本報記者 趙學毅

    見習記者 李昱丞

    上游產品價格上漲的影響開始在電廠業績上顯現。10月11日，主營發電的上市公司深南電A發布前三季度業績預告，公司預計前三季度歸母凈利潤虧損約4500萬元，去年同期則盈利1.28億元。其中，公司第三季度歸母凈利潤虧損約4645.63萬元，去年同期盈利7608.99萬元。

    深南電A的虧損并非沒有預兆。今年上半年，深南電A歸母凈利潤就已大幅下滑97.20%，僅為145.63萬元。如果扣除理財收益等非經常性損益，深南電A今年上半年已虧損1951.76萬元。

    天然氣采購成本上升

    對于三季度的業績虧損，深南電A表示，主要源于天然氣采購成本比上年同期大幅上升，電力市場化交易收益比上年同期有所降低，以及非經常性損益中的非流動資產處置收益比上年同期減少約3353萬元。

    公開資料顯示，深南電A以燃氣發電為主。截至今年上半年末，深南電A擁有兩家全資控股的燃機發電廠，共有5套9E型燃氣－蒸汽聯合循環發電機組，總裝機容量90萬千瓦。今年上半年，深南電A下屬2家發電廠共計完成實際上網電量6.35億千瓦時。

    自去年四季度以來，天然氣價格經歷了顯著上漲，給類似深南電A這樣的發電企業帶來相當大的成本壓力。國家統計局數據顯示，截至今年9月底，全國液化天然氣市場價高達6072.80元/噸，較2020年同期價格上漲約128.95%。另據上海石油天然氣交易中心數據，截至今年10月11日，中國LNG出廠價格全國指數達到5964元/噸，近一年增幅超過110%。

    而在價格側，天然氣發電上網價格一度有所下降。深南電A半年報顯示，自2020年8月1日起，廣東省內氣電機組上網電價再次下調3.5分/千瓦時。直到今年5月份，廣東省調整天然氣發電機組超限定小時數上網電價，自6月1日起暫停執行各類型機組超過限定年利用小時數的上網電價統一為每千瓦時0.463元的規定，氣電上網價格才有所回升。

    以深南電A的9E型機組為例，此前年利用小時在4000小時以下和以上的上網電價分別為每千瓦時0.63元、0.463元，調整后上網電價統一變為每千瓦時0.63元，不再根據年利用小時區分。

    發電廠業績承壓

    除了深南電A以外，不少天然氣發電公司也面臨業績壓力。位于浙江省的燃氣發電供應商普星能量日前發布公告稱，公司旗下的藍天電廠、德能電廠和京興電廠各自含增值稅容量電價將由每年每千瓦470元調整至394.8元，安吉電廠、衢州電廠各自含增值稅容量電價將由每年每千瓦680元下調至571.2元。

    民銀智庫研究員龐宇辰向《證券日報》記者表示，容量電價主要體現的是燃機電廠固定資產投資成本部分，近些年隨著燃機電廠造價水平下調，相關省份下調了容量電價，相當于降低了補貼力度。電量電價與天然氣價格聯動，但氣電和煤電機制比較類似，并沒有完全市場化，因此這種聯動有時候不能完全彌補發電廠的成本。

    值得注意的是，不僅僅是天然氣，煤炭價格的上漲也影響了火力發電公司的業績。Wind數據顯示，31家火電類A股上市公司中，上半年有5家業績虧損，另有13家業績同比下滑。相比之下，去年同期僅有3家火電上市企業虧損，另有9家業績同比下滑。

    上半年虧損2.73億元的華銀電力在半年報中指出，上半年發電標煤單價同比上漲了165.41元/噸，導致公司營業成本的漲幅大大超過營業收入的漲幅。

    中國煤炭工業協會數據顯示，截至8月13日，年內中國煤炭價格指數（全國綜合）上漲逾36%。期貨市場也屢創新高，自8月中旬至10月11日的短短兩個月內，動力煤活躍合約價格漲幅已逾80%。

    看懂研究院經濟學者王赤坤在接受《證券日報》記者采訪時認為，此次能源價格漲價，疊加了美元超發貶值傳導的大宗商品漲價、能源庫存降低、碳達峰、經濟復蘇對能源需求預期上升和部分商家待價而沽等多方面因素。

    “煤炭價格上漲，導致熱電成本上升。價格上漲的要素集中出現是比較罕見的，市場反應稍顯過大，也注定不會長久。另外，此次能源價格上漲與冬季能源消費高峰的到來時間距離較遠，給政府調控留有足夠的時間，隨著政府調控和產能補充，能源價格上漲的局面將會改變。”王赤坤表示。