巨亏!五家煤电上市公司亏损约270亿，煤电拉锯战解犹未解何时了?

人民银行5月4日宣布增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力，该专项再贷款总额度已达到3000亿元。

一季度海外能源价格高位、国内供给扩张有限等因素，继续推高国内煤价，板块业绩超出预期。分析机构持续看好煤炭行业景气度，中信证券研报认为，今年煤炭行业景气大概率高位向好。

五大发电集团煤电板块的上市公司年报数据一片惨淡。华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、中国电力五家上市公司2021年合计营收6153.58亿元;合计利润-269.77亿元，与2020年相比暴跌250%。

上市煤炭企业中，中国神华2021年净利润达502.69亿元，山煤国际、潞安环能、中煤能源、兖矿能源净利润同比增长均超100%。

国家发展改革委4月30日发布公告，明确煤炭领域经营者哄抬价格行为。消息人士透露，之前华能集团、大唐集团、国家电投、国家能源集团、华电集团都收到了来自主管部门的要求提供相关信息的公函。公函中称，近期动力煤价格持续高位运行，为准确掌握动力煤价格情况，请协助提供2022年1月1日以来采购动力煤价格较高前十企业的相关信息，包括销售企业名称、销售价格、合同量、签订合同时间、发票等相关材料。

现在还不知道有多少家煤炭企业会上这个名单，以及会受到什么处理。但多年来，煤炭和发电这一对合作伙伴的相爱相杀一直没有停止过。

3亿吨+零关税的组合拳

燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，2021年以来，煤电企业持续大面积亏损。虽然近期煤价有所下跌，但仍处于高位。

(国家统计局2022年4月中旬流通领域重要生产资料市场价格变动情况)

中国电力企业联合会发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。“煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及到民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。”

报告还谈到，虽然国家煤炭增产保供政策措施效果明显，一季度全国原煤产量10.8亿吨，同比增长10.3%，但今年以来电煤价格总体呈持续上涨态势，导致一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右。

为了稳定煤炭价格，缓解上下游矛盾，一系列政策组合拳正在出炉。

4月28日，国务院关税税则委员会发布关于调整煤炭进口关税的公告，公告显示，为加强能源供应保障，推进高质量发展，国务院关税税则委员会按程序决定，自2022年5月1日至2023年3月31日，对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。

受国际大宗能源商品价格持续上涨影响，煤炭、原油、天然气进口均不同程度下降。中电联发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。

“之前由于进口煤较国内煤价仍处于倒挂形势，国内终端采购较少，市场实际成交有限，进口煤对国内市场的补充效应减弱。再加上受国际局势影响，国际煤炭的贸易流向发生了变化，欧盟等国增加了对于印尼、澳大利亚等国的煤炭采购，市场供求关系偏紧、不确定性增大。”煤炭行业分析人士认为，零关税政策有助于缓解国内进口煤采购价格倒挂，进口煤量或有回升。

除了为进口煤开绿灯，还有国内的增产保供。4月20日的国务院常务会议上，专门提到了能源保供增供举措，首先就是强调发挥煤炭的主体能源作用。其中，一个具体目标是，“通过核增产能、扩产、新投产等，今年新增煤炭产能3亿吨。”

中电联规划发展部副主任叶春在会议上表示，从之前的煤炭规划意见来看，煤炭产量增速是远低于电力用煤增速的。他谈到，在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，电力安全稳定供应的难度加大，季节性及极端天气下电力供应紧张的情况将明显增多。

中电联在《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》中建议，尽快落实国常会提出的今年新增煤炭产能3亿吨的目标任务，为疫情后能源电力消费需求快速回升做好准备。包括，督促各地煤矿复工复产，对于未达产的煤矿和地区要进行通报;制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，尽快形成煤矿应急备用生产能力;尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口;加快推进中长期合同履约核查工作，督促签约占比未达要求的责任方企业进行整改等等。

为了让煤炭企业增加供应，让资金捉襟见肘的煤电企业维持正常生产经营，金融支持是重要的桥梁。国家发改委经济运行调节局发布的信息显示，国家开发银行截至目前已累计发放能源保供专项贷款1230亿元，支持煤炭企业增产增供，涉及煤炭产能约10亿吨;助力煤电企业电煤采购，可使全国煤电装机增加10余天储煤量。

电力业内人士则表示，希望对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，能维持企业资金链正常运转，避免因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。

煤电改造潮再起 300克煤耗目标不是梦?

