近期多家电力上市公司披露的2022年业绩预告传来“喜讯”，一扫此前深陷巨亏的阴霾。

申万三级细分行业统计显示，火电板块共26家公司公布了业绩预告或快报，按业绩预计的净利润区间，火电板块2022年整体呈亏损态势，合计亏损上限约百亿元，与2021年行业整体亏损逾400亿元相比，亏损金额大幅减少，上市公司盈利能力开始修复。

(相关资料图)

其中，上网电价同比上涨是增收的重要原因。甘肃电投、皖能电力、江苏国信、建投能源、赣能股份等也在公告中提及，平均结算电价上涨，发电收入增加。

在煤炭等能源价格相对高企的背景下，传统能源电力成本被锁定。因此，市场化电价政策能否得到落实和推进，一定程度上决定了电力企业的盈亏平衡点向左或向右。

接下来，电价会涨吗？中信证券研报认为，当前改革的方向是电价形成机制更市场化，电价结构为疏导成本更细化。整体来看，新型电力系统的新增成本使得电价上涨将会是大概率事件。

多重利好：上网电价涨、电煤长协保供、新能源装机增加

近期公布业绩预告的火电公司中，约有半数业绩预喜。其中，内蒙华电、广州发展、通宝能源等2022年度业绩预增，国电电力、京能电力等2022年度实现扭亏为盈。

2022年度实现盈利的公司中，国电电力盈利金额最高，受发电量、上网电价同比增加、股权转让收益等因素影响，公司2022年实现净利润22亿~32亿元，扭转了上年同期亏损近20亿元的局面，内蒙华电、广州发展等预计2022年度净利润也均在10亿元以上。

而业绩亏损的公司，缺口也有所收窄。华能国际预计亏损70亿~84亿元，亏损金额最高，不过与上年相比，经营业绩也大幅减亏。大唐发电去年预计亏损4亿~5.5亿元，相较于上年同期90亿元的亏损额，公司表示，受益于上网电价同比上涨及新能源机组有序投产，公司营业收入实现增长，业绩大幅减亏。

从相关公司业绩预告看，上网电价市场化改革、电煤长协机制落地等推动了火电企业业绩向好。与此同时，以风电光伏为代表的新能源装机规模增加，也贡献了业务利润。

高煤价、低电价是挤压国内电企利润空间的两个主要原因。对于部分企业而言，这种情况在2022年得到了显著改善。

国家发改委的信息显示，2022年国内煤炭价格持续平稳运行，价格水平和波动幅度均明显低于国际市场。当年2月，按照“下限保煤、上限保电”原则，将港口煤炭中长期交易价格合理区间定为每吨570~770元，并于5月1日正式实施。当年4月，国家发改委发布2022年第4号公告，明确国内动力煤领域经营者有捏造涨价信息、散布涨价信息、囤积居奇、无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格的行为之一的属于哄抬价格。

与此同时，2022年电煤以长协 “既保量又保价”进入了行政化保供状态。随着国家发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%（即合同签约率、履约率、价格政策执行情况）”，电煤长协覆盖率和履约率不断上行，煤电企业经营情况边际向好。不过，由于电煤长协保供政策在部分企业存在落实不到位的情形，煤电企业业绩也出现分化。

电价方面，2022年多个省份出台细则，落实国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围由原来的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

多家业绩转好企业均在预告中表示，其大幅受益于上网电价市场化改革。国电电力称，参与市场化交易电量占上网电量的93.16%，发电量、上网电价同比增加，推动了公司利润总额增加。

天富能源在公告中表示，2022年度煤炭价格仍处于较高位运行，电力销售价格不能覆盖电力成本，导致公司报告期内业绩出现亏损，预计2022年全年亏损约2.1亿元，同比上年减368%左右。2023年，公司积极推进上网电价改革，明确电网输配电价标准，该电价机制已于去年7月8日落地实施，工业电价回归合理区间，对未来经营业绩产生重大积极影响。

此外，多家电企也提到了新能源项目带来的业绩助益。广州发展称，业绩增长主要原因包括风电光伏发电项目装机规模增加、新能源业务利润增加等。浙江新能称，其新增风电、光伏项目投产发电，水电项目发电量同比增加，带来业绩增长。江苏新能称，海上风电对业绩贡献显著。

煤、电价格如何走向？

尽管业绩转好的趋势已经显现，但业界对于煤电企业经营状况的担忧仍未消除。根源仍在煤价和电价的某种“倒挂”。

一位大型发电央企管理人士对第一财经表示，即便放开了部分电价上浮的限制，对比急剧攀升的煤炭价格，该企业仍然入不敷出，只是亏损面收窄了。“如果这种亏损长期持续下去，一边是保供的压力加大，一边是投向能源转型的资金捉襟见肘，我们甚至担心影响到企业双碳目标的实现。”

他表示，虽然相关部门多次督促签订和落实电煤长协，但是由于其与同品质市场煤价格长期存在大幅价差，因此执行起来，难免效果会出现折扣。另一方面，多个省份尚未真正落实高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制的政策，仅凭现有的电价涨幅，难以覆盖成本支出。

上海钢联发布的专题研报称，2022年以来，我国煤炭生产保持较快增长而需求增量有限，下游行业增长缓解，但受国际能源危机影响，煤炭价格大幅上涨。考虑2023年煤炭产量有望与今年持平、煤炭进口量下降而需求有望小幅增长，且全球能源危机持续存在，煤炭价格依然有较强的支撑，煤炭保供稳价工作依然是一项重要工作。

亦有市场分析人士提出，2022年动力煤中长协价格始终稳定在719元/吨，与同品质市场煤价格存在大幅价差。11月，2023年电煤中期合同签订工作开始后，动力煤年度长协煤价格也实现了首次上涨，上调至728元/吨，这反映了煤炭供给紧张的情况和煤价向市场靠拢的趋势。预计2023年长协价格将有望继续维持“小步慢涨”的态势。

从业界预期来看，2023年煤价依然有较强支撑，而电价亦有上涨的较大可能。

中信证券研报认为，当前电力改革的方向是电价形成机制更市场，电价结构为疏导成本更细化。整体来看，新型电力系统的新增成本使得电价上涨将会是大概率事件。分类上来看，预计居民侧电价保持稳定，电源侧受益，电网侧影响较小，高耗能用户承担成本。据其测算，预计2030年市场电（非居民用电）价格或接近0.7元/度，但长期趋势有望随发电成本下行。

中国电力企业联合会2022年11月发布的《适应新型电力系统的电价机制研究报告》提出，建议有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时。这一价格较当前的全国平均煤电基准价约0.38元/千瓦时上涨了约14.1%。

中电联认为，2019年确定煤电基准价时，测算对应的秦皇岛港5500大卡下水煤价格是535元/吨，当前电煤价格持续高位运行，远高于上述基准价。应按照当前675元/吨的5500大卡电煤中长期交易均价进行调整，在联动后的基准价水平上，再实施上下浮动。

一位资深电力行业分析师对第一财经记者表示，作为电力行业重要的行业协会，中电联的建议旨在进一步引起政府部门重视，缓解电力企业当前的经营困境。普遍上调煤电基准价的行为“牵一发而动全身”，实际执行的阻力较大。对比之下，通过放开±20%上下限、提升现货交易电量占比等手段来改善火电企业盈利的可能性相对更大。无论最终是以哪种方式，推动电力市场化、放开电价上涨空间，都是当前解决“煤电顶牛”难题的主要思路。