作者 | 

刘洋

编辑 | 蒋波

随着火电上市公司一季度财报的陆续发布，火电行业今年的走势也逐渐清晰。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，在今年一季度，由于煤价“给力”等诸多因素，31家火电上市公司整体盈利230亿元，照此势头，今年盈利合计逾千亿元，当无疑问。

火电上市公司的亮眼业绩，点亮了煤电行业自2021年以来难得的高光时刻。

回望2021年，光是电力央企煤电业务亏损就超千亿元，在此后的2022年和2023年，煤电亏损面逐步收窄，逐步走出了V形反转走势。

最具代表性的，如“煤电一哥”华能国际（SH:600011），在2021年巨亏了102.6亿元之后，2022年一季度、2023年一季度、2024年一季度以及2025年一季度，华能国际先后录得归母净利润-9.56亿元、22.50亿元、45.96亿元以及49.73亿元。

华夏能源网还注意到，相比2024年一季度，火电2025年同期的盈利还有一个特殊性，那就是行业盈利建立在营收普遍下滑的基础之上的。

火电的这一现象如能得以保持、延续，标志着中国煤电迎来了全新的历史性“拐点”。从更大方面来说，对中国的“双碳”进程是十分有利的。

煤价一路下滑是主因

火电上市公司今年一季度整体盈利，原因何在？

在火电公司集体亏损的2021年和2022年，有凤毛麟角的电力公司实现盈利，主要是因为这些公司有新能源业务支撑，与今日火电公司盈利普增完全不是同一逻辑。

以风光新能源装机占优的华润电力（HK：00836）为例。2021年，华润电力的火电业务也是亏损的，且高达67.88亿港元。公司之所以整体盈利15.93亿港元，主要得益于可再生能源业务利润同比大增85.4%，贡献了83.81亿港元的盈利。

华润电力称，火电业务巨亏的原因是燃料成本大幅上升。该因素也是2021年、2022年煤电集体巨亏的罪魁祸首。

数据显示，2021年，国内煤炭市场整体趋紧，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。尽管当年年末，动力煤价格曾短暂回落至793元/吨，但动力煤全年均价仍远高于国内多数电厂的盈亏平衡线。

同样道理，2023年以来，火电公司盈利能力“王者归来”并逐步强化，最大的原因也是煤价。

一方面，过去两年间，国家高度重视能源安全工作，为了充分释放优质煤炭产能，2024年全国原煤产量同比增长1.2%；并通过减免关税的方式降低企业进口成本，进口煤供应量同比增长14.4%，再创历史新高，在中长协“高签约、高兑现”政策保障下，煤炭供应总体稳定。

另一方面，受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求下降等因素影响，煤炭消费增速有所放缓，煤炭价格波动下行。2024年全年北方港口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。

顺延到2025年一季度，在营收普降以及上网电价小幅下降的情况下，火电上市公司整体盈利，仍是煤价下行带来的“助力”。

中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI指数分析周报》显示，电煤价格目前仍在进一步下降，大有趋向500元关口的势头。

沿海指数综合价走势图（图源：《CECI指数分析周报》）

电煤价格下降，火电公司盈利能力大增。但是如果电煤价格跌穿500元，煤炭企业恐怕又要“一片哀嚎”了，“煤电顶牛”可能会重来。煤炭企业巨亏，也是一件麻烦事。

煤电营收下降是好事

对比煤电公司的盈利与营收，可以很明显看到反差。

华能集团旗下华能国际营收下降7.70%、盈利增长8.19%；国家能源集团旗下国电电力（SH：600795）营收下降12.61%、盈利增长1.45%；华电集团旗下华电国际(SH：600027)营收下降3.66%、盈利大增19.30%；大唐集团旗下大唐发电(SH：601991)营收下降1.74%、盈利大增68.12%；上海电力(SH：600021)营收下降1.56%、盈利大增30.78%；陕西能源(SZ：001286)营收下降7.78%、盈利大增28.78%……

对煤电上市公司营收影响较大的，一个是上网电价，一个是上网电量。‌2025年一季度，全国煤电平均上网电价为415元/兆瓦时‌，同比去年同期下降了约2分钱，降幅不大。各家的上网电量多数出现下滑，是影响更大的因素。

比如，一季度华能国际完成上网电量1066.33亿千瓦时，同比下降5.66%；国电电力公告，2025年1—3月，公司合并报表口径完成发电量1002.17亿千瓦时，上网电量949.35亿千瓦时，较上年同期分别下降5.67%和5.72%。

煤电龙头企业的煤电发电量下降，恰好利好中国的“双碳”进程。煤电发电量（无论是绝对数量还是总发电量占比）都应该是一个逐步下降的趋势，否则“双碳”目标就无法如期实现。

但是，从煤电发电量和装机数据看，中国的“双碳”进程仍面临巨大挑战。

一方面，中国电力企业联合会数据显示，2024 年，中国火电的总电量占比仍在64%左右，与“双碳”提出的2020年近70%的占比有所下降，但相对于碳达峰、碳中和的任务目标而言，下降速度还是太缓慢了。

另一方面，从2020年到2024年短短4年间，风光新能源的总装机攀升到了14.1亿千瓦，到2030年前有望进一步增长到30亿千瓦。这是成绩，也有隐忧。

在风光新能源装机迅速大规模增长的同时，煤电装机也在同步激增。此前曾有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。

由于电力保供和为新能源提供调峰服务的需要，“新能源+煤电”模式下，煤电装机逐步走高在所难免。

如果煤电装机一时减不下来，那么，降低煤电发电量及其总发电量占比，就成为了落地“双碳”目标的“不二法门”，途径就是不断去调降煤电机组的利用小时数。

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，同比降低了76小时，但与2016年的4165小时相比，还有些偏高。这意味着，煤电机组的利用小时数依然有很大的下降空间。2025年一季度煤电上市公司的发电量下降，开启了一个好苗头。