资料显示，嘉泽转债信用级别为“AA”，债券期限6年（第一年0.3%，第二年0.5%，第三年1.0%，第四年1.5%，第五年1.8%，第六年2.0%。），对应正股名嘉泽新能，正股最新价为2.97元，转股开始日为2021年3月1日，转股价为3.17元。
资料显示，核建转债信用级别为“AAA”，债券期限6年（第一年为0.2%、第二年为0.4%、第三年为1.0%、第四年为1.5%、第五年为1.8%、第六年为2.0%。），对应正股名中国核建，正股最新价为7.99元，转股开始日为2019年10月14日，转股价为9.21元。
能源供应既要安全稳定，又要清洁高效。双重目标之下，作为电力“压舱石”的煤电企业正在迎来越发严苛的绿色发展要求。
7月21日发布的《中共中央关于进一步全面深化改革 股票多少钱可以加杠杆推进中国式现代化的决定》提出，健全绿色低碳发展机制，加快规划建设新型能源体系，并特别提到“健全煤炭清洁高效利用机制”。
在此之前，更细化的路线图已经陆续颁布。7月中旬，国家发改委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》（下称“行动方案”）。对标天然气发电机组碳排放水平，行动方案明确了分阶段推进煤电低碳化改造建设的主要目标，并对煤电低碳化改造建设的项目布局、机组条件、降碳效果等作出具体要求。
“这几年煤电的排放门槛一直不断往上提。不管是我们的建设压力还是资金压力都比较大，好像改造的速度永远追不上新规出台的速度。现在集团新投产的煤电机组几乎都是超超临界发电，能够有效减少后期改造成本。那些已经投产的高供电煤耗的机组，我们也在测算剩余使用寿命等因素，决定淘汰还是继续改造。”西南某地方能源企业人士对第一财经记者称。
多位煤电行业人士认为，尽管当前受益于煤炭价格“稳中有降”，但是考虑到未来煤炭价格仍然存在不确定性，同时上网电价有所下降，煤电的低碳化发展依然需要更多稳定的政策预期和资金支持。
煤电盈利修复，但上网电价下降
今年上半年，多家证券公司抬高了煤电企业的推荐评级，而在年中的业绩预告中，多数煤电企业也交出了较为理想的答卷。
据第一财经记者不完全统计，近期17家主营煤电业务的上市公司披露的业绩预告中，14家企业上半年预期实现盈利。其中，除了拥有大量煤炭业务的中国神华以外，其余13家预期实现盈利的煤电企业盈利能力均有提升。
大唐发电(00991.HK)公告称，今年上半年公司净利润为约人民币28亿~34亿元，同比增加约85%~124%。在公告中，该公司将业绩预增的主要原因归结为：一是燃料价格同比下降，公司火电燃料成本同比降低；二是本期水电来水情况持续改善，公司绿色低碳转型取得成效，新能源装机体量不断增大，清洁能源发电量同比增加。
“火电燃料成本下降”和“清洁能源发电量增加”几乎成为上述公司半年业绩大面积报喜的主要归因，而这也是贯穿去年多数煤电企业财报扭亏的两大关键词。不过，这并不意味着煤电板块已经实现高额盈利。尽管上述公司的具体财务报表尚未公布，但有数位行业人士告诉记者，煤电板块的收益并不如外界预期的那么红火，收支持平是常态，贡献绝大多数利润的仍是新能源板块。
值得注意的是，今年起实施的煤电“两部制”电价机制改革曾令业界为之一振，但多位业界人士称，想要吃上容量电价（按照运行中的最大需求量计算，与实际用电量无关）的“低保”条件较为苛刻，对于业绩改善帮助并不显著。与此同时，近期公布的半年度上网电量完成情况中，电量电价（按照实际消耗的电量计算）的变化整体呈现下行趋势。
大唐发电公告称，截至今年上半年，公司平均上网电价为462.74元/兆瓦时（含税），同比下降约4.70%。华能国际(600011.SH)公告称，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为498.7元/兆瓦时，同比下降3.21%。
某大型电力央企内部人士对第一财经记者称，上网电价下行背后存在多重因素：一是煤电机组的上网电价降低；二是因为煤机电价下降，导致以此对标的新能源市场化电价也下降；三是今年水力发电占比提高导致结构性影响。
