煤电强劲复苏，“双碳”付出代价

文 | 华夏能源网

如果说2023年煤电企业的盈利还是“反弹”的话，2024年煤电是真的强劲复苏了，煤电上市公司是赚得盆满钵满。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，近日，五大发电集团旗下旗舰上市公司发布财报，其中，华能集团旗下华能国际净利润101.35亿元，华电集团旗下华电国际净利润57.03亿元，大唐集团旗下大唐发电净利润45.06亿元，国家电投旗下中国电力净利润33.64亿元。

当然，上述五大上市公司的发电业务，都是既有火电又有新能源，因而，煤电是不是强劲复苏还要摘除新能源业务的影响。可喜的是，即使是抛开新能源业务的影响，煤电的盈利在2024年仍是翻天覆地的增长。

相比于2021年、2022年的全行业巨额亏损，煤电重新实现盈利当然是件大好事。然而，煤电强劲复苏也并非是一劳永逸的，更加难弄的问题还在于，煤电强劲复苏背后有着隐秘而又高昂的代价。

不一样的煤电复苏

煤电的真实境况如何，“煤电一哥”华能国际是最具代表性的。截至2024年底，公司可控发电装机容量1.45亿千瓦，其中煤电装机容量为9314万千瓦，风电、太阳能合计3800万千瓦。

2024年，华能国际实现营业收入2455.51亿元，同比下降3.48%；归属于母公司股东的净利润101.35亿元，同比增长20.01%。

值得注意的是，在华能国际101亿元的净利中，煤电增利影响特别巨大。2024年，华能国际煤电利润总额为71.38亿元，同比大增1548%。

而在2023年，华能国际的煤电业务尽管也实现了盈利，但是含金量跟2024年无法同日而语。

2023年，华能国际实现营收2543.97亿元，同比增长3.11%；归母净利润84.46亿元，同比大幅增长214.33%。84.46亿元也不少了，但问题是，煤电盈利占比有多少呢？

华夏能源网注意到，2023年底，在华能国际可控发电装机容量1.36亿千瓦当中中，煤机装机容量为9328万千瓦。然而，这么多的煤电装机盈利仅仅为4.33亿元。这一数字尚不及规模小了很多的气电，气电还贡献了7.77亿元盈利。

2023年，在华能国际的84亿元盈利构成中，风电太阳能占到了80亿元，这也愈显煤电4.33亿元盈利的微不足道。当然，这也是有原因的，华能国际煤电电量逾4000亿度，在总发电量中占比接近85%，这对电力保供功劳甚大。

2023年，华能国际煤电业务仍处在困境之中。华能国际管理层介绍称，上半年，公司部分区域煤电仍处于亏损中，在华能国际23个煤电资产分布区域中，一季度有11个区域亏损，二季度仍有9个区域亏损，包括黑龙江、辽宁、华北、山西、安徽、河南、湖南、湖北和甘肃。

对煤电企业2023年表面上的盈利复苏，中国电力企业联合会首席专家陈宗法一针见血地指出：尽管各大发电央企财报显示已经整体扭亏，但实际上煤电企业并未从根本上摆脱困境。

当时，煤电仍有45%左右的亏损面，而且亏损额巨大；发电边际贡献为负、经营净现金流为负、经营净现金不足支付利息的煤电企业更是比比皆是；累计亏损（特别是2021-2022年的巨额亏损）还没有消化，一些企业严重资不抵债；煤电板块的盈利水平与其在电力行业中的地位、作出的贡献极不匹配。

对比孱弱的2023年，2024年煤电的盈利能力强劲复苏了。华能国际总净利101亿元中，煤电就贡献了71亿元。数字是最直观的证明。

强劲盈利来自哪里？

几乎是贯穿了整个“十四五”的这一波煤电盈亏“过山车”行情，主导力量是燃煤价格。

2021年，国内煤炭市场整体趋紧，当年2月底5500大卡动力煤港口价格约570元/吨，3月起价格持续上涨，10月中旬曾一度冲高至历史最高点2600元/吨，较年初上涨近3.6倍，后又在年末回落至793元/吨，但这一价位仍高于国内多数电厂的盈亏平衡线。

在煤价疯涨之下，2021年和2022年电力央企煤电业务分别亏损超千亿元和660亿元。2021年，光是五大发电集团旗舰上市公司，集体亏损就接近300亿元。这当中，华能国际的亏损最触目惊心，2021年和2022年先后亏损102亿元和74亿元。