在煤价持续高位徘徊的情况下，煤电机组节能减排改造的迫切性和意义更为凸显。

4月20日的国务院常务会议上，还谈到要推动煤电机组节能减排改造、灵活性改造、供热改造，提高能源使用效率，全年改造规模超过2.2亿千瓦。

“由于工期原因，到2025年水电、核电项目的投产规模是比较确定的，水电达到4.35亿千瓦(含抽水蓄能6500万千瓦)，核电7000万千瓦。按目前气电发展节奏，气电将达到1.5亿千瓦。预计新能源(风电、太阳能(6.630, -0.19, -2.79%)发电)达到10亿千瓦左右。由于新能源发电具有间歇性、随机性、波动性特征，能够参与电力平衡的有效容量低。考虑配套电化学储能设施，新能源可参与电力平衡的容量仅为10%-15%。”中电联规划发展部副主任张琳算了这样一笔账。

张琳表示，“十四五”期间，预计全社会用电量年均增加近4000亿千瓦时，2025年达到9.5万亿千瓦时。“全社会用电量年均增加4000亿千瓦时，相当于世界排名第十位国家全年用电量总额，保证电力供应安全的压力是比较大的。”为保障电力供应安全，“十四五”期间需要适度发展煤电项目。

中电联规划发展部副主任叶春表示，“十四五”期间预计全国煤电装机将新增1.5亿千瓦，煤电发电量年均增长2.4%左右，2030年前后，全国煤电装机达峰。

煤电机组实际的潜在改造数字可能远超2.2亿千瓦。在全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵提出，“2021年我国煤电度电煤耗大约为305克，尽管已经优于美国和德国、仅次于日本，且超临界和超超临界机组占比已经超过50%，但亚临界机组还有近4亿千瓦，这部分机组的煤耗明显偏高，需要尽快实施节能降碳改造。”

他还谈到，大电厂覆盖范围内还有一些20蒸吨甚至10蒸吨的燃煤小锅炉和运行年限长的小热电，应当抓紧实施替代。

近年来全国煤电平均供电煤耗持续下降，但后续工作的难度更大。

中电联规划发展部副主任张琳介绍，“十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业实施煤电节能减排升级改造，火电供电煤耗持续下降。“2020年全国6000千瓦及以上火电厂供电煤耗为305.5克标准煤/千瓦时，比2015年下降9.9克/千瓦时，比2010年下降27.5克/千瓦时，比2005年下降64.5克/千瓦时。以2005年为基准年，2006—2020年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放66.7亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为36%。”

2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。

方案要求，到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。

某煤电厂内部人士认为，综合考虑机组类型、服役年限以及区域特点、电热负荷等情况，因地、因机施策，实现全国煤电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下的目标是切实可行的。

“以我所在的电厂为例，2018年煤耗305.32克/千瓦时，通过技术改造等优化措施，煤耗持续下降，2021年已降至290.14克/千瓦时，创历史最好水平。”上述人士说。

中电联《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》建议，对不同类型的机组采用不同的供电煤耗改造基准线，不“一刀切”，建立合理的电价机制疏导“三改联动”技改成本。

“若进一步提升煤电利用效率与清洁化水平的同时，大力压降散烧煤和工业用煤，用煤结构进一步向电力倾斜，其他行业用煤及散烧煤需求控制在预期范围内，电煤供需方可基本实现平衡。”中电联规划发展部副主任叶春这样说。