澎湃新闻记者 刁凡超

12月24日，一份由自然资源保护协会与中国能源报联合发布的报告，揭开了中国火电行业在低碳转型深水区的生存现状。《中国传统发电上市公司低碳转型绩效评价2025》报告显示，尽管33家样本公司非化石能源装机占比已从2021年的19.8%提升至2024年的31.8%，但新能源度电利润正显著下滑，“增量不增利”成为普遍困境。

与此同时，火电板块依靠煤价回落和政策托底实现盈利反弹，但其营收普遍下滑。

“这意味着，仅靠规模扩张的转型逻辑已经行不通了。” 报告主要作者华北电力大学副教授张浩楠指出，依赖燃料成本波动的盈利模式不可持续。随着新能源全电量入市和碳市场配额收紧，传统发电企业正站在盈利模式重构的十字路口。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，火电低碳化改造应尽快探索企业、政府、用户三方共担机制。一方面，碳市场收紧能够推动企业低碳技术应用。另一方面，应完善市场机制，通过电价传导火电低碳化改造成本。在市场机制没能完全发挥作用之前，政府应对承担保供和低碳转型责任的火电企业提供一些阶段性支持政策，如提供低息无息的改造资金等。

“对于火电企业来说，此前燃料成本是‘大头’，但未来碳成本也将增加，会倒逼企业优化内部管理、升级技术。”黄辉说。

五星企业清洁能源占比超七成

报告依据一套涵盖“保供、低碳、盈利”三大维度的评估体系，对33家火电上市公司进行了星级评定。结果显示，行业分化极其显著。

头部企业如国投电力、中国电力、吉电股份等，凭借“非化石能源规模化+火电低碳化”的双轮驱动策略，持续位居“五星级”阵营。它们的非化石能源装机占比已突破70%，火电角色正从主力电源转向调节支撑电源。

而另一端，江苏国信、皖能电力等公司仍保持着100%的火电装机结构，在低碳导向的评估中处于劣势，被评为“三星级”。其中，大连热电因长期依赖热电联产且未布局新能源，2024年净资产收益率骤降至-36.22%，成为样本中亏损最严重的企业。

“企业的低碳转型不能‘一刀切’，需要‘一企一策、一厂一策’差异化制定策略。”报告指出。这种分化背后，是资源禀赋、资金实力、政策响应和市场定位的巨大差异。

2021年至2024年，火电板块经历了“成本飙升-政策托底-盈利修复”的周期。随着煤价回落和容量电价机制实施，火电为上市公司贡献了绝大部分盈利增量。但报告指出，火电业务营收普遍下滑，“依靠煤价下行获取利润的短期行为不可持续”。

另一边，新能源在装机狂飙后，开始品尝市场的苦涩。2023-2024年，受消纳压力增大、市场电价下行、补贴退坡等多重因素挤压，新能源度电利润显著下滑。例如，湖北能源2024年新能源发电量同比增长36.44%，净利润却同比大跌46.36%。

“新能源全电量入市，意味着‘铁饭碗’没了。”报告引用“136号文”精神指出，新能源将真正进入主动竞争阶段。这标志着行业从政策驱动全面转向市场驱动，“有装机就有收益”的时代已然终结。

央地转型策略各有不同

报告显示，中央控股企业与地方控股企业在转型中存在不同处境和策略。2024年，央企非化石能源装机占比均值达36.5%，高出地方国企17个百分点，度电碳排放也明显更优。

央企的典型打法是“规模化布局+跨区域交易”。例如中国电力，依托集团优势在新疆、内蒙古布局风光大基地，并通过“西电东送”通道实现跨省高价交易，2024年新能源业务利润贡献率达45%。

地方国企则更多倚重“本地资源+用户直购”。深圳能源利用粤港澳大湾区负荷中心优势，海上风电度电交易价可达0.45元/千瓦时，并与华为、腾讯等大用户签订长期绿电合同，锁定收益与电量。

然而，地方国企在研发投入强度、碳生产率和低碳信息披露率等“软实力”指标上反超央企。报告认为，这反映了地方政策压力与市场竞争倒逼出的“求生欲”，企业将信息披露等转化为获取地方支持与市场信任的差异化工具。

市场、碳成本与管理重构的三重压力

在报告发布的圆桌对话中，来自一线的企业人士道出了转型的具体挑战。

中国大唐集团碳资产有限公司副总经理吴旻冬总结了三大困境：政策与资金压力、市场收益挤压、管理范式变革。“在碳市场中，火电机组转为调峰机组后，负荷率下降导致锅炉效率下降，会逐渐增加碳排放成本。叠加碳价长期看涨的趋势，经济效益改善成为核心难题。”

他指出，从能耗双控转向碳排放双控，“既涉及组织架构改变，也涉及流程优化和相关人员培训，企业需建立碳核算、碳预算及碳资产管理新制度”。

中国能源研究会能源金融与法律分会主任委员陈景东则聚焦于火电调节价值的缺失。“火电未来出路在于变成灵活性调节电源和保底电源，但恰恰是这两方面的经济价值现在得不到充分体现。”他呼吁，在容量电价之外，需尽快研究出台对火电调节能力的补偿政策。

面对困局，专家们给出了多维度的破局思路。

黄辉建议，建立“多维价值市场体系”。“发电企业的保供、调节、绿色价值能够通过电能量、容量、辅助服务、绿证等市场分别兑现，而不应都拥挤在电能量市场这一条路上。”他认为，容量电价需扩大覆盖比例，调节资源池也应纳入储能等多元主体。

“对于火电企业来说，此前燃料成本是‘大头’，但未来碳成本也将增加。”对于不断上升的碳成本，吴旻冬建议，在目前的碳排放核算规则要求下，有些余热利用不计入碳指标，火电企业可以协同已有的余热利用技术，指导企业加强相关碳计量，通过碳市场增加余热利用项目的碳收益，助力火电企业绿色低碳转型；同时，还可以探究掺生物质、掺氨燃烧技术，以此降低火电企业的排放成本，促进火电企业从能耗双控向碳排放双控转型。面对目前碳配额收紧的趋势，火电企业可以从碳交易策略、碳交易方式等方面开展研究，尽量增加企业碳配额。

绿色金融被寄予厚望。陈景东指出，虽然我国绿色信贷与债券规模全球领先，“但相对于能源行业转型的巨大资金需求，支持力度仍需加大”。他同时强调，ESG（环境、社会和治理）对火电企业“不是选择题，而是必答题”，火电企业要制定完整的ESG战略，并嵌入企业管理和发展的方方面面。做好ESG管理，做好转型绩效分析，是推动火电绿色低碳转型的重要抓手。