煤电企业一季度大面积亏损，出路在哪里？

发布时间：2025-07-08 16:13:17 来源：春回大地网 作者：知识

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来源：国际金融报

电力行业一季报陆续出炉，企业在煤价高位运行的季度积亏背景下，煤电企业纷纷报亏，大面新的损出政策利好能否扭转局面？

Choice数据显示，截至4月27日，煤电A股累计已有31家电力企业发布一季报，企业其中18家净利同比下滑，季度积亏12家出现亏损。大面

燃煤采购成本上涨

4月26日晚，损出披露一季报，2022年一季度公司实现营收652.5亿元，同比增长30.54%，归母净利润亏损9.56亿元，同比减少129.96%。公司称，亏损的主要原因是煤价上涨影响境内电力业务经营减利。

华能国际成本端承压明显，一季度公司营业成本高达628.65亿元，较上年上升51.07个百分点。公司表示，由于燃煤采购价格较上年一季度大幅上涨，使得本期燃料成本同比上涨。

同样受燃煤采购价格飙升影响，华能国际2021年亏损规模逾100亿元。市场数据显示，2021年CECI 5500大卡动力煤指数均价为1044元/吨，同比上涨81.3%。公司在年报中指出，2021年，其原煤采购综合价为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%。

也在4月26日晚发布一季报，公司实现营收37.69亿元，同比增长34.47%，归母净利润亏损4.62亿元，同比减少671.11%。煤价高位运行下，公司燃煤采购成本增加，一季度营业成本同比增长62.7%至40.58亿元。豫能控股董秘办人士告诉《国际金融报》记者，“公司一季度电价上调了20%，但无法覆盖成本的涨幅。未来公司一方面会增加长协的煤量，另一方面也在谋求转型，更加侧重新型电力系统。”

则延续了上年的亏损态势。公司一季度营收为7509.06万元，同比减少13.07%，归母净利润亏损3883.46亿元，较上年1307.88万元的亏损规模翻了近两倍。

部分企业逆势增长

不过，也有煤电企业盈利水平获得显著增长。一季报显示，公司实现营收78.34亿元，同比增长39.79%，归母净利润2.93亿元，同比增长340.52%。京能电力董秘办人士向《国际金融报》记者表示，“净利增长一是由于公司所在区域高耗能企业较多，因此核定电价可以突破涨幅限制，通过提升销售定价，公司营业收入涨幅明显，二是对煤价的控制相对较好，长协落实比较到位。”

另据一季报数据，公司实现营收1.42亿元，同比增长79.84%，归母净利润3579.39万元，同比扭亏为盈，增长304.61%。

一季度营收为54.86亿元，同比增长44.67%，归母净利润4.96亿元，同比增长188.32%。对于净利大增，内蒙华电解释称，主因系发电量、售电单价同比增加，发电板块利润增加。报告期，公司完成发电量143.26亿千瓦时，同比增幅15.47%，实现平均售电单价372.01元/千千瓦时，同比增幅36.54%。

值得一提的是，内蒙华电的煤电一体化布局优势显现，一季度公司煤炭产量同比增长5.32%，煤炭销售价格同比增长48.63%。增加了煤炭内部供应量，煤炭外销量相应减少，有效对冲煤价上涨。

有业内人士告诉《国际金融报》记者，不少公司也在积极探讨布局煤电一体化，“但由于煤炭价格处在高位，迟迟难以出手收购相关资产。”

新机制即将落地

4月25日，中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》。根据中电联统计，一季度，全国全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5%，但较2021年同期两年平均增速降低2个百分点。

此外，由于电煤价格总体高位上涨，煤电企业大面积亏损。一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。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%。中电联指出，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。燃料成本的大幅上涨，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。

受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，电力消费增长存在一定的不确定性。中电联预计，4月全社会用电量增速比3月回落；随着多地疫情逐步得到有效控制，5、6月用电量增速有望回升，预计上半年全社会用电量同比增长3.5%-4.5%。下半年，在疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，并叠加稳增长政策措施以及2021年前高后低的基数效应，预计下半年全社会用电量增速高于上半年。预计2022年全年全社会用电量同比增长5%-6%。

而即将落地的新版长协煤机制，被视作煤电行业的大利好。2月24日，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭中长期交易价格的合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570元至770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370元至570元、320元至520元、260元至460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200元至300元。《通知》自5月1日起实施。

认为，受益于长协煤履约比例提升以及电价上浮效应持续，2022年火电企业开始盈利能力持续改善（持续1年以上），带动经营现金流更快速地回升。此外，2022年政策要求火电改造2.2亿千瓦（节能、供热、灵活性改造等），占2021年末火电装机12.97亿千瓦的17%，未来几年火电承担电网调峰、储能、联合调度等需求将大幅增长（绿电出力快速增加），火电的“储能”属性将被市场认可，并预期将带来不小的业绩弹性。

前述京能电力董秘办人士告诉《国际金融报》记者，“目前国家出台政策，鼓励以煤电为基地的转型，有输电通道、有煤电，并配置新能源，这样我们就有主动调峰的能动性。目前煤电的配套政策各省都是在陆续出台，为企业提供很大支持。”

记者 胡安墉

编辑 王丽颖

责任编辑 孙霄

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