火电板块半年报收官：业绩复苏，隐忧仍在

近期，上市公司陆续发布2023年半年报，其中火电公司表现抢眼，一扫2022年大面积亏损的颓势，以华能国际、浙能电力为代表的龙头公司营业收入、净利润均实现同比大增，引起市场关注。

成绩喜人，未来却并不乐观。从各公司披露的信息来看，业绩回暖原因无外乎三点：燃煤价格下行降低了发电成本、全社会用电量增长拉动了需求、国家保供稳价等纾困政策促成了电价企稳走高。但煤价终会随着供需平衡而波动，用电量增长也有明显的天花板，而电价则仍面临着管制。所以，这些促成业绩“回勇”的因素还不足以说服市场提高预期。长远来看，火电企业如何打造其持续盈利能力，在“双碳时代”能否成功转型找到新的增长点，才是评估其价值的关键。

短期看价格：煤价、电价是命门

对于我国火电企业来说，影响业绩的关键始终是价格，但这个“命门”却很难掌握在自己手中。

首先是燃煤价格。火电以燃烧煤炭发电为主，电厂建成运行后，煤炭就变成了运行成本的大头，企业的财务报表也与煤价息息相关，因此有人戏称“煤价涨，火电躺；煤矿难，火电赚”。

2020至2022年期间，煤价受疫情、俄乌战争等因素影响一路走高，火电企业面临大面积大幅度亏损，行业一片哀嚎。转机出现在今年上半年，随着我国煤炭增产效应显现、进口量高增、库存积累至相对高位，煤价重心不断下移。根据中研普华数据显示，作为火力发电主要原料的动力煤价格从年初到6月累计跌幅超过30%（此处采用环渤海5500k动力煤的相关数据）。火电企业也因此能以更低的价格采购质量更高的煤，实现增收增利。

从两市市值前10的火电上市公司来看，9家营收同比增长，10家净利润全部实现增长，龙头公司华能国际、粤电力A、上海电力扭亏为盈，多家企业在半年报中指出业绩好转主要得益于“境内燃煤价格同比下降”。

成本看煤价，收益正常应该看电价。但在电价这个问题上，火电企业却经常“说不上话”。

为保障居民生活、促进经济发展，我国长期实行较低的用电收费标准，发电企业的上网电价（即电网购买发电企业发出电力的价格）也处于管控之中，并受“只能上不能下”的政策导向制约。在煤价高企、电价却难以提升的这几年，火电企业饱尝辛酸。企业经营不佳，业务也必受影响。

2020年起，湖南、江西、东北、川渝等地陆续在夏季用电高峰出现“缺电潮”，并因为拉闸限电引发舆情，我国电力保供能力、能源转型成效也开始遭受质疑。2021年夏天，大唐国际、北京国电电力等11家火电公司联名向北京市城市管理委员会“上书”请求调整电价，称因煤炭价格上涨，京津唐燃煤厂燃煤成本与基准电价倒挂，出现发电就亏损，多发多亏损的问题，企业经营极度困难，影响电力稳定供应，惨状可见一斑。

为刺激火电企业保供积极性，破解电价困局，我国自2021年10月起，对燃煤发电的上网电价改行了“基准价+上下浮动不超过20%”的管控机制，同时加速建设电力现货市场，畅通发电企业与电力用户间的价格传导路径。此后，电价获得了一定的向上浮动空间，今年上半年，全国燃煤发电平均上网电价走高，叠加全社会用电量增长，共同促成了火电企业增收。

但目前来看，电价的市场化程度仍有待提升。新机制实行以来，全国平均煤电基准价长期固定在0.38元/千瓦时的水平，浮动空间始终有限，灵活性和市场反应灵敏度远小于同样受到管制的煤价。一旦未来煤价触底回升，应变能力较弱的电价就会转而变为拖累火电业绩的软肋。在这种情况下，资本市场的预期也难以乐观，多数火电公司的股价在二季度快速透支了业绩复苏预期后，下半年又重回振荡下行走势。

中期看定位：保供、调峰压力大

市场的不看好，很大程度上还来自火电在新型电力系统中的尴尬角色：既要为电力供应当“保镖”，又要为新能源当“保姆”。

电力供应事关国计民生，更是我国经济恢复的重要保障。根据中国电力企业联合会的统计及预测，2023年上半年我国全社会用电量达4.31万亿千瓦时，同比增长5%，全年预计用电量为9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，仍延续着递增态势，也进一步加大了负荷压力。再考虑到全球变暖、极端天气变多的大背景，未来保供压力不可小觑。

所谓“能力越大，责任越大”，作为我国第一大主力电源，火电是扛起保供任务的“主将”。但责任越大却并不意味着收益越多，用电高峰期间，火电企业的发电量只能跟随需求量的增加而增加，可电价却因管制失去了灵活性，也难以起到调整供需的作用。如前文所述，火电企业一方面承担着波动幅度较大的燃煤成本，另一方面却没有电力定价的话语权，积极性自然不高。但保供是任务，不容有失，所以大多数时候只能在低收益甚至亏损的情况下“硬着头皮上”。

