煤電的新難題
2024年末到2025年初，或許在大衆的視角中，煤電的遭遇並不太好。
2024年11月，路透社報道稱中國煤電佔全國總發電量的比例有望在今年降至60%以下。而中電聯在2025年月發布的《2024—2025年度全國電力供需形勢分析預測報告》稱，2025年底我國煤電裝機佔比將降至三分之一。
諸多數據都顯示出，煤電在中國電力系統中的地位似乎在不斷下降。但另一面的事實是，煤電的經濟效益實實在在地好轉了。
以華能國際爲例，在經歷了2021年和2022年連續兩年的巨額虧損之後，2023年的利潤實現了巨大增長。盡管截至本文發稿時，2024年年報數據尚未披露。但華能國際2024年前三季度的淨利潤已經遠超2023年的全年利潤。
煤電行業盈利回暖趨勢正從華能國際向更多企業擴散。2025年1月23日，京能電力發布業績預告顯示，2024年歸母淨利潤預計達15.78億-19.09億元，較上年同期（法定披露數據）增長79.73%-117.43%，同比增加7億-10.31億元。
同期，華電能源預計實現歸母淨利潤1.24億元，同比扭虧爲盈；贛能股份歸母淨利潤預計爲6.65億-7.65億元，同比增長35.82%-56.25%，扣非淨利潤6.42億-7.42億元，同比增幅24.12%-43.46%。
作爲煤電核心成本項，煤炭價格波動直接影響行業利潤。卓創資訊數據顯示，2024年國內動力煤市場呈“先抑後揚”走勢，全年均價787.94元/噸，較2023年下降90.13元/噸（同比跌幅10.26%），行業煤價中樞整體下移。
煤電發電量比例下降，而同時盈利卻又表現良好。這對於同時面對“碳中和”和“保供”兩大壓力的中國電力行業來說，似乎是一個不錯的好消息。
然而2024年年末，廣東省卻出現了煤電企業聯名上書能源局的意外事件。類似的抱團取暖行爲在以往的“煤電頂牛”中並不少見。
已經逐漸市場化的煤電，遭遇了什么新問題？
殘酷的市場化
10月25日，廣東省內11家發電公司聯合向廣東省能源局、國家能源局南方監管局致函要求“進一步完善中長期市場機制”。
函中提到目前廣東省內電力中長期交易市場價格全面低於火電的發電成本，當前市場機制難以支撐火電發電成本的回收。“主要發電集團虧損面達50%以上。”
爲此，這11家發電企業給出了兩點建議：1，保障年度中長期合約比例，對用戶、售電、發電等主體設置相應年度交易電量比例，具體爲，零售用戶，固定價格電量比例不低於實際用電量的80%；2，在現貨模式下，有序縮小月度市場供需比，推動市場回歸理性競爭。
發電集團希望在2025年度以“鎖量鎖價”方式，鎖定更高比例的年度長協。售電公司堅決反對，認爲量價齊高的長協將導致虧損風險。
就是10月這場發電側推動的風波2個月後，廣東電力市場在12月迎來了2025年年度交易。根據廣東電力交易中心公布的結果，廣東省2025年度交易總成交量3410.94億千瓦時，成交均價391.86釐/千瓦時。
廣東目前的燃煤標杆電價爲0.453元/千瓦時，全國最高。而以此計算，年度交易均價比標杆電價下降了大約0.06元/千瓦時。
有售電公司人士表示，這一結果比此前預計價格要更低。“一开始的時候大多數人都猜測年度均價會在0.4元/千瓦時以上。”
降低的年度中長期價格，顯然受到了更低的現貨價格影響。
2024年1至11月，廣東省電力市場的實時平均電價爲每千瓦時0.3372元。然而，在11月4日至10日的一周裏，廣東省電力現貨的平均價格降至每千瓦時0.3178元，與去年同期相比下降了26.74%。根據廣東電力交易中心發布的數據，現貨市場甚至出現了低於0.3元每千瓦時的交易價格。
對於售電公司來說，更低的現貨價格讓它們嚴重缺乏中長期市場的購买欲望。而對於發電企業來說，能托底的中長期市場出現了嚴重的供大於求現象。最後的結果就是這樣。
那么火電企業所控訴的虧損問題，是否屬實呢？
