中国煤电，又走到了虚假繁荣时刻，繁荣背后充满风险。
连续两年录得巨亏的华能国际，日前率先公布了2023年半年报，归母净利润63.08亿元，较上年同期大增309.67%。同期，浙能电力、宝新能源、皖能电力、申能股份等，也都预告了盈利喜讯。
一时间，颇有煤电“六大派围攻光明顶”的感觉。这给外界传达的信息是：在经历了长达两年多的集体巨亏之后，煤电已经霉运见底、集体扭亏为盈了。
在这样的乐观气氛烘托下，煤电项目核准也出现了爆发式增长：继2022年核准了逾1亿千瓦煤电项目之后，仅2023年上半年，又核准了5000多万千瓦。
问题是，煤电的盈利能力真的已经企稳了吗？或者说得更尖利一点，新型电力系统激流汹涌之下，煤电盈利能力的丧失是不是已经常态化了？
煤电真的盈利了吗？
过去三年多，能源价格上涨一度让全球大部分能源公司都赚得盆满钵满。反差巨大的是中国煤电企业正在经历集体巨亏。2021年央企煤电业务亏损超千亿元，2022年全国火电续亏660亿元，燃煤发电一度失去盈利能力。
2021年的超级电荒和煤电企业集体巨亏，一度惊动了中央。此后监管层“十二道金牌”持续纾困煤电企业，包括压煤价、涨电价、增煤量、促长协等等。
今年以来，电煤价格波动下行，一定程度上降低了电厂燃料成本。另一方面，燃煤发电上网电价政策持续发力，2023年度煤电中长期合同普遍较当地燃煤基准价上浮20%，而电力中长期合同占交易电量九成以上，煤电价格上涨对煤电业绩回暖发挥了很大作用。
正是在这样的环境下，华能国际实现了扭亏为盈。过去两年来，华能国际一直是领亏煤电全行业的——2021年亏了102亿元，2022年亏了73亿元。而今年上半年，华能国际一举扭亏盈利了63亿元，如此巨大的反转，给了外界“煤电已经彻底扭亏”的虚幻印象。
实际上，深究数据背后，煤电扭亏远未企稳，甚至整体来说都还没有真正实现盈利。
以华能国际为例，按照利润总额口径，上半年燃煤盈利5.93亿元，同比增长106.55%；燃机盈利3.51亿元，同比增长3.17%；风电盈利40.24亿元，同比增长17.5%；光伏盈利10.02亿元，同比增长89.55%。
可见，华能国际盈利的大头是来自于风电和光伏。考虑到华能国际的清洁装机比重仅有28.02%，煤电占绝对大头的情况下，煤电的盈利非常薄弱，下半年形势稍变就很可能抹掉盈利。
来自中电联的数据显示，煤电企业尚未整体实现扭亏为盈，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。1-5月，四大集团煤电板块利润总额合计亏损89亿元，比上年同期减亏156亿元，煤电企业亏损面为56.5%。
造成这一局面的原因，主要还是燃料价格居高难下。一方面，电煤现货价格虽有大幅滑落，但是当前市场现货价格仍高于火电企业承受能力，且7月以来，市场价格再次波动上涨，已接近6月初水平。
另一方面，电煤长协价格受现货价格下行程度并不高，以北方港下水煤为例，6月全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月减少10元/吨。中电联规划发展部副主任韩放进对媒体指出：“还有一些陆路运输的长协煤定价，为政府确定的合理区间上限，并未随现货价格向下浮动。因此，本轮煤炭市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度，远低于北方港口市场的价格波动幅度。”
长周期来看，煤价降不下来，煤电盈利就远未企稳。纵深来看，煤电盈利能力的衰退，有着更深层的原因。
深陷调峰困局
“双碳”时代，海量新能源大举上马，煤电的系统角色定位注定要发生根本改变。以前，煤电是电力保供主体；新角色下，煤电不仅要电力保供，更是调节性电源，要做好新能源的“助产士”、“保姆”。
角色定位的变化，结果就是包括煤电在内的各类电源装机越来越多，煤电的发电成本也越来越高。
华夏能源网注意到，有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。这样，平时不开机的1千瓦煤电，需要频繁启停为新能源提供调峰服务。
煤电调峰，在新能源发不出来电的时候，煤电要满发；在新能源弱发的时候，煤电要减少出力；在新能源大发的时候，煤电要停机备用。机组一启一停、出力一加一减之间，煤电整体利用小时数大减不说，煤电的成本无形中也大幅提升。
据国网浙江电科院张宝统计，1000兆瓦超超临界湿冷煤电机组以20%的负荷率运行时，供电煤耗为367~385克/千瓦时。在热力系统与运行边界条件不发生重大变化的情况下，负荷从40%降至20%时，供电煤耗上升了约46克/千瓦时。