2024年煤电盈利能力得以彻底复苏，背后最大的原因也还是煤价。

过去两年间，国家高度重视能源安全供应工作。央企充分释放优质煤炭产能，2024年全国原煤产量47.8亿吨；关税减免降低企业进口成本，进口煤供应量创下历史新高。内外两方面作用下，煤炭供应总体稳定。

另外，受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求放缓等因素影响，煤炭消费增速有所放缓。煤炭市场供需形势持续改善，煤炭价格波动下行。全年北方港口5500大卡动力煤年度均价重心在840-860元/吨，同比回落110元/吨左右。

华能国际财报则显示，2024年国内煤炭供需关系不断改善，价格中枢下移，境内火电厂售电单位燃料成本为300.31元/兆瓦时，同比下降8.00%。

财报还显示，华能国际境内营业成本同比减少111.59亿元，降幅5.61%，主要原因是境内燃料成本同比减少138.81亿元，降幅9.40%。

另一个影响煤电盈利的因素是容量电价。但是，容量电价对煤电盈利复苏的影响，不宜过高估计。

2024年之初，中国电力企业联合会首席专家陈宗法曾专门撰文指出，容量电价并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……阶梯状分步实施的方法来推进。而且，容量电价获取资格考核极其严苛，很多燃煤机组根本就拿不到这笔钱。

尽管文件明确每千瓦煤电容量电价330元，但是，“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定”，2024～2025年26个省区为30%左右即每年每千瓦100元，7个省区为50%即每年每千瓦165元，综合平均109元，折合度电2.85分，只占全部固定成本的33%。

复苏代价不容忽视

在煤电盈利能力强劲复苏的同时，两个数字也在引发担忧：一个是煤电的电量占比，一个是煤电的利用小时数。业界之所以关注这两个数字的动态，是因为它们影响着“双碳”目标的实现。

中国实现“双碳”的战略路径，首先就是要在发电领域实现新能源逐步替代煤电。

根据中国电力企业联合会发布的数据，2024年，中国全社会用电量98521亿千瓦时，其中火电发电量62069亿千瓦时，在总电量中的占比仍高达64%左右。新能源方面，风电发电量9968亿千瓦时，太阳能发电量8383亿千瓦时，两者合计占总电量的18.4%。

在“双碳”目标提出的2020年，火电发电量占比是接近70%。应当说，4年时间从70%下降到现如今的64%，是很大的成绩。但同时也应看到，火电总电量占比的下降还是太缓慢，尤其是相比于新能源装机的突飞猛进。

煤电发电量占比下降以及风光新能源发电量占比上升的缓慢，也反应到了火电的利用小时数上面。根据中国电力企业联合会发布的数据，2024年中国火电设备平均利用小时数为4400小时，同比2023年仅降低了76小时。

4400小时的火电利用小时数，就是跟过去比也不低。2013年至2016年，我国火电利用小时数逐年降低，2016年火电平均利用小时数更是降至4165小时，创了50年新低。

为什么火电利用小时数的逐步下降具有重要意义呢？

这是因为，在2030年前后，由于电力保供以及支撑调节新能源的需要，煤电装机都会缓慢增长，但是，为了实现“双碳”目标，需要不断调降煤电的发电量占比，这就意味着煤电的利用小时数必须要逐年下调，同时增强煤电的灵活性改造。

2024年1月份，发改委出台指导意见，要求加强电网调峰储能和智能化调度能力建设。其中，最重要的便是深入开展煤电机组灵活性改造，提出到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。

《“十四五”现代能源体系规划》也提出，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右、电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%—5%。这个灵活性电源也只能是煤电。

然而，煤电灵活性改造还是难以满足快速增长的新能源发展需要。据不完全统计，2023年底全国发电装机容量29.2亿千瓦，其中灵活性电源装机容量约为4.96亿千瓦，灵活性电源占比16.9%，远低于欧美国家的18%—50%，且距离24%的灵活性调节电源目标仍有约2.05亿千瓦的改造缺口。

并且，随着中国风光等新能源装机快速增长，未来，电力系统对灵活性调节电源的需求比例将进一步扩大。按照中国电力规划设计总院测算，2030年—2040年，仅对照24%的目标，灵活性调节电源都存在1.56亿千瓦—2.02亿千瓦的缺口。

煤电利用小时数未能有效调降，反映出煤电灵活性改造进展太缓慢。煤电电量占比下降缓慢，与煤电利用小时数调降缓慢，本质上是一件事，而这件事又影响到“双碳”目标的如期实现。

在煤电盈利强劲复苏后，煤电电量占比以及煤电利用小时数，会不会固化下去？这是业界最不愿意看到的事情，也是实现“双碳”目标的路上，最不应该付出的代价。