文|华夏能源网

“煤电一哥”华能国际（SH：600011），其盈利情况是整个煤电产业的“风向标”。

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，3月19日华能国际公布的财报显示，2023年公司实现营收2543.97亿元，同比增长3.11%；归母净利润84.46亿元，同比大幅增长214.33%。

在连续两年巨亏近180亿元之后，华能国际首度实现了大额盈利，业内普遍认为这对煤电行业具有标志性意义。那么，“煤电一哥”的扭亏为盈，是否就意味着煤电已经脱离苦海了呢？

在煤价疯涨的2021年和2022年，电力央企煤电业务分别亏损超千亿元和660亿元。这当中，华能国际的亏损也是一马当先，两年先后亏损高达102亿元和74亿元。如今，业绩反转的好日子来了。

可问题是，华能国际的煤电真的稳定盈利了吗？在整体扭亏背后，更多细节和数据值得关注。

煤电盈利仅4.33亿

华能国际主营发电业务，其盈利构成主要来自火电板块和新能源板块。

截至2023年底，华能国际可控发电装机容量1.36亿千瓦，其中，煤机装机容量为9328万千瓦，燃机装机容量为1323万千瓦。

这么大规模的煤电装机，2023年到底为华能国际贡献了多少盈利呢？答案是仅仅为4.33亿元。这一数字尚不及规模小很多的气电，气电业务为华能国际还贡献了7.77亿元盈利。

当然，相比上一年度的巨幅亏损，煤电4.33亿元利润也是扭亏为盈了，是巨大的进步。华能国际表示：扭亏原因主要是“单位燃料成本同比下降和电量同比增长”。

华夏能源网注意到，2023年华能共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨。与此同时，华能国际的煤电利用小时数同比增长了160小时，带动电量增长，2023年华能国际累计完成上网电量4478.56亿千瓦时，同比增长5.33%。

与煤电板块的微弱盈利对比鲜明的是，华能国际的新能源板块盈利数据十分耀眼。

截至2023年底，华能国际风电装机容量为1551万千瓦，太阳能装机容量为1310万千瓦。盈利方面，全年风电盈利为59.13亿元，太阳能发电盈利为20.44亿元。

也就是说，在华能国际的84亿元盈利构成中，风电+光伏就占到了80亿元，这也愈显其煤电4.33亿元盈利的微不足道。当然，并不是说煤电没有价值，煤电为华能国际贡献了逾4000亿度的电量，在其年度总发电量中占比接近85%，这对电力保供功劳甚大。

此外，华能国际煤电的账面盈利4.33亿元，难以经得起推敲。这里面有一个新加坡业务的细节问题。

华夏能源网注意到，华能国际年报中提到，2023年，公司新加坡子企业抓住市场机遇，通过优化燃料供应结构和组合等方式，积极拓展电力零售市场，单位售电边际收益不断提高，新加坡业务实现盈利43.55亿元，同比增加24.77亿元。

什么意思呢？在华能国际84亿元的盈利中，新加坡业务就占到了43.55亿元。这里面就有“疑问”了：风电赚了60亿元，光伏赚了20亿元，加上新加坡这一块盈利40多亿元，总数已经远远超过了84亿元。

盈利总数对不上，肯定是某一个板块亏损了。那么，到底是哪一个板块亏损了呢？

新加坡本土电价很高，华能国际新加坡煤电业务肯定是赚钱的，那基本可以判断，华能国际国内煤电业务整体还是亏损的。即便华能国际新加坡业务也包含若干新能源，整体也影响不大。

从上述分析可以得出结论，华能国际国内煤电板块至今还没有从亏损泥淖中走出来，且亏损额度还不小。

煤电仍在“渡劫”

华能国际的煤电业务仍然艰难，也有来自华能国际内部的情况介绍作为旁证。

2023年半年报显示，华能国际已经整体扭亏。但当时就有华能国际管理层介绍称：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。

此外，煤电成本的80%左右都来自于燃料。根据其年度的燃料成本计算，也能隐约反映出华能国际煤电业务的实际情况。

华能国际年报显示，2023年，华能国际燃料支出为1565.69亿元，共购入煤炭2.12亿吨，折算吨煤价格为738.53元。当然，燃料支出当中还包含了部分天然气，剔除天然气采购支出，吨煤价格可能比738.53元要低，但是也低不了太多。

