文 | 華夏能源網

如果說2023年煤電企業的盈利還是“反彈”的話，2024年煤電是真的強勁復蘇了，煤電上市公司是賺得盆滿缽滿。

華夏能源網（公眾號hxny3060）注意到，近日，五大發電集團旗下旗艦上市公司發布財報，其中，華能集團旗下華能國際凈利潤101.35億元，華電集團旗下華電國際凈利潤57.03億元，大唐集團旗下大唐發電凈利潤45.06億元，國家電投旗下中國電力凈利潤33.64億元。

當然，上述五大上市公司的發電業務，都是既有火電又有新能源，因而，煤電是不是強勁復蘇還要摘除新能源業務的影響。可喜的是，即使是拋開新能源業務的影響，煤電的盈利在2024年仍是翻天覆地的增長。

相比于2021年、2022年的全行業巨額虧損，煤電重新實現盈利當然是件大好事。然而，煤電強勁復蘇也并非是一勞永逸的，更加難弄的問題還在于，煤電強勁復蘇背后有著隱秘而又高昂的代價。

不一樣的煤電復蘇

煤電的真實境況如何，“煤電一哥”華能國際是最具代表性的。截至2024年底，公司可控發電裝機容量1.45億千瓦，其中煤電裝機容量為9314萬千瓦，風電、太陽能合計3800萬千瓦。

2024年，華能國際實現營業收入2455.51億元，同比下降3.48%；歸屬于母公司股東的凈利潤101.35億元，同比增長20.01%。

值得注意的是，在華能國際101億元的凈利中，煤電增利影響特別巨大。2024年，華能國際煤電利潤總額為71.38億元，同比大增1548%。

而在2023年，華能國際的煤電業務盡管也實現了盈利，但是含金量跟2024年無法同日而語。

2023年，華能國際實現營收2543.97億元，同比增長3.11%；歸母凈利潤84.46億元，同比大幅增長214.33%。84.46億元也不少了，但問題是，煤電盈利占比有多少呢？

華夏能源網注意到，2023年底，在華能國際可控發電裝機容量1.36億千瓦當中中，煤機裝機容量為9328萬千瓦。然而，這么多的煤電裝機盈利僅僅為4.33億元。這一數字尚不及規模小了很多的氣電，氣電還貢獻了7.77億元盈利。

2023年，在華能國際的84億元盈利構成中，風電太陽能占到了80億元，這也愈顯煤電4.33億元盈利的微不足道。當然，這也是有原因的，華能國際煤電電量逾4000億度，在總發電量中占比接近85%，這對電力保供功勞甚大。

2023年，華能國際煤電業務仍處在困境之中。華能國際管理層介紹稱，上半年，公司部分區域煤電仍處于虧損中，在華能國際23個煤電資產分布區域中，一季度有11個區域虧損，二季度仍有9個區域虧損，包括黑龍江、遼寧、華北、山西、安徽、河南、湖南、湖北和甘肅。

對煤電企業2023年表面上的盈利復蘇，中國電力企業聯合會首席專家陳宗法一針見血地指出：盡管各大發電央企財報顯示已經整體扭虧，但實際上煤電企業并未從根本上擺脫困境。

當時，煤電仍有45%左右的虧損面，而且虧損額巨大；發電邊際貢獻為負、經營凈現金流為負、經營凈現金不足支付利息的煤電企業更是比比皆是；累計虧損（特別是2021-2022年的巨額虧損）還沒有消化，一些企業嚴重資不抵債；煤電板塊的盈利水平與其在電力行業中的地位、作出的貢獻極不匹配。

對比孱弱的2023年，2024年煤電的盈利能力強勁復蘇了。華能國際總凈利101億元中，煤電就貢獻了71億元。數字是最直觀的證明。

強勁盈利來自哪里？

幾乎是貫穿了整個“十四五”的這一波煤電盈虧“過山車”行情，主導力量是燃煤價格。

2021年，國內煤炭市場整體趨緊，當年2月底5500大卡動力煤港口價格約570元/噸，3月起價格持續上漲，10月中旬曾一度沖高至歷史最高點2600元/噸，較年初上漲近3.6倍，后又在年末回落至793元/噸，但這一價位仍高于國內多數電廠的盈虧平衡線。

在煤價瘋漲之下，2021年和2022年電力央企煤電業務分別虧損超千億元和660億元。2021年，光是五大發電集團旗艦上市公司，集體虧損就接近300億元。這當中，華能國際的虧損最觸目驚心，2021年和2022年先后虧損102億元和74億元。

2024年煤電盈利能力得以徹底復蘇，背后最大的原因也還是煤價。

過去兩年間，國家高度重視能源安全供應工作。央企充分釋放優質煤炭產能，2024年全國原煤產量47.8億噸；關稅減免降低企業進口成本，進口煤供應量創下歷史新高。內外兩方面作用下，煤炭供應總體穩定。

