特别报道 | 煤电的新难题

随着新能源装机的大量接入，全国电力供需紧张局面得以缓解，传统煤电机组的定位和经营也迎来了新的变化。

文/本刊记者 武魏楠

2024年末到2025年初，或许在大众的视角中，煤电的遭遇并不太好。

2024年11月，路透社报道称中国煤电占全国总发电量的比例有望在今年降至60%以下。而中电联在2025年月发布的《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》称，2025年底我国煤电装机占比将降至三分之一。

诸多数据都显示出，煤电在中国电力系统中的地位似乎在不断下降。但另一面的事实是，煤电的经济效益实实在在地好转了。

以华能国际为例，在经历了2021年和2022年连续两年的巨额亏损之后，2023年的利润实现了巨大增长。尽管截至本文发稿时，2024年年报数据尚未披露。但华能国际2024年前三季度的净利润已经远超2023年的全年利润。

煤电行业盈利回暖趋势正从华能国际向更多企业扩散。2025年1月23日，京能电力发布业绩预告显示，2024年归母净利润预计达15.78亿-19.09亿元，较上年同期（法定披露数据）增长79.73%-117.43%，同比增加7亿-10.31亿元。

同期，华电能源预计实现归母净利润1.24亿元，同比扭亏为盈；赣能股份归母净利润预计为6.65亿-7.65亿元，同比增长35.82%-56.25%，扣非净利润6.42亿-7.42亿元，同比增幅24.12%-43.46%。

作为煤电核心成本项，煤炭价格波动直接影响行业利润。卓创资讯数据显示，2024年国内动力煤市场呈“先抑后扬”走势，全年均价787.94元/吨，较2023年下降90.13元/吨（同比跌幅10.26%），行业煤价中枢整体下移。

煤电发电量比例下降，而同时盈利却又表现良好。这对于同时面对“碳中和”和“保供”两大压力的中国电力行业来说，似乎是一个不错的好消息。

然而2024年年末，广东省却出现了煤电企业联名上书能源局的意外事件。类似的抱团取暖行为在以往的“煤电顶牛”中并不少见。

已经逐渐市场化的煤电，遭遇了什么新问题？

残酷的市场化

10月25日，广东省内11家发电公司联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局致函要求“进一步完善中长期市场机制”。

函中提到目前广东省内电力中长期交易市场价格全面低于火电的发电成本，当前市场机制难以支撑火电发电成本的回收。“主要发电集团亏损面达50%以上。”

为此，这11家发电企业给出了两点建议：1，保障年度中长期合约比例，对用户、售电、发电等主体设置相应年度交易电量比例，具体为，零售用户，固定价格电量比例不低于实际用电量的80%；2，在现货模式下，有序缩小月度市场供需比，推动市场回归理性竞争。

发电集团希望在2025年度以“锁量锁价”方式，锁定更高比例的年度长协。售电公司坚决反对，认为量价齐高的长协将导致亏损风险。

就是10月这场发电侧推动的风波2个月后，广东电力市场在12月迎来了2025年年度交易。根据广东电力交易中心公布的结果，广东省2025年度交易总成交量3410.94亿千瓦时，成交均价391.86厘/千瓦时。

广东目前的燃煤标杆电价为0.453元/千瓦时，全国最高。而以此计算，年度交易均价比标杆电价下降了大约0.06元/千瓦时。

有售电公司人士表示，这一结果比此前预计价格要更低。“一开始的时候大多数人都猜测年度均价会在0.4元/千瓦时以上。”

降低的年度中长期价格，显然受到了更低的现货价格影响。

2024年1至11月，广东省电力市场的实时平均电价为每千瓦时0.3372元。然而，在11月4日至10日的一周里，广东省电力现货的平均价格降至每千瓦时0.3178元，与去年同期相比下降了26.74%。根据广东电力交易中心发布的数据，现货市场甚至出现了低于0.3元每千瓦时的交易价格。