除了“兜底”，火电还要为新能源的成长“保驾护航”，也就是在新能源发电尚不成熟时，担负起调峰的任务和成本，直到新能源成为“靠谱”的主力电源。

所谓调峰，意思就是在电能不能大量储存的现状下，于用电高峰时投入额外的调峰机组满足需求，用电需求下降时，调峰机组再撤下来。而在新型电力系统中，作为主角的风电、光伏等新能源机组都受到风、阳光等自然条件制约，波动性、间歇性较大，调峰的频率和难度陡增。而这些压力大多压在了承担调峰任务的火电燃煤机组身上，由此带来的频繁启停增加了机组煤耗，影响了生产效率，还容易导致设备损害、煤粉燃烧不充分等问题，进一步推升了维修成本和安全管控成本。

对于新型电力系统建设来说，这一“传帮带”机制确实能够在尽力保障供应的情况下加快转型进度，但对于火电企业来说，承担着转型阵痛期的成本，为新能源的成功铺路，难免会影响自身的经营发展。

针对火电企业面临的困局，政策端也在不断探索更好的解决办法，包括电价管控机制的进一步优化、推进市场化的电力交易体制改革、打造电力辅助服务市场等，但这些多属长效举措，目前来看，至少到“十五五”末期，保供、调峰压力仍较大，火电企业也不得不负重前行，而资本市场对加注这种“吃力不讨好”的工作显然缺乏兴趣。

长期看转型：“先立后改”寻机遇

更大的担忧来自长期，在“双碳”规划中，燃煤发电从控容控量到达峰后控容减量是必经之路，在主业收缩的情况下，想要继续生存发展，就必须顺应时代加速转型，但何时转型、怎样转型，多数企业还无法拿出明确、可落地的方案。

看似渺茫的前景一度让唱衰成为了主流论调，但近两年火电投资建设“逆流而上”，却似乎与普遍预期背道而驰。自2016年《巴黎协定》生效实施起，我国火电投资额就以每年不少于8%的比例下降，并在正式提出“双碳”目标的2020年当年降至568亿元的低点。但随后的两年，火电投资却意外地“再现高潮”，连续出现超过20%的同比增幅，2022年投资额达到909亿元，已经超过了2017年的水平。

与火电投资同步“升温”的是燃煤装机项目的核准数量。据有关机构统计，中国新增核准燃煤发电装机总量在2022年出现井喷式攀升，较2021年翻了5倍，而今年的核准速度进一步加快，截至上半年的核准量已达到2022年全年的55%。

投资额与核准量双双走出V字型反弹也引发了一些疑问：目前的建设热潮起因何在？是否会影响“双碳”目标的实现，加大未来实现碳中和的难度？新上马机组是否会在退役前即被闲置、废弃，造成资源浪费？

从起因来看，主要还是前文所述的保供、调峰任务。在当前的技术水平和能源结构下，我国还无法破除能源“不可能三角”难题，即无法同时兼顾能源的经济性、安全性和环保性。在“双碳”目标提出之初，各地运动式降煤减碳、上马新能源，让三角重心迅速偏移至环保性，经济性、安全性就受到了影响，火电企业经营业绩不佳，电力供应出现短缺。近两年投资端、审批端的调节，更多是为了重新平衡三角，在保障供应的情况下推进“低成本降碳”。

但新上马的项目确实造成了短期内碳排放的增加，达峰后这些机组的“去留”也必须考虑。为解决这些问题，决策层明确提出了“先立后改”的规划，即在建设的同时，推动煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，这也为火电企业在完成保供任务的同时积极转型提供了新的路径。

长期来看，火电企业转型可主要关注三点：

一是布局新能源，探索传统能源发电与新能源联营的路径。目前华能国际、皖能电力等火电上市公司都在积极布局新能源，并探索风火打捆、绿电制氢等联营转型路径。但保供和市场压力仍在，新业务的成效仍有待观察。

二是存量火电机组改造方面的技术、商业模式创新。近几年“立”的项目越多，2030年达峰后“改”的市场就越大，目前这方面的技术水平、商业模式还有所欠缺，先开发出高效技术、建立起清晰商业模式的公司，就有机会在降碳转型、高效运行中取得先机。

三是CCUS（碳捕获、利用与封存）、电力辅助服务市场衍生出的机会。从当前的政策导向来看，在新能源成为主体性电源后，火电也仍将作为长周期调节电源继续发挥作用，而未来相关企业是否能通过“新角色”实现新增涨，主要取决于CCUS（碳捕获、利用与封存）技术的效能和电力辅助服务市场发挥的作用，相关技术、市场的逐渐成熟也会推动火电这个传统板块衍生出一些具有成长性的新投资机会。

转型之路漫漫，火电企业能否重建可持续的竞争优势，还要看他们面对未来能够拿出怎样的决心和方案。

（本文首发于钛媒体APP, 作者|胡珈萌）

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