另外，受綠色低碳轉型推動、傳統非電行業需求放緩等因素影響，煤炭消費增速有所放緩。煤炭市場供需形勢持續改善，煤炭價格波動下行。全年北方港口5500大卡動力煤年度均價重心在840-860元/噸，同比回落110元/噸左右。

華能國際財報則顯示，2024年國內煤炭供需關系不斷改善，價格中樞下移，境內火電廠售電單位燃料成本為300.31元/兆瓦時，同比下降8.00%。

財報還顯示，華能國際境內營業成本同比減少111.59億元，降幅5.61%，主要原因是境內燃料成本同比減少138.81億元，降幅9.40%。

另一個影響煤電盈利的因素是容量電價。但是，容量電價對煤電盈利復蘇的影響，不宜過高估計。

2024年之初，中國電力企業聯合會首席專家陳宗法曾專門撰文指出，容量電價并不是一步到位，而是按照30%、50%、70%……階梯狀分步實施的方法來推進。而且，容量電價獲取資格考核極其嚴苛，很多燃煤機組根本就拿不到這筆錢。

盡管文件明確每千瓦煤電容量電價330元，但是，“煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定”，2024～2025年26個省區為30%左右即每年每千瓦100元，7個省區為50%即每年每千瓦165元，綜合平均109元，折合度電2.85分，只占全部固定成本的33%。

復蘇代價不容忽視

在煤電盈利能力強勁復蘇的同時，兩個數字也在引發擔憂：一個是煤電的電量占比，一個是煤電的利用小時數。業界之所以關注這兩個數字的動態，是因為它們影響著“雙碳”目標的實現。

中國實現“雙碳”的戰略路徑，首先就是要在發電領域實現新能源逐步替代煤電。

根據中國電力企業聯合會發布的數據，2024年，中國全社會用電量98521億千瓦時，其中火電發電量62069億千瓦時，在總電量中的占比仍高達64%左右。新能源方面，風電發電量9968億千瓦時，太陽能發電量8383億千瓦時，兩者合計占總電量的18.4%。

在“雙碳”目標提出的2020年，火電發電量占比是接近70%。應當說，4年時間從70%下降到現如今的64%，是很大的成績。但同時也應看到，火電總電量占比的下降還是太緩慢，尤其是相比于新能源裝機的突飛猛進。

煤電發電量占比下降以及風光新能源發電量占比上升的緩慢，也反應到了火電的利用小時數上面。根據中國電力企業聯合會發布的數據，2024年中國火電設備平均利用小時數為4400小時，同比2023年僅降低了76小時。

4400小時的火電利用小時數，就是跟過去比也不低。2013年至2016年，我國火電利用小時數逐年降低，2016年火電平均利用小時數更是降至4165小時，創了50年新低。

為什么火電利用小時數的逐步下降具有重要意義呢？

這是因為，在2030年前后，由于電力保供以及支撐調節新能源的需要，煤電裝機都會緩慢增長，但是，為了實現“雙碳”目標，需要不斷調降煤電的發電量占比，這就意味著煤電的利用小時數必須要逐年下調，同時增強煤電的靈活性改造。

2024年1月份，發改委出臺指導意見，要求加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設。其中，最重要的便是深入開展煤電機組靈活性改造，提出到2027年存量煤電機組實現“應改盡改”。

《“十四五”現代能源體系規劃》也提出，到2025年，靈活調節電源占比達到24%左右、電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3%—5%。這個靈活性電源也只能是煤電。

然而，煤電靈活性改造還是難以滿足快速增長的新能源發展需要。據不完全統計，2023年底全國發電裝機容量29.2億千瓦，其中靈活性電源裝機容量約為4.96億千瓦，靈活性電源占比16.9%，遠低于歐美國家的18%—50%，且距離24%的靈活性調節電源目標仍有約2.05億千瓦的改造缺口。

并且，隨著中國風光等新能源裝機快速增長，未來，電力系統對靈活性調節電源的需求比例將進一步擴大。按照中國電力規劃設計總院測算，2030年—2040年，僅對照24%的目標，靈活性調節電源都存在1.56億千瓦—2.02億千瓦的缺口。

煤電利用小時數未能有效調降，反映出煤電靈活性改造進展太緩慢。煤電電量占比下降緩慢，與煤電利用小時數調降緩慢，本質上是一件事，而這件事又影響到“雙碳”目標的如期實現。

在煤電盈利強勁復蘇后，煤電電量占比以及煤電利用小時數，會不會固化下去？這是業界最不愿意看到的事情，也是實現“雙碳”目標的路上，最不應該付出的代價。