对于售电公司来说，更低的现货价格让它们严重缺乏中长期市场的购买欲望。而对于发电企业来说，能托底的中长期市场出现了严重的供大于求现象。最后的结果就是这样。

那么火电企业所控诉的亏损问题，是否属实呢？

这大概率所言非虚。据《能源》杂志从多个广东电力市场主体处得到的信息，当前的年度长协价格基本可以覆盖火电的边际成本。“但也仅仅够火电的燃料成本了。而火电还必须考虑覆盖固定成本的问题。”有广东电力市场相关人士表示，“目前电厂的主要利润都来自长协，这就要求长协必须覆盖边际成本+固定成本。不到0.4元/千瓦时的价格，对于电厂来说，确实是会造成亏损的问题。”

那现在已经开始实施的容量电价机制，不能解决煤电的固定成本问题吗？根据发改委2023年1501号文，目前容量电价标准全国统一为每年每千瓦330元。2024—2025年，多数地区回收30%固定成本，部分转型较快地区（如新能源高占比省份）回收50%。2026年起，全国回收比例不低于50%。

“30%的固定成本回收在目前的长协价格下，对于电厂并不足够覆盖固定成本。”有广东发电企业相关人士表示。

亏损令人痛心，但不得不承认，广东煤电的遭遇都是市场力这只“无形的手”在操控。或许更值得我们注意的，是为何广东市场电价如此飞速地下跌。

显然，供需环境的剧烈变化是最直接的诱因。

根据中电联2023年至2025年对全国电力供需形势的判断，2023年迎峰度夏时期，南方区域电力供需形势偏紧；迎峰度冬期间，南方区域电力供需偏紧。

而到了2025年，表述就变成了“迎峰度夏时期，南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。”

语言上的微小变化绝非过度解读。

实际上，广东省内的发电能力在过去几年里有了巨大的飞跃。

2024年8月，国际环保组织绿色和平发布根据公开信息统计了最新的煤电核准数据。截至2024年上半年，广东省在“十四五”期间新核准煤电装机数量雄踞全国第一。

截至2023年底，广东燃煤发电装机达到了7241万千瓦，占全省总装机约四成。据不完全统计，2025年，广东省将至少有1000万千瓦煤电机组建成投产，进一步扩大省内发电能力。而广东省在2021年之后核准的这2000多万千瓦煤电机组，将会在“十五五”期间陆续投产。

“分预期来看，南方电网是‘十四五’煤电核准的主要区域之一。”绿色和平东亚气候与能源资深项目主任高雨禾说。

除火电外，其他电源在广东省也持续增长。预计到2025年年末，广东省的燃气发电装机容量将增至5500万千瓦，而核能发电装机容量将增至1854万千瓦。在风能和太阳能等可再生能源领域，广东省累计并网的装机容量已经超过5500万千瓦。截至2024年6月末，广东省的总发电装机容量已经达到2.054亿千瓦。根据规划，到2025年底，广东省的电力装机容量预计将增至2.6亿千瓦。

再加上“西电东送”电量，广东省的电力供给会进一步宽裕。今年5月，由于尚未入夏，广东省电力供给相对宽裕。但与此同时，西南水电已经开始进入丰水期，送来了大量电力。

最终的结果是挤占了省内电源的发电空间，同时外来电价也很低，送端电源经济效益很差。

“目前来看，广东省在‘十五五’期间的发电装机容量增长，加上西电东送，很可能在电力、电量两个方面都超过了省内电力需求。”有发电企业集团战略部门负责人对《能源》杂志记者表示，“除非西电东送出现比较大规模的送电量减少，否则广东省未来几年的供需环境会相对宽松。”

这对广东省内的煤电企业来说，绝对算不上是好消息。但市场的变化从不以人的意志为转移。2021年开始的电力短缺带起的煤电建设热潮，其结果，终究是落在了2025年之后的煤电企业头上。

大小机组分化

9月2日，北京大学能源研究院和山东省热电设计院联合发布报告《基于灵活调峰和稳定供热前提下，山东省30万千瓦级煤电机组优化思路》（以下简称“报告”）。报告探讨了山东30万千瓦级煤机在新形势下的定位、功能。

