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。
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