今年雨水较往年更丰沛，水力发电占比增高拉低上网电价不难理解。但今年煤电上网电价为何表现出普降的行情？
多位电力行业人士告诉第一财经记者，今年年初容量电价改革出台之后，许多省份表示既然新增了容量电价，那么电量电价就要降低，降幅在每度电1到6分钱之间。西南某地方能源企业人士表示，电价改革后上网电价降幅在1分钱左右，煤电板块收益没有明显变化。但有东部地区企业表示，按照每度电上网电价5到6分钱的降幅，煤电板块收入不如以前。
“举个例子，某个地方正常来说煤机要降两分钱一度电，容量电价大概能拿回两分钱一度电，我们整体收入就能跟以前持平。但是有的地方砍价比较狠，要求我们把电量电价降得很大，容量电价根本拿不回那么多，这就相当于变相调价了。地方的目的可能在于降低终端电价、刺激经济，但是没有考虑到我们煤电应有的合理收益和亏损情况。”上述电企内部人士称。
多位电力行业人士提出，今年初执行的煤电“两部制”价格改革，更像是一次煤电收入的结构性改革。尽管容量电价有所新增，但是电量电价有所下调，整体而言收入预期并未明显增长。
企业呼吁多方破解改造难题
面对过去数年在亏损线挣扎、未来盈利并不乐观的收支形势，许多煤电企业在逐年抬高的改造要求面前，显得有些被动。多家煤电企业人士对记者表示，希望在资金来源和改造收益方面获得更多政策的倾斜。
北京绿色金融与可持续发展研究院院长马骏此前在接受第一财经记者采访时表示，传统的绿色金融资源大部分支持的是纯绿或接近纯绿的经济活动，比如新能源、电动车和电池等碳排放量较低的项目。然而，对于煤电等传统的高碳行业而言，绿色金融目录中容纳的转型类经济活动并不充分。
“在当前金融体系下，即使某些高碳企业有转型意愿和可行的转型计划，也很难获得向低碳转型所必要的资金支持。为了弥补绿色金融对高碳企业支持不足的缺陷，转型金融的概念应运而生。在双碳目标下，应对全球气候变化，完善转型金融框架从而推动高碳行业向低碳的有序转型是十分必要的。”马骏称。
第一财经记者注意到，“加大资金支持”亦是行动方案的一大重点。文件强调，要发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对纳入国家煤电低碳化改造建设清单的项目给予阶段性支持。鼓励符合条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。
“我们非常期待这些政策能够进一步落实。经历连续几年的亏损以后，很多煤电企业已经到了资不抵债的境地，只能寄希望于母公司担保贷款等方式获得贷款，但是利率很高。除了降低投融资的难度，我们也希望政策能让煤电企业看到低碳改造带来的实实在在的好处，才能提高改造的主动性和积极性。”一位煤电企业人士称。
第一财经记者在采访中了解到，当前煤电企业“容易改”“见效快”的项目大多已经完成，剩下的都是投资金额高、实施难度也较大的项目。然而，改造以后的经济收入却没有明显增长预期，因此许多项目甚至难以通过集团的立项审批。
同时还有煤电人士表示，当前环保和低碳指标更新较快，机组的改造往往跟不上指标要求的变化。改造项目的可研论证、改造实施、调试运行、成果验收周期较长，往往刚投入巨资完成一轮改造没多久，部分指标已不符合最新的节能政策要求，从而陷入重复投资、项目亏损的尴尬境地。
一位国际能源组织项目人士对第一财经记者介绍，从欧洲等国煤电清洁转型的经验来看，转型的首要前提是要有充足的资金，包括专项资金和金融政策，为公正转型提供最基本的支持。其次是科研发展，促进有关技术的升级优化和设备迭代。此外，协调好能源转型中的利益相关方，包括当地的产业工人和研究学者，也是不能忽视的一个重点。
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马晨晨
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