這大概率所言非虛。據《能源》雜志從多個廣東電力市場主體處得到的信息，當前的年度長協價格基本可以覆蓋火電的邊際成本。“但也僅僅夠火電的燃料成本了。而火電還必須考慮覆蓋固定成本的問題。”有廣東電力市場相關人士表示，“目前電廠的主要利潤都來自長協，這就要求長協必須覆蓋邊際成本+固定成本。不到0.4元/千瓦時的價格，對於電廠來說，確實是會造成虧損的問題。”
那現在已經开始實施的容量電價機制，不能解決煤電的固定成本問題嗎？根據發改委2023年1501號文，目前容量電價標准全國統一爲每年每千瓦330元。2024—2025年，多數地區回收30%固定成本，部分轉型較快地區（如新能源高佔比省份）回收50%。2026年起，全國回收比例不低於50%。
“30%的固定成本回收在目前的長協價格下，對於電廠並不足夠覆蓋固定成本。”有廣東發電企業相關人士表示。
虧損令人痛心，但不得不承認，廣東煤電的遭遇都是市場力這只“無形的手”在操控。或許更值得我們注意的，是爲何廣東市場電價如此飛速地下跌。
顯然，供需環境的劇烈變化是最直接的誘因。
根據中電聯2023年至2025年對全國電力供需形勢的判斷，2023年迎峰度夏時期，南方區域電力供需形勢偏緊；迎峰度冬期間，南方區域電力供需偏緊。
而到了2025年，表述就變成了“迎峰度夏時期，南方區域中部分省級電網電力供需形勢緊平衡，通過增購外電、最大化跨省跨區支援等措施，電力供需偏緊局勢可得到緩解。迎峰度冬期間，隨着常規電源的進一步投產，電力供需形勢改善。”
語言上的微小變化絕非過度解讀。
實際上，廣東省內的發電能力在過去幾年裏有了巨大的飛躍。
2024年8月，國際環保組織綠色和平發布根據公开信息統計了最新的煤電核准數據。截至2024年上半年，廣東省在“十四五”期間新核准煤電裝機數量雄踞全國第一。
截至2023年底，廣東燃煤發電裝機達到了7241萬千瓦，佔全省總裝機約四成。據不完全統計，2025年，廣東省將至少有1000萬千瓦煤電機組建成投產，進一步擴大省內發電能力。而廣東省在2021年之後核准的這2000多萬千瓦煤電機組，將會在“十五五”期間陸續投產。
“分預期來看，南方電網是‘十四五’煤電核准的主要區域之一。”綠色和平東亞氣候與能源資深項目主任高雨禾說。
除火電外，其他電源在廣東省也持續增長。預計到2025年年末，廣東省的燃氣發電裝機容量將增至5500萬千瓦，而核能發電裝機容量將增至1854萬千瓦。在風能和太陽能等可再生能源領域，廣東省累計並網的裝機容量已經超過5500萬千瓦。截至2024年6月末，廣東省的總發電裝機容量已經達到2.054億千瓦。根據規劃，到2025年底，廣東省的電力裝機容量預計將增至2.6億千瓦。
再加上“西電東送”電量，廣東省的電力供給會進一步寬裕。今年5月，由於尚未入夏，廣東省電力供給相對寬裕。但與此同時，西南水電已經开始進入豐水期，送來了大量電力。
最終的結果是擠佔了省內電源的發電空間，同時外來電價也很低，送端電源經濟效益很差。
“目前來看，廣東省在‘十五五’期間的發電裝機容量增長，加上西電東送，很可能在電力、電量兩個方面都超過了省內電力需求。”有發電企業集團战略部門負責人對《能源》雜志記者表示，“除非西電東送出現比較大規模的送電量減少，否則廣東省未來幾年的供需環境會相對寬松。”
這對廣東省內的煤電企業來說，絕對算不上是好消息。但市場的變化從不以人的意志爲轉移。2021年开始的電力短缺帶起的煤電建設熱潮，其結果，終究是落在了2025年之後的煤電企業頭上。
大小機組分化
9月2日，北京大學能源研究院和山東省熱電設計院聯合發布報告《基於靈活調峰和穩定供熱前提下，山東省30萬千瓦級煤電機組優化思路》（以下簡稱“報告”）。報告探討了山東30萬千瓦級煤機在新形勢下的定位、功能。
山東省是中國煤電裝機規模最大的省份之一，超1億千瓦的煤電裝機已經是大規模關停小機組之後的結果。僅2024年一年，山東省內就關停了大約300萬千瓦的小機組，2025年底之前，預計30萬千瓦以下非供熱機組將會全部退出。
