少见！3家火力发电厂公司预亏超10亿，都归功于……，

在eo统计的15家发电上市公司中，8家预计亏损，5家预计减利，2家预计盈利。

在预亏的企业中，华能国际的亏损金额最大，归母净利润预计亏损27亿元—32.4亿元，而2021年同期归母净利润42.8亿元，降幅预计超过70亿元。

华电能源、金山股份和桂东电力预计与2021年上半年一样出现亏损，且前两者的亏损进一步扩大，华电能源归属于上市公司股东的净利润预计同比下降177%。

粤电力A和天富能源从2021年上半年的盈利转为2022年的预计亏损，且利润降幅在15家公司中最大，同比下滑均超过400%。

京能电力和皖能电力预计在2022年上半年盈利。京能电力表示，在国家有序放开燃煤发电电量上网、扩大交易电价浮动范围的背景下，2022年该公司积极参与电力市场交易，多发多供，其销售电量、电价同比增加，影响该公司利润同比增加。皖能电力表示2022年上半年结算电价上涨，缓解煤炭价格上涨带来的成本压力，盈利能力增强。

2022年上半年15家发电上市公司业绩预告

来源：上市公司业绩快报或预报

注：*企业利润为归母净利润

在eo统计的15家发电上市公司中，11家表示煤炭等燃料价格上涨导致燃料成本增加、收益下降甚至出现亏损。

粤电力A表示，2022年上半年该公司新能源发电业务利润贡献及其他投资收益同比明显增长，但煤炭、天然气价格仍旧高企，其火电业务严重亏损，导致整体净利润大幅下滑。

赣能股份表示，其燃煤成本较上年同期增加，所属火电厂半年度综合标煤单价较上年同期上涨24.62%。

在eo的不完全统计中，预亏损最大的华能国际表示，2022年电价上涨带来的收益不足以覆盖燃料成本的增加。

此外，二季度部分地区用电需求量下降，也导致部分火力发电企业发电量下降、收益下滑。

华能国际2022年上半年上网电量同比下降5.61%，原因除火电机组燃料成本高位运行致火电发电量下降之外，也受二季度上海、广东、吉林等多地用电需求下降影响。

位于湖北武汉的长源电力表示，2022年上半年湖北受疫情影响用电需求不旺，且三峡外送区域如上海电力需求大幅下降，三峡留鄂电量增加；此外，新能源发电量增加挤占省内火电发电空间，上述原因使火电板块发电量同比下降导致减利。

2022年上半年部分发电上市公司发电量数据

（单位：亿千瓦时）

来源：上市企业公告

在多家火力发电企业亏损的同时，上半年煤炭上市企业则业绩喜人。

eo梳理了10家已公开业绩预告的煤炭上市企业，利润均是正增长，同比增长在56.1%—325.53%之间。多家上市煤企提到，煤炭市场需求旺盛、煤炭价格高位运行是上半年盈利的原因之一。

2022年上半年部分煤炭上市公司业绩预告

来源：上市公司业绩快报或预报

注：*企业利润为归母净利润

中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，2022年1—6月5500千卡/千克电煤综合价介于790—985元/吨之间，2021年同期价格范围为584—785元/吨。2022年7月14—21日，CECI沿海指数5500、5000千卡/千克电煤综合价分别为868元/吨和781元/吨，环比均略微下降。

2022年1—6月CCTD秦皇岛动力煤（5500千卡/千克）年度长协价介于719—725元/吨之间，2021年同期为569—623元/吨。

2021年，国内电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。进入2022年，在国际大宗能源价格高位震荡和国内能源保供的背景下，煤电矛盾依然存在。

中电联发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，2022年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算2022年上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致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，部分企业现金流紧张。

为有效管控煤价、疏导煤电电价，国家发改委已先后发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）和《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）。303号文明确了煤价合理区间，将秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格合理区间设为每吨570—770元（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区的出矿环节中长期交易价格合理区间。1439号文则明确，在2021年放开全部燃煤发电量上网电价、推动工商业用户全部进入市场的基础上，煤电企业可通过“基准价+上下浮动不超过20%”的机制传导煤价在合理区间内的变化。

中国能源研究会理事陈宗法在2022年3月的eo圆桌论坛上表示，煤、电和谐共存、协调发展的场景是比较理想的，但仍面临众多不确定因素和不同利益主体的博弈。购买煤炭的成本约占燃煤发电总成本的80%，建议煤电联动机制要在长期坚守中创新、完善，但不能取消。此外，对新电改确定的“合理电价”目标要理性回归，对能源转型的“不可能三角”也要有正确认识，建议让社会成员公平承担转型、保供成本。