21世纪经济报道记者陈莎广州报道

　　2023年上半年，煤炭、火电企业业绩出现两极反转。

　　7月15日，火电巨头华能国际发布2023年半年度业绩预盈公告。经初步测算，华能国际预计2023年上半年实现归母净利润为57.5亿元-67.5亿元，扣非归母净利润为50亿元-60亿元，与2022年同期相比，实现扭亏为盈。2022年上半年，华能国际的归母净利润为-30.09亿元，归母扣非净利润为-38.34亿元。

　　根据公告，华能国际业绩预盈主要出于两方面的原因：一是境内燃煤价格同比下降和电量同比增长的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。

　　近日来，A股多家上市电力公司发布2023年上半年业绩预告。浙能电力与华能国际同日公告，预计公司上半年实现归母净利润23.48亿元-31.77亿元，同比增长489.95%-698.24%。前一日，华电国际预计，公司上半年实现归母净利润为23.5亿元-28.2亿元，较上年同期(重述前)同比增长43%-71%；较上年同期(重述后)同比增长42%-70%。

　　除此之外，包括上海电力、天富能源、粤电力A、广州发展、皖能电力等多家公司，均在今年上半年实现同比扭亏或大幅增长。其预盈原因不尽相同，主要集中在煤炭价格下降与用电量增长两方面。

　　在火电企业迎着夏日热浪业绩翻滚的同时，煤炭企业自2021年冲天业绩以来罕见铩羽。虽然煤炭产量、销量同比均呈上涨趋势，但中国神华预计，今年上半年公司实现净利润323亿元-343亿元，同比下降16.5%-21.4%；陕西煤业预计，上半年公司实现归母净利润112亿元-118亿元，同比减少56%-53%。针对业绩下滑，陕西煤业表示，“受市场供求关系影响，煤炭价格下行，公司煤炭售价同比有所下降。”

　　煤电博弈在年内上半场迎来转折，下半场战局又将如何？

　　煤电一抑一扬，此消彼长

　　今年年初以来，我国煤价震荡下行，这在两年前又是另一番光景。2021年，煤炭行业在国家“双碳”战略背景下，发展方式、产业结构加速变革调整。受下游需求快速增长、安全环保约束增强等因素影响，国际国内煤炭供应紧张，国内煤炭保供政策严格，产品价格持续上涨，行业盈利水平大幅提升。煤化工行业“能耗双控”政策调控力度加大，产能扩张受限，供应持续偏紧，产品价格在高位运行。

　　据兖矿能源年报，2021年集团生产商品煤10503万吨，同比减少1525万吨或12.7%；销售煤炭10564万吨，同比减少4197万吨或28.4%。在生产、销售煤炭同比双双下降的同时，当期兖矿能源实现煤炭业务销售收入837.97亿元，同比增加143.49亿元或20.7%。

　　2022年，受全球能源供应紧张以及国内政策等影响，煤炭供需格局呈偏紧态势，产品价格保持中高位。当年兖矿能源集团生产商品煤与销售煤炭同样双双减少，煤炭业务销售收入同比仍大增420.47亿元或50.2%。

　　在煤炭企业抓住当期产品供需偏紧、价格稳中走强的契机大获丰收之际，火电企业则因此行至低谷。

　　根据年报，2021年，华能国际原煤采购综合价为770.67元/吨，同比上涨60.85%，境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。而同期，因政策调控保障民生用能等措施，境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时，同比上升4.41%，远不及成本涨幅。

　　2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电市场交易电价上下浮动范围原则上扩大为不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入电力市场。尽管如此，2021年全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1044元/吨，同比大幅上涨81.3%，电煤采购成本大幅增加，仍对企业形成巨大冲击。

　　2022年，国际煤炭市场受地缘政治冲突等因素影响，进口煤减量明显，国内煤炭供应增加不及预期，煤价持续高位运行。华能国际年报显示，2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1296元/吨，同比上涨24.2%，华能国际全年境内火电厂售电单位燃料成本为372.56元/兆瓦时，同比上涨17.73%。

　　高企的煤价给煤电公司的煤电经营带来极大压力。2022年，华能国际实现净利润-100.85亿元，营业利润为-104.11亿元，营业成本为2392.21亿元，比上年同期增长16.39%。

　　2023年以来，在煤炭保供政策持续发力及进口煤零关税政策等因素的影响下，我国煤价震荡下行。中国煤炭市场网数据显示，今年年初，秦皇岛5500大卡动力煤价格为813元/吨，至6月底为731元/吨，相比年初每吨下降82元。此外，5000大卡动力煤以及4500大卡动力煤价格也均呈现持续下跌态势。另以榆林地区Q6000大卡非电流向市场煤为例，截至6月30日，主流市场价格在690-730元/吨，较2023年初累计下跌505元/吨，降幅达41.56%。