冰冷數字的背後，是山東作爲煤電大省的悠久歷史。
在經歷了幾輪30萬千瓦及以下燃煤機組關停之後，山東省保留下來的小機組容量多達30多種，從最小的1500千瓦機組到22.5萬千瓦機組，種類可謂是應有盡有。這些容量不一，很多都是翻遍國家標准和教科書都找不到的型號，就是山東煤電發展的一部歷史。
作爲全國煤電裝機第二大省、供電需求第二大省和供熱需求第一大省，山東的30萬千瓦級煤機情況在全國範圍內極具代表性。
截至2023年底，山東省在運煤電機組10644萬千瓦（含孤網機組）。從機組容量來看，山東省30萬千瓦級機組總共140台，數量佔比18.4%，總容量4641.5萬千瓦，容量佔比43.6%。
從年限上來看，2010年之前投產的機組總計1900多萬千瓦，且全部爲亞臨界機組。而2010年之後投產的機組，1600多萬千瓦爲亞臨界機組，其余都是超臨界機組。
2020年，中電聯曾發布《煤電機組靈活性運行與延壽運行研究》，其中提到煤電機組壽命一般確定爲30年。以此時間來計算，山東大約三分之一的30萬千瓦級別機組，已經“人過中年”。
盡管煤電機組的極限壽命可以通過良好的運維得到極大地延長。但在“雙碳”大背景下，30萬千瓦級別機組大概率很難再繼續“超期服役”。“超臨界機組具有較高的運行經濟性，單台機組發電熱效率最高可達50%，每KWh煤耗最低僅有255g，較亞臨界壓力機組煤耗顯著降低。”有發電專業人士表示。
在煤電機組已經基本全面市場化的情況下，大小機組的分化問題已經逐漸顯現。在電力現貨市場正式運行的山東，這一問題更加突出。
“連着一整天都沒开機，這情況太常見了，我們都見怪不怪了。”一位來自山東本地、就職於30萬機組電廠的工作人員無奈地說道。據深入了解，在山東地區，運營30萬千瓦級別機組的業主，主體多爲央企發電集團。一位對山東電力行業有着深入了解的相關專家介紹說：“除了央企發電集團，還有少量山東能源集團的並網機組。剩下的基本就是自備電廠機組和孤網機組了。”
值得注意的是，在山東的電源結構中，煤電機組的控制權大多集中在央企發電集團手中。也正因爲如此，在特定的市場條件下，央企在電力市場中展現出了較強的市場影響力。
在相同運行環境下，大機組煤耗普遍低於小機組，因此邊際成本更低。“如果電力市場競爭白熱化，電能量價格競爭到低於小煤機的邊際成本，小煤機維持一段時間後，現金流消耗殆盡，自然沒有了生機。”上述山東電力市場專家表示。
“目前在電能量市場裏，30萬千瓦機組在多數情形下主要承擔着兩種角色。”上述電力行業內的專業人士解釋道，“當市場電價處於較低水平時，像30萬千瓦這樣的小機組，由於其邊際成本過高，根本無法實現盈利性發電，只能選擇停機。當電力市場的供需關系處於相對寬松狀態時，發電集團會從整體利益出發，主動停運一部分作爲邊際機組的小機組，以此來保障大機組能夠維持在一個相對較高的電價水平。”
之所以會出現這樣的情況，是因爲小機組的邊際成本相對更高，如果持續發電，會導致發電企業的淨利潤大幅降低。因此，在沒有大量新能源電量（如風能、太陽能等）進入市場改變市場格局的情況下，那些在市場中具備一定影響力的發電集團，會採取主動停機的策略，以此來確保自身獲得更多的收益。“這其實是在現有市場規則下的一種合理策略，從發電集團的整體利益來看，這樣做是更有利的。”上述電廠的相關人士補充道，“然而，不可否認的是，這種策略對於小機組自身的發展而言，顯然是不太有利的。”
對於小機組來說，無法在電能量市場獲得足夠收益，就必須开拓供熱、供冷、壓縮空氣等市場。“小機組如果距離城市或工業區距離比較近，要开發多個市場，分攤成本，提高電能量市場的競爭力。”上述業內人士表示，“電力市場裏，除了電能量市場，也有輔助服務市場。小機組也有一定的機會。”
不過這些機會對於小機組來說，並不好把握。