山东省是中国煤电装机规模最大的省份之一，超1亿千瓦的煤电装机已经是大规模关停小机组之后的结果。仅2024年一年，山东省内就关停了大约300万千瓦的小机组，2025年底之前，预计30万千瓦以下非供热机组将会全部退出。

冰冷数字的背后，是山东作为煤电大省的悠久历史。

在经历了几轮30万千瓦及以下燃煤机组关停之后，山东省保留下来的小机组容量多达30多种，从最小的1500千瓦机组到22.5万千瓦机组，种类可谓是应有尽有。这些容量不一，很多都是翻遍国家标准和教科书都找不到的型号，就是山东煤电发展的一部历史。

作为全国煤电装机第二大省、供电需求第二大省和供热需求第一大省，山东的30万千瓦级煤机情况在全国范围内极具代表性。

截至2023年底，山东省在运煤电机组10644万千瓦（含孤网机组）。从机组容量来看，山东省30万千瓦级机组总共140台，数量占比18.4%，总容量4641.5万千瓦，容量占比43.6%。

从年限上来看，2010年之前投产的机组总计1900多万千瓦，且全部为亚临界机组。而2010年之后投产的机组，1600多万千瓦为亚临界机组，其余都是超临界机组。

2020年，中电联曾发布《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，其中提到煤电机组寿命一般确定为30年。以此时间来计算，山东大约三分之一的30万千瓦级别机组，已经“人过中年”。

尽管煤电机组的极限寿命可以通过良好的运维得到极大地延长。但在“双碳”大背景下，30万千瓦级别机组大概率很难再继续“超期服役”。“超临界机组具有较高的运行经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每KWh煤耗最低仅有255g，较亚临界压力机组煤耗显著降低。”有发电专业人士表示。

在煤电机组已经基本全面市场化的情况下，大小机组的分化问题已经逐渐显现。在电力现货市场正式运行的山东，这一问题更加突出。

“连着一整天都没开机，这情况太常见了，我们都见怪不怪了。”一位来自山东本地、就职于30万机组电厂的工作人员无奈地说道。据深入了解，在山东地区，运营30万千瓦级别机组的业主，主体多为央企发电集团。一位对山东电力行业有着深入了解的相关专家介绍说：“除了央企发电集团，还有少量山东能源集团的并网机组。剩下的基本就是自备电厂机组和孤网机组了。”

值得注意的是，在山东的电源结构中，煤电机组的控制权大多集中在央企发电集团手中。也正因为如此，在特定的市场条件下，央企在电力市场中展现出了较强的市场影响力。

在相同运行环境下，大机组煤耗普遍低于小机组，因此边际成本更低。“如果电力市场竞争白热化，电能量价格竞争到低于小煤机的边际成本，小煤机维持一段时间后，现金流消耗殆尽，自然没有了生机。”上述山东电力市场专家表示。

“目前在电能量市场里，30万千瓦机组在多数情形下主要承担着两种角色。”上述电力行业内的专业人士解释道，“当市场电价处于较低水平时，像30万千瓦这样的小机组，由于其边际成本过高，根本无法实现盈利性发电，只能选择停机。当电力市场的供需关系处于相对宽松状态时，发电集团会从整体利益出发，主动停运一部分作为边际机组的小机组，以此来保障大机组能够维持在一个相对较高的电价水平。”

之所以会出现这样的情况，是因为小机组的边际成本相对更高，如果持续发电，会导致发电企业的净利润大幅降低。因此，在没有大量新能源电量（如风能、太阳能等）进入市场改变市场格局的情况下，那些在市场中具备一定影响力的发电集团，会采取主动停机的策略，以此来确保自身获得更多的收益。“这其实是在现有市场规则下的一种合理策略，从发电集团的整体利益来看，这样做是更有利的。”上述电厂的相关人士补充道，“然而，不可否认的是，这种策略对于小机组自身的发展而言，显然是不太有利的。”

对于小机组来说，无法在电能量市场获得足够收益，就必须开拓供热、供冷、压缩空气等市场。“小机组如果距离城市或工业区距离比较近，要开发多个市场，分摊成本，提高电能量市场的竞争力。”上述业内人士表示，“电力市场里，除了电能量市场，也有辅助服务市场。小机组也有一定的机会。”