据业内人士测算，在700元/吨的煤价水平下，一个煤耗300克标煤/千瓦时（非常高效）的电厂，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），电价基本要0.35~0.4元/度才能保本（短期运行意义上的），这已经逼近甚至超过我国沿海省份的煤电基准电价。

值得注意的是，作为老牌的煤电央企，由于历史原因，华能国际煤电装机最多且老旧机组众多。供电煤耗300克标煤/千瓦时的机组，多为近年来新建煤电机组，而早前建成的老旧机组，供电煤耗要高出很多。

在中国电力企业联合会首席专家陈宗法看来，尽管各大发电央企财报显示已经整体扭亏，形势有所好转，但实际上煤电企业并未从根本上摆脱困境。

据了解，目前煤电仍有45%左右的亏损面，而且亏损额巨大；发电边际贡献为负、经营净现金流为负、经营净现金不足支付利息的煤电企业更是比比皆是；累计亏损特别是2021-2022年的巨额亏损还没有及时消化，一些企业严重资不抵债；煤电板块的盈利水平与其在电力行业中的地位、作出的贡献极不匹配。

陈宗法直言，要彻底解决煤电大面积亏损问题、提高保供能力，核心是煤电比价是否合理，煤电联动是否到位，燃料费与投资成本能否能够合理回收；标准是让落后老旧小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”，能源保供“无大碍”。

此外，伴随着新能源持续大比例接入，相当大一部分煤电还要逐步转型为支撑性、调节性备用电源，但是这一转型是有着高昂成本的。比如，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。这对于煤电企业来说，都是巨大的负担。

新能源成“救命稻草”

相比煤电板块的虚盈实亏，华能国际新能源板块则实现盈利近80亿元。以20%的装机占比，实现了公司90%以上的盈利，着实亮眼。当然，新能源由于没有跟煤电一样的当期燃料成本开支，考核其盈利表现的标尺是完全不一样的。

具体来看，华能国际风电的盈利能力比光伏还要强很多。华能国际风电装机容量为1551万千瓦，全年盈利59.13亿元；光伏装机1310万千瓦，全年盈利20.44亿元。从数据对比上可以看到，风电光伏装机量接近，但是风电盈利差不多是光伏的3倍。

华能国际新能源盈利能力强，很大一部分原因是电价较为美丽。

2023年，华能国际风电上网电价平均为0.53元/千瓦时，光伏上网电价平均为0.47元/千瓦时。同期，华能国际的煤电电价仅为0.49元/千瓦时。风光电价水平，与其成本相比是非常可观的。

华夏能源网注意到，同一时期，新能源占比高省份的风光平均上网电价已经逼近0.2元/千瓦时了。以甘肃为例，2023年1-11月份，甘肃风电市场化交易结算的平均电价为0.271元/度，光伏电价为0.2575元/度，均低于甘肃0.3078元/度的燃煤基准价。

华能国际的风电光伏之所以能够卖得到高电价，可能与保障性收购电量的高占比直接相关。风电光伏起步之初，是实行保量保价全额收购的，华能国际早期的风电光伏恰好能够很好的享受到这一政策红利。

根据国家政策，早前建设的风光机组优先享受保量保价的保障性收购，这主要是由于以前的风电设备、光伏组件成本很高，电站建设成本高，电价低了无法回本。而随着这两年风电设备、光伏组件价格持续走低，新建电站在成本方面的敏感性已经有所降低。

如今，随着新能源装机比例的迅速攀升，新能源参与电力市场的价格总体呈大幅下降趋势，风光电享受到的福利性支持会越来越少。

一方面，增量新能源装机获得保障性收购的机会越来越少，它要到电力市场中去竞争，低电价甚至部分时段负电价都将是常态；另一方面，新能源电量大幅增加推高了电力系统的运行复杂性，存量新能源也需要逐步参与电力辅助服务费用的分摊，整体收益也会呈下降趋势。

新能源业务整体收益下降的趋势，在华能财报中也有反映。华夏能源网注意到，2023年华能国际风电盈利59.13亿元，同比2022年是减少3.22亿元。

华能国际解释，原因主要是“风电电价同比下降”，而下降原因，一方面是风电的平价项目增加，另一方面是承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加。

总体而言，华能国际虽然实现了整体扭亏，但仍面临着如何有效解决煤电亏损的问题；同时，在新能源消纳危机愈演愈烈的趋势下，其新上马的新能源机组也面临着收益降低的问题。

对于华能而言，扭亏之后的路依然不平坦，能源转型、业务升级的压力依然巨大。