　　进口方面，中钢期货研报显示，6月份我国进口煤及褐煤3987.1万吨，环比增加0.73%，同比大增110.05%；1-6月累计进口22193.8万吨，同比大增93.2%。进口额方面，6月份煤炭进口额为44.9亿美元，环比下降2.7%，同比增长47.6%。据此推算进口均价为112.6美元/吨，环比下跌3.9美元/吨，同比下跌47.7美元/吨。2023年1-6月份，煤炭累计进口金额276.7亿美元，同比增长49.2%。总体来看，煤炭进口呈现量增价减格局。

　　此外，7月13日，根据国家能源局发布的数据，今年6月份，全社会用电量7751亿千瓦时，同比增长3.9%。1-6月，全社会用电量累计43076亿千瓦时，同比增长5.0%。今年以来，居民外出就餐、购物、旅游、住宿明显增多，接触型聚集型服务业持续改善，带动行业用电量较快增长。数据显示，今年上半年，第一、第二、第三产业用电量同比分别增长12.1%、4.4%、9.9%。受益于燃料价格下降、用电需求增加、平均上网电价上升等，上半年大部分电力企业火电业务盈利能力有所恢复，迎来增长。供需两旺，火电企业业绩或进一步改善

　　6月以来，全国多地高温天气持续，带动用电负荷激增。根据官网消息，7月10日，国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时，刷新历史最高纪录，较前一日增长2.1亿千瓦时，超历史峰值0.4亿千瓦时。7月份以来，国家能源集团的宁夏、江苏、浙江等5家子分公司日发电量已连续多日突破2亿千瓦时，16家子分公司日发电量突破1亿千瓦时。

　　7月10日，南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。预计今年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷需求将达2.45亿千瓦，同比增长10%。

　　中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)预计，2023年全国最高用电负荷约13.7亿千瓦，比2022年增加8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。

　　而煤电在迎峰度夏电力保供中发挥着重要作用。目前来看，国内煤炭库存充足。中电联规划发展部副主任韩放近日受访时表示，1-5月份，我国生产原煤19.1亿吨，同比增长4.8%；进口煤炭1.8亿吨，同比增长89.6%。电力行业燃料统计口径电厂日均入场煤量同比增长13.1%，煤炭库存基本处于近年高位。截至6月29日，中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨，同比增长2444万吨，为近4年以来最高，平均可用天数24.6天。

　　此外，进口煤炭或持续增加。据海关总署公布的数据，6月份，我国进口煤炭3987.1万吨，较去年同期的1898.2万吨增加2088.9万吨，增长110%；较5月份的3958.4万吨增加28.7万吨，增长0.7%。今年1-6月份，全国共进口煤炭22193万吨，同比增长93%。CCTD中国煤炭市场网指出，6月煤炭进口量月环比结束了连续两个月小幅减少的态势，开始小幅增加。夏季居民制冷用电需求将带动电厂日耗增加，因此，在进口煤价格合适的情况下，电厂对进口煤仍有采购需求。7月进口量或将继续增加。

　　煤炭价格方面，7月14日，国家统计局公布的数据显示，7月上旬全国各类煤炭品种小幅上涨。不过，关于煤炭价格后续走势，山西省能源局副局长王茂盛日前在全国夏季煤炭交易会上表示，“煤炭的价格在近期是止跌的，但还是处于小幅震荡的过程，受到进口煤增加与电厂煤持续高位的影响，迎峰度夏还不足以对煤价上涨形成有效的支撑，预计下一阶段的煤炭价格仍将承压运行。”

　　中国煤炭运销协会6月也曾发布预测，供应方面，后期相关部门和产煤省区将继续推进煤炭增产保供工作，预计我国煤炭生产将保持增长态势。在国际煤炭供需转弱、进口零关税、比较优势、需求回升等因素影响下，后期我国煤炭进口量有望延续快速增长态势。综合来看，判断后期我国煤炭供需关系总体可能呈现相对宽松局面，煤炭市场价格或将继续下行。

　　对于煤炭企业来说，下半年或仍承压。陕西能源日前在投资者互动平台表示，公司煤炭销售分为保供价格和市场价格，依据政策，要求80%的煤炭签订保供长协。煤炭价格下跌对于少量的外销煤炭存在一定程度的影响。

　　而对火电企业来说，业绩或有望进一步改善。东方证券研报指出，华能国际一季度燃煤发电大幅减亏，一方面是受平均上网电价上升影响，经营数据显示，其一季度平均上网电价518.69元/兆瓦时，同比增长3.3%，较2021年全年平均水平提高20.1%；另一方面是随着动力煤市场价格持续下降，成本端改善明显。

　　信达证券研报认为，在电力市场化改革的持续推进下，电价有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，煤电企业的成本端较为可控。

　　国金证券研报指出，火电企业业绩对煤价的敏感性远高于电价和电量，而受库存因素影响，5月下旬北港市场煤价补跌后的低煤价将集中体现在三季度，火电企业业绩有望进一步改善。