不过这些机会对于小机组来说，并不好把握。

2024年8月21日，国家发展改革委办公厅与国家能源局综合司联合印发了《能源重点领域大规模设备更新实施方案》的通知。通知中着重强调，要持续推进节能改造、供热改造以及灵活性改造的“三改联动”工作，进一步降低煤电机组的能耗水平，同时提升机组的灵活调节能力。

根据国家发展改革委和国家能源局此前发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，在“十四五”规划期间，煤电机组节能降碳改造的规模将不低于3.5亿千瓦，供热改造规模力争达到5000万千瓦，而灵活性改造的目标则是完成2亿千瓦。

值得注意的是，参与“三改联动”的不仅仅包括30万千瓦和60万千瓦的机组，就连百万千瓦级别的超超临界机组也在积极推进这一改造工作。以2023年3月为例，国家能源集团江苏泰州公司的2号机组（1000MW）顺利完成了“三改联动”与控制系统“三化”改造项目，并成功进行了首次性能考核试验。该项目不仅是国内首批百万千瓦机组汽轮机通流改造项目，更是行业内首个同时完成“三改联动”和控制系统“三化”改造的项目。改造完成后，该机组供热能力显著提升，每小时增加150吨，达到了每小时500吨的水平；调峰深度最低可降至20%，并且能够实现自并网起全负荷脱硝，其综合能源服务能力和辅助新能源消纳能力都得到了大幅增强。

对于当前的电力市场格局，一位业内人士指出：“小机组在市场中本就面临着份额有限的困境，而且还要与众多参与者竞争。发电集团显然已经意识到了30万千瓦机组在发展上存在的局限性，因此才会在市场中采取相应的策略。”

变化的煤电？

2月13日，能源与清洁空气研究中心和全球能源监测发布了2024年下半年中国煤炭项目半年回顾。该评估发现，2024年中国共核准了66.7GW的新增燃煤发电项目。这一数字较往年有所下降，但比2024年上半年的低迷有所增加。

国际环保组织绿色和平也在长期观测中国煤电核准。根据绿色和平的统计，2024年上半年中国新增核准煤电装机大约1034万千瓦（10.34GW）。

不同组织对于中国新增煤电核准数据的统计并不完全相同。CREA统计2023年和2022年中国新增煤电核准分别为117GW和146GW。而绿色和平统计数据分别为106GW和90GW。

不过可以明显看出，中国在经历了2022和2023年新增煤电核准热潮之后，建设煤电的速度开始逐渐放缓。

2024年以来，国家能源局多次强调“严控煤电新增规模”，并在《“十四五”现代能源体系规划》中提出“煤电装机占比到2025年降至33%”的目标。这一政策导向直接推动了煤电核准的降温。

2024年12月，天富能源发布公告，称收到控股股东中新建电力集团有限责任公司转来的新疆生产建设兵团发改委的通知，对原核准在兵团第七市、第八师区域新增煤电项目，即中新建电力集团有限责任公司所属锦龙2×66万千瓦煤电项目、天富4×66万千瓦煤电项目选址进行优化调整，为确保新能源项目可靠消纳，保持合理利用率，暂缓新增6×66万千瓦煤电配套新能源项目建设相关工作，待煤电项目选址及电网接入方案确定后再行启动。

即便如此，在进入2026年——也即“十五五”时期——之后，会有大量煤电新增装机投产。“从供需的角度来看，煤电机组的大量投产，会让整体供需形势得到一定的缓解。”电力行业研究人员表示。

高雨禾指出，根据中电联数据显示，2024年全国统调最高用电负荷为14.5亿千瓦，而2024年中国电力装机总量高达33.5亿千瓦，单是火电装机就有14.4亿千瓦，电力系统不存在容量缺口。此外，从近日国家出台的136号文也可以看出，随着新能源的大规模入市和市场价差进一步拉大，未来煤电的角色定位也将从主要电量提供者转向调节服务转变。