2024年8月21日，國家發展改革委辦公廳與國家能源局綜合司聯合印發了《能源重點領域大規模設備更新實施方案》的通知。通知中着重強調，要持續推進節能改造、供熱改造以及靈活性改造的“三改聯動”工作，進一步降低煤電機組的能耗水平，同時提升機組的靈活調節能力。
根據國家發展改革委和國家能源局此前發布的《關於开展全國煤電機組改造升級的通知》，在“十四五”規劃期間，煤電機組節能降碳改造的規模將不低於3.5億千瓦，供熱改造規模力爭達到5000萬千瓦，而靈活性改造的目標則是完成2億千瓦。
值得注意的是，參與“三改聯動”的不僅僅包括30萬千瓦和60萬千瓦的機組，就連百萬千瓦級別的超超臨界機組也在積極推進這一改造工作。以2023年3月爲例，國家能源集團江蘇泰州公司的2號機組（1000MW）順利完成了“三改聯動”與控制系統“三化”改造項目，並成功進行了首次性能考核試驗。該項目不僅是國內首批百萬千瓦機組汽輪機通流改造項目，更是行業內首個同時完成“三改聯動”和控制系統“三化”改造的項目。改造完成後，該機組供熱能力顯著提升，每小時增加150噸，達到了每小時500噸的水平；調峰深度最低可降至20%，並且能夠實現自並網起全負荷脫硝，其綜合能源服務能力和輔助新能源消納能力都得到了大幅增強。
對於當前的電力市場格局，一位業內人士指出：“小機組在市場中本就面臨着份額有限的困境，而且還要與衆多參與者競爭。發電集團顯然已經意識到了30萬千瓦機組在發展上存在的局限性，因此才會在市場中採取相應的策略。”
變化的煤電？
2月13日，能源與清潔空氣研究中心和全球能源監測發布了2024年下半年中國煤炭項目半年回顧。該評估發現，2024年中國共核准了66.7GW的新增燃煤發電項目。這一數字較往年有所下降，但比2024年上半年的低迷有所增加。
國際環保組織綠色和平也在長期觀測中國煤電核准。根據綠色和平的統計，2024年上半年中國新增核准煤電裝機大約1034萬千瓦（10.34GW）。
不同組織對於中國新增煤電核准數據的統計並不完全相同。CREA統計2023年和2022年中國新增煤電核准分別爲117GW和146GW。而綠色和平統計數據分別爲106GW和90GW。
不過可以明顯看出，中國在經歷了2022和2023年新增煤電核准熱潮之後，建設煤電的速度开始逐漸放緩。
2024年以來，國家能源局多次強調“嚴控煤電新增規模”，並在《“十四五”現代能源體系規劃》中提出“煤電裝機佔比到2025年降至33%”的目標。這一政策導向直接推動了煤電核准的降溫。
2024年12月，天富能源發布公告，稱收到控股股東中新建電力集團有限責任公司轉來的新疆生產建設兵團發改委的通知，對原核准在兵團第七市、第八師區域新增煤電項目，即中新建電力集團有限責任公司所屬錦龍2×66萬千瓦煤電項目、天富4×66萬千瓦煤電項目選址進行優化調整，爲確保新能源項目可靠消納，保持合理利用率，暫緩新增6×66萬千瓦煤電配套新能源項目建設相關工作，待煤電項目選址及電網接入方案確定後再行啓動。
即便如此，在進入2026年——也即“十五五”時期——之後，會有大量煤電新增裝機投產。“從供需的角度來看，煤電機組的大量投產，會讓整體供需形勢得到一定的緩解。”電力行業研究人員表示。
高雨禾指出，根據中電聯數據顯示，2024年全國統調最高用電負荷爲14.5億千瓦，而2024年中國電力裝機總量高達33.5億千瓦，單是火電裝機就有14.4億千瓦，電力系統不存在容量缺口。此外，從近日國家出台的136號文也可以看出，隨着新能源的大規模入市和市場價差進一步拉大，未來煤電的角色定位也將從主要電量提供者轉向調節服務轉變。
“2025年可再生能源有很大潛力將滿足全部社會新增用電需求。換句話說，2025年‘能源保供’是否可以佐證核准或新建煤電項目的合理性需要進一步嚴格審慎的評估。”