煤价高企背景下，增加煤耗意味着电厂大幅增加经营成本。来自江苏的数据显示，煤机调峰负荷率减至40%～50%之间，报价最高0.6元/千瓦时，煤耗上升约50克/千瓦时，负荷率减至30%～40%之间，最高报价1元/千瓦时，煤耗上升100克/千瓦时。如果按照标煤单价1000元/吨估算，那么调峰负荷率减至40%、30%时，度电成本分别增加0.05元/千瓦时、0.1元/千瓦时。
中电联发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》则显示，由于新能源属于低能量密度电源，发电不稳定，由煤电和储能来提供调峰辅助性服务，就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年发电成本将分别提高14.6%、24.0%、46.6%。
近年来，我国风光新能源发展迅猛，截至2023年6月底，我国风、光装机并网合计8.6亿千瓦，在电力装机中占比超三成。到2030年，风光装机保守估计也要突破12亿千瓦。新能源多了，需要的“保姆”也就多了，新型电力系统对调峰等辅助服务的需求将持续显著增加。
尽管国家正在着力打造电力辅助服务市场，增加新能源电力调峰成本的分摊主体，但截至目前，电力调峰60%的费用仍由火电集团出，为此，电力集团年度输血在200亿元以上。业内戏谑称之为“猪八戒吃猪蹄——自己吃自己”。而伴随着新能源持续大比例并网，这一费用还将滚雪球式增长，调峰辅助服务要还是由煤电企业承担大头，恐怕也是心有余而力不足。
调峰辅助服务，将持续侵蚀煤电企业的盈利能力。
难逃电价魔咒
成本控制不住，如果电价能够对应提升，也能给煤电脆弱的盈利能力续命。但问题是，电价的决策权不在电厂，不是想涨就能涨。
俄乌战争爆发初期，曾有电力行业人士预判，“2022年将是未来十年电价最低的一年”。背后的理由其实很简单：能源的成本一直在单边上涨。
中国的进口煤大概只占10%左右，尽管今年以来进口煤价出现回落，但是比照俄乌战争前，煤炭进口价格整体仍是上升态势。国内煤炭在2021年电荒之后加大了供应，今年以来电煤价格有所回落，但是这一回落空间有限，中国很可能再也回不去那个电煤500元/吨的时代了。
还不能只是就煤说煤，要命的是系统。事实上大家都很清楚，中国的煤电价格是受到严格管制的，本质上还是政府定价。而政府为了保经济增长，为服务民生，为了给企业减轻负担，根本不可能放任电价上涨。
从2020年取消煤电联动政策，直到现在，中国的煤电管制电价保持在0.38元/千瓦时的水平。尽管2021年10月发布的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》规定，各省燃煤基准电价上浮程度可以从10%提高到20%，且高耗能企业不受20%这一比例限制。然而，相比煤炭价格上涨的程度，电价放松程度显得远远不够。
计划电与市场煤的组合，结果就是大部分燃煤电厂长期处于亏钱状态, 甚至无法覆盖燃料成本。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，电价要0.35~0.4元 /度才能保本，这已经超过我国沿海省份的煤电基准电价。在煤价水平更低的内地地区，受到管制的煤电基准电价往往更低。
这导致了一个恶性循环：电价上不去，成本下不来，煤电企业发电没有积极性，其结果是煤电出力严重不足。而为了电力保供，就只有不断兴建更多煤电厂。
华夏能源网注意到，全球能源检测组织（Global Energy Monitor）的统计显示，2021年，中国核准了超过23GW的煤电项目；2022年，中国煤电核准量超过2021年的四倍，高达106GW以上，相当于每周核准2个煤电项目。
另据国际环保机构绿色和平近日发布的《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》，2023年上半年，中国总核准煤电装机已多达5040万千瓦，达到2022年全年核准量的55.56%。
煤电项目大量核准，放量增长，结果就是“三个和尚没水吃”，煤电厂赚钱越来越难。同时，无节制上马煤电项目，还造成巨大的资源浪费。
中国工程院的一项研究显示，2020年，即使按照煤电60%出力计算，中国的电力系统装机仍旧能够充分满足最大用电需求。考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组，这意味着电力系统内存在至少20%的冗余煤电装机。但如果煤电发电出力越来越低，那么即使有再多的冗余装机，依然会出现发电紧张问题。
比如，连续三年在湖南、江西、辽宁、川渝、云贵、江浙等地区，相继发生了影响面积大、持续时间较长的拉闸限电，其根源都可以追溯到煤电发电积极性的持续衰退身上。
煤电再也回不到从前了，煤电的使命正在发生根本性变化，煤电盈利能力的持续衰退值得警醒。
