《中国传统发电上市公司低碳转型绩效评价2025》报告发布

中国能源报与自然资源保护协会日前联合发布《中国传统发电上市公司低碳转型绩效评价2025》报告（以下简称报告），聚焦33家火电上市公司低碳转型实践。

这些样本企业装机占全国总装机近28%，火电装机占全国火电装机近44%，涵盖从纯火电企业到转型标杆企业，全面反映行业发展全貌。报告显示，行业转型已形成“保供为底线、低碳为方向、盈利为支撑”的共识，但企业间绩效差异明显，未来仍面临市场、技术、资金等多重挑战，需政府、行业、企业协同推进差异化转型路径。

转型成效初显

近年来，火电上市公司低碳转型取得阶段性成果，电源结构持续优化，非化石能源成为增量主力。报告显示，2021年—2024年间，33家样本公司新增非化石能源装机1.35亿千瓦，非化石能源装机比例从19.8%提升至31.8%。其中，中央控股企业优势显著，2024年非化石能源占比均值达36.5%，较地方控股企业高出17个百分点。

绩效评价显示，头部企业转型引领作用突出。2021年—2024年，国投电力、中国电力、吉电股份和湖北能源4家央企连续4年保持基础绩效“五星级”，核心逻辑在于“非化石能源规模化+火电低碳化”双轮驱动。以国投电力为例，2024年通过水电与新能源互补，度电碳排放降至241.89克/千瓦时，仅为行业均值的42%，同时依托CCUS技术试点奠定火电深度脱碳基础。地方企业中，广州发展依托粤港澳大湾区绿电交易试点，2022年绿电交易度电溢价0.03元/千瓦时，额外增收0.36亿元，基础绩效在2023年从前一年的“四星级”提升至“五星级”。

技术进步成为转型重要支撑。2021年—2024年，样本企业累计完成超1.2亿千瓦机组“三改联动”，供电煤耗从304.37克标煤/千瓦时降至299.91克标煤/千瓦时，19家公司供电煤耗低于300克标煤/千瓦时。华电能源通过推进30万千瓦以上机组的节能改造，2024年平均供电煤耗降至291克标煤/千瓦时，净资产收益率达18.4%，位列样本公司第一。

但转型进度存在明显差异，部分企业陷入被动。2021年—2024年间，33家样本公司中新增非化石能源装机达1.35亿千瓦，已成为增量电源主力，但转型速度仍明显落后于全国发电公司同期水平。尽管非化石能源装机占比均值已从2021年的19.8%提升至2024年的31.8%，但江苏国信、皖能电力等6家企业的火电占比仍高达100%。

转型进入深水区

尽管转型成效初显，火电上市公司仍面临盈利结构失衡、新能源效益不及预期、转型成本压力等多重挑战。盈利方面，火电板块依赖煤价回落实现短期反弹，2024年动力煤价格同比下降11.3%，推动火电度电净利润显著改善，但火电业务营收普遍下滑，表明这种短期盈利模式不可持续。

新能源板块则陷入“增量不增利”窘境。2023年—2024年，受消纳压力加剧、非技术成本上涨、电价下行等影响，新能源度电利润持续下滑。湖北能源2024年新能源发电量同比增长36.44%，但净利润同比下降46.36%；长源电力新能源度电利润从2022年的0.194元/千瓦时降至2024年的0.037元/千瓦时。全国新能源平均弃电率升至4%，部分地区超过10%，进一步挤压新能源项目收益空间。

“火电转型还面临三重困境。”中国大唐集团碳资产有限公司副总经理吴旻冬指出，政策和资金方面，老旧机组改造和减碳技术应用收益周期长，资金压力突出；市场方面，新能源全面市场化导致火电机组运行小时数和上网电价下降，调峰机组负荷率降低又推高碳排放成本；管理方面，从能耗双控转为碳排放双控，需重构企业组织架构和管理制度，管理复杂度大幅提升。

政策适配性也影响转型进程。中国能源研究会能源金融与法律分会主任委员陈景东表示：“火电的灵活性调节和保底电源价值尚未充分体现，虽然容量电价机制已覆盖部分固定成本，但针对其调节能力的补偿政策缺失，长期将影响企业可持续发展。”。

转型破局之路

报告提出，未来五年火电行业将呈现五大趋势：电力碳达峰临近，驱动收益模式向“多元价值兑现”升级；“三改联动”后期，煤电转型将横向扩展多元功能服务；随着新能源全电量入市和市场体系建设逐步完善，火电与新能源的协同发展将更进一步；新能源投资聚焦优势，通过优质项目与精准布局形成核心竞争力；绿色金融工具创新加速，资本赋能转型呈现多元化发展趋势。需政府、行业、企业形成合力，通过政策优化、技术创新、模式升级推动转型提质。

在政策层面需强化精准引导与机制完善。报告建议出台中长期煤电转型指导文件，明确发展方向；发挥市场稳价功能，平抑煤价波动；地方动态修正新能源入市交易细则，避免电价大幅下挫；完善煤电转型REITs项目指南，强化风险防控与资金监管。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉建议：“建立多维价值市场体系，让保供、调节、绿色价值通过不同市场渠道兑现，如提升火电机组通过容量电价回收固定成本的比例，并将容量电价扩大至各类市场主体，包括储能、虚拟电厂等。”

在行业层面需强化标准引领与资源整合。应将绿色低碳品牌价值纳入行业评价体系，对节能降碳成效显著的企业给予奖励；智库机构出台火电REITs项目融资指南，引导社会资本参与；加强企业信息披露精细度，为行业分析提供高质量数据支撑。陈景东强调：“绿色金融支持力度需进一步加大，当前我国绿色信贷和绿色债券规模虽居世界前列，但仍难以满足能源行业转型需求，需进一步聚焦转型重点领域。”

企业层面需立足差异化路径，强化创新驱动。报告指出，技术上，持续推进煤电“三改联动”和低碳技术试点，国投电力的CCUS项目、中国电力的氢能掺烧试点为行业提供了有益借鉴；业务上，拓展综合能源服务、碳资产管理等新业态，华电辽能通过离网风电制氢和可再生能源供热实现业务多元化；资本运作上，通过REITs、绿色债券等工具盘活存量资产，华能国际发行碳中和债募资50亿元，用于推动具有减碳节碳效应的绿色产业发展。

吴旻冬建议：“火电企业可通过余热利用技术优化碳计量，探索掺生物质、掺氨燃烧技术降低排放成本，同时加强碳交易策略研究，应对碳配额收紧趋势。”陈景东则强调：“ESG理念是企业转型的必答题，需将其嵌入管理全流程，通过提升ESG评价降低融资成本，形成‘ESG提升—成本下降—转型加速’的正向循环。”

报告强调，随着新型能源体系建设深入推进，传统发电企业低碳转型已进入攻坚阶段。唯有坚持政策协同、技术创新、模式升级，才能破解转型难题，实现保供、低碳、盈利的多元目标，为全国碳达峰碳中和目标实现提供坚实支撑。