然而，不同省份的電力供需形勢存在着很大的差異。以浙江爲例，據《能源》雜志了解，其“十四五”期間新增核准煤電項目超過2000萬千瓦。“預計2025年开始，浙江省內電力供需偏緊的情況會得到改善。”浙江電力行業相關人士表示，“不過在十五五後期，可能電力供需偏緊的情況會再次出現。”
東部經濟發達的用電大省浙江遭遇的是煤電大規模建設潮後的一種情況。而處於西部的雲南可能又會面臨另一種不同的境遇。
與西北部省份不同，雲南省是水電清潔能源大省。在“十三五”期間（2016—2020年），雲南省通過大力吸引鋁、硅等高耗能產業落戶，有效拉動了全省用電需求的快速增長。
雲南通過“直購電”“增量配電網”等政策，爲電解鋁、多晶硅等企業提供優惠電價，顯著低於中東部地區的工業電價水平。
2020年，僅文山州電解鋁產能即達343萬噸，年用電量超過400億千瓦時，佔全省工業用電量的20%以上。
然而和用電負荷的高速增長相比，雲南省發電裝機容量卻沒有明顯地增加，尤其是火電裝機在2023年相比2020年還有了明顯的下降。水電裝機僅增加了不到600萬千瓦，這還包括了大量的外送電裝機容量，不能落地雲南省內。
截至2024年底，雲南省電源總裝機容量超1.5億千瓦，其中，可再生能源裝機超1.3億千瓦，規模居全國第一位，水電裝機增至8360.36萬千瓦時，規模躍居全國第二位。全省新能源裝機已突破5000萬千瓦，佔統調發電裝機比例達36%，光伏、風電裝機均超過火電裝機，成爲雲南第二、第三大電源。
不過新能源的一片欣欣向榮，並不能解決雲南電力供給的問題。2022年，雲南的煤電機組發電量僅357億千瓦時，利用小時數僅爲2858小時，遠低於全國平均水平。而到了2023年風雲突變。雲南省能監辦曾發文，2023年，雲南省1080萬千瓦煤電機組100%开機，利用小時數突破4800小時，爲近10年最好水平。
過高的火電利用小時數，恰恰說明雲南電力供給偏緊。昆明電力交易中心的預測指出2024年雲南豐緊枯缺、電力電量雙缺，預計全年電量缺口約270億千瓦時，最大電力缺口達750萬千瓦。
不難看出，即便是在全國範圍內電力供需逐漸緩解的大背景下，各省不同的地域特徵和省情都會讓煤電面臨着不同的難題。而隨着發改委136號文的推出，煤電在電力市場上又將面對新的挑战。
2月9日，國家發展改革委、國家能源局發布《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》，也即136號文。文件要求推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源發電進入發展的新階段。
這一政策將加速新能源與傳統煤電在電力市場（尤其是電能量市場）中的直接競爭。由於新能源邊際成本低（尤其是風光發電），其市場報價可能長期低於煤電，導致煤電在電能量市場中份額被擠壓，電價水平承壓。
未來火電行業的運行模式將呈現顯著結構性轉變：在新能源裝機規模持續擴張與電力市場化改革深化的雙重驅動下，火電機組利用小時數預計呈現系統性下行趨勢。其核心功能將逐步由傳統“電量型電源”向“系統托底型電源”轉型，重點承擔電力容量保障、深度調峰及快速響應等電網支撐服務，從而構建新型電力系統的安全冗余。
在供熱經濟性層面，新能源出力高峰時段的大發特性將導致電力現貨市場電價深度承壓。在此背景下，熱電聯產機組“以熱定電”剛性運行模式面臨嚴峻挑战——受供熱需求約束的發電量將被動參與市場出清，可能以低於變動成本的邊際電價結算，形成“發一度電虧一度錢”的經營困境。這暴露出當前電力市場單一電量競價機制的局限性，亟須通過容量成本回收機制、輔助服務價值顯性化等制度設計，構建涵蓋電能量、容量、調節等多維度的市場化補償體系，保障火電企業在新型電力系統生態中的可持續發展能力。
標題：煤電的新難題
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