“2025年可再生能源有很大潜力将满足全部社会新增用电需求。换句话说，2025年‘能源保供’是否可以佐证核准或新建煤电项目的合理性需要进一步严格审慎的评估。”

然而，不同省份的电力供需形势存在着很大的差异。以浙江为例，据《能源》杂志了解，其“十四五”期间新增核准煤电项目超过2000万千瓦。“预计2025年开始，浙江省内电力供需偏紧的情况会得到改善。”浙江电力行业相关人士表示，“不过在十五五后期，可能电力供需偏紧的情况会再次出现。”

东部经济发达的用电大省浙江遭遇的是煤电大规模建设潮后的一种情况。而处于西部的云南可能又会面临另一种不同的境遇。

与西北部省份不同，云南省是水电清洁能源大省。在“十三五”期间（2016—2020年），云南省通过大力吸引铝、硅等高耗能产业落户，有效拉动了全省用电需求的快速增长。

云南通过“直购电”“增量配电网”等政策，为电解铝、多晶硅等企业提供优惠电价，显著低于中东部地区的工业电价水平。

2020年，仅文山州电解铝产能即达343万吨，年用电量超过400亿千瓦时，占全省工业用电量的20%以上。

然而和用电负荷的高速增长相比，云南省发电装机容量却没有明显地增加，尤其是火电装机在2023年相比2020年还有了明显的下降。水电装机仅增加了不到600万千瓦，这还包括了大量的外送电装机容量，不能落地云南省内。

截至2024年底，云南省电源总装机容量超1.5亿千瓦，其中，可再生能源装机超1.3亿千瓦，规模居全国第一位，水电装机增至8360.36万千瓦时，规模跃居全国第二位。全省新能源装机已突破5000万千瓦，占统调发电装机比例达36%，光伏、风电装机均超过火电装机，成为云南第二、第三大电源。

不过新能源的一片欣欣向荣，并不能解决云南电力供给的问题。2022年，云南的煤电机组发电量仅357亿千瓦时，利用小时数仅为2858小时，远低于全国平均水平。而到了2023年风云突变。云南省能监办曾发文，2023年，云南省1080万千瓦煤电机组100%开机，利用小时数突破4800小时，为近10年最好水平。

过高的火电利用小时数，恰恰说明云南电力供给偏紧。昆明电力交易中心的预测指出2024年云南丰紧枯缺、电力电量双缺，预计全年电量缺口约270亿千瓦时，最大电力缺口达750万千瓦。

不难看出，即便是在全国范围内电力供需逐渐缓解的大背景下，各省不同的地域特征和省情都会让煤电面临着不同的难题。而随着发改委136号文的推出，煤电在电力市场上又将面对新的挑战。

2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，也即136号文。文件要求推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源发电进入发展的新阶段。

这一政策将加速新能源与传统煤电在电力市场（尤其是电能量市场）中的直接竞争。由于新能源边际成本低（尤其是风光发电），其市场报价可能长期低于煤电，导致煤电在电能量市场中份额被挤压，电价水平承压。

未来火电行业的运行模式将呈现显著结构性转变：在新能源装机规模持续扩张与电力市场化改革深化的双重驱动下，火电机组利用小时数预计呈现系统性下行趋势。其核心功能将逐步由传统“电量型电源”向“系统托底型电源”转型，重点承担电力容量保障、深度调峰及快速响应等电网支撑服务，从而构建新型电力系统的安全冗余。

在供热经济性层面，新能源出力高峰时段的大发特性将导致电力现货市场电价深度承压。在此背景下，热电联产机组“以热定电”刚性运行模式面临严峻挑战——受供热需求约束的发电量将被动参与市场出清，可能以低于变动成本的边际电价结算，形成“发一度电亏一度钱”的经营困境。这暴露出当前电力市场单一电量竞价机制的局限性，亟须通过容量成本回收机制、辅助服务价值显性化等制度设计，构建涵盖电能量、容量、调节等多维度的市场化补偿体系，保障火电企业在新型电力系统生态中的可持续发展能力。

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