由大幅度或者變相大幅度提高價格的行為之一的屬于哄抬價格。

與此同時，2022年電煤以長協 “既保量又保價”進入了行政化保供狀態。隨著國家發改委加大電煤長協保供力度，提出“嚴格落實三個100%(即合同簽約率、履約率、價格政策執行情況)”，電煤長協覆蓋率和履約率不斷上行，煤電企業經營情況邊際向好。不過，由于電煤長協保供政策在部分企業存在落實不到位的情形，煤電企業業績也出現分化。

電價方面，2022年多個省份出臺細則，落實國家發改委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，并將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由原來的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。

多家業績轉好企業均在預告中表示，其大幅受益于上網電價市場化改革。國電電力稱，參與市場化交易電量占上網電量的93.16%，發電量、上網電價同比增加，推動了公司利潤總額增加。

天富能源在公告中表示，2022年度煤炭價格仍處于較高位運行，電力銷售價格不能覆蓋電力成本，導致公司報告期內業績出現虧損，預計2022年全年虧損約2.1億元，同比上年減368%左右。2023年，公司積極推進上網電價改革，明確電網輸配電價標準，該電價機制已于去年7月8日落地實施，工業電價回歸合理區間，對未來經營業績產生重大積極影響。

此外，多家電企也提到了新能源項目帶來的業績助益。廣州發展稱，業績增長主要原因包括風電光伏發電項目裝機規模增加、新能源業務利潤增加等。浙江新能稱，其新增風電、光伏項目投產發電，水電項目發電量同比增加，帶來業績增長。江蘇新能稱，海上風電對業績貢獻顯著。

煤、電價格如何走向？

盡管業績轉好的趨勢已經顯現，但業界對于煤電企業經營狀況的擔憂仍未消除。根源仍在煤價和電價的某種“倒掛”。

一位大型發電央企管理人士對第一財經表示，即便放開了部分電價上浮的限制，對比急劇攀升的煤炭價格，該企業仍然入不敷出，只是虧損面收窄了。“如果這種虧損長期持續下去，一邊是保供的壓力加大，一邊是投向能源轉型的資金捉襟見肘，我們甚至擔心影響到企業雙碳目標的實現。”

他表示，雖然相關部門多次督促簽訂和落實電煤長協，但是由于其與同品質市場煤價格長期存在大幅價差，因此執行起來，難免效果會出現折扣。另一方面，多個省份尚未真正落實高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制的政策，僅憑現有的電價漲幅，難以覆蓋成本支出。

上海鋼聯發布的專題研報稱，2022年以來，我國煤炭生產保持較快增長而需求增量有限，下游行業增長緩解，但受國際能源危機影響，煤炭價格大幅上漲。考慮2023年煤炭產量有望與今年持平、煤炭進口量下降而需求有望小幅增長，且全球能源危機持續存在，煤炭價格依然有較強的支撐，煤炭保供穩價工作依然是一項重要工作。

亦有市場分析人士提出，2022年動力煤中長協價格始終穩定在719元/噸，與同品質市場煤價格存在大幅價差。11月，2023年電煤中期合同簽訂工作開始后，動力煤年度長協煤價格也實現了首次上漲，上調至728元/噸，這反映了煤炭供給緊張的情況和煤價向市場靠攏的趨勢。預計2023年長協價格將有望繼續維持“小步慢漲”的態勢。

從業界預期來看，2023年煤價依然有較強支撐，而電價亦有上漲的較大可能。

中信證券研報認為，當前電力改革的方向是電價形成機制更市場，電價結構為疏導成本更細化。整體來看，新型電力系統的新增成本使得電價上漲將會是大概率事件。分類上來看，預計居民側電價保持穩定，電源側受益，電網側影響較小，高耗能用戶承擔成本。據其測算，預計2030年市場電(非居民用電)價格或接近0.7元/度，但長期趨勢有望隨發電成本下行。

中國電力企業聯合會2022年11月發布的《適應新型電力系統的電價機制研究報告》提出，建議有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335元/千瓦時。這一價格較當前的全國平均煤電基準價約0.38元/千瓦時上漲了約14.1%。

中電聯認為，2019年確定煤電基準價時，測算對應的秦皇島港5500大卡下水煤價格是535元/噸，當前電煤價格持續高位運行，遠高于上述基準價。應按照當前675元/噸的5500大卡電煤中長期交易均價進行調整，在聯動后的基準價水平上，再實施上下浮動。

一位資深電力行業分析師對第一財經記者表示，作為電力行業重要的行業協會，中電聯的建議旨在進一步引起政府部門重視，緩解電力企業當前的經營困境。普遍上調煤電基準價的行為“牽一發而動全身”，實際執行的阻力較大。對比之下，通過放開±20%上下限、提升現貨交易電量占比等手段來改善火電企業盈利的可能性相對更大。無論最終是以哪種方式，推動電力市場化、放開電價上漲空間，都是當前解決“煤電頂牛”難題的主要思路。

（文章來源：第一財經）