最近一个热词在圈里热闹起来：煤电“回马枪”。看华能国际（SH 600011）公布的半年报就能感觉到端倪——上半年营业收入1120.32亿元，同比小降5.7%；但归母净利润却达92.62亿元，同比增长24.26%，几乎把2024年全年归母净利润101.35亿元追平。对应行业数据更直观：31家火电上市公司一季度合计净利约230亿元，照这个节奏，全行业全年净利破千亿并非天方夜谭。
从核准和装机看，短期内是明显回暖。2024年全国核准煤电49GW，2025年上半年又新增核准29GW，同比增长约152%。中电联数据显示，截至2025年6月底，煤电装机达到1.21亿千瓦（1210GW），预计到2025年底接近1.27亿千瓦（1270GW）。有专家估计，到2030年煤电装机可能升至1.45–1.5亿千瓦（1450–1500GW）。问题是，装机增长和国家的碳达峰、碳中和目标怎么兼容？
表面原因很简单：保供与能源安全。2021年缺电的记忆还在，俄乌冲突后全球能源紧张，暴露出新能源在极端天气时“热得出力、风不来光不在”的短板。最直观的数据是利用小时：上半年，煤电发电设备利用小时约2056小时，风电只有1087小时，太阳能更低，仅560小时。基于这种现实，决策层强调“先立后破”，不让保供基础被仓促削弱。
放眼中长期，中国要实现2030碳达峰、2060碳中和，煤电终将需要收缩。如何在短期保供和长期减碳之间找到平衡？我的思路可以概括为三条可操作的路径：
① 提高新能源出力的真实利用率
德国2024年风光装机占比65.5%，发电量接近50%；中国风光装机约45%，发电量却只有18%。差距说明调度、输配、电力市场和交易机制还有很大改进空间。减少弃风弃光、提高跨区域消纳，是最直接又高性价比的“增供”方式。
② 推动煤电由“数量扩张”向“质量升级”转变
要加速灵活性改造，让火电更善于应对新能源波动，同时降低煤电的全年利用小时，推广火风光打包调度，扩大抽水蓄能和气电/储能配比。按十四五目标，2025年灵活调节电源占比需达约24%，目前抽水和气电仅约6%，加上火电改造后的大约18.5%，仍有较大提升空间。
③ 推广煤电低碳技术
国家发改委提出掺生物质、绿氨掺烧和CCUS等路径，目标到2025年使碳强度较2023年下降约20%，到2027年下降约50%。这不仅是行业自救，更是政策导向。对部分必须暂时保留的机组，通过这些技术可以显著削减单位发电碳排。
那么，煤电装机增长的“天花板”在哪儿？短期内，受备用率和保供压力影响，核准可能维持高位。华泰测算显示，在系统备用率为15%的情景下，从2025年起年新增核准可达70GW。但把视角拉远到2030、2060的减碳承诺，煤电终将走向减量与退出。难点是如何把这场“退场”做得平顺：既不牺牲能源安全，也不背离双碳目标。
我的判断是：未来五年很可能是煤电最后的扩张窗口，随后进入以清洁化、灵活化为主的存量优化阶段。为此，政策、市场和企业三方面都需动作：
- 政策上应更明确退煤时间表与配套补偿机制，减少不确定性带来的投资冲动。
- 市场上要加速建设容量市场和辅助服务市场，同时推进跨区输电，强化资源在空间上的优化配置。
- 企业层面要把握两条主线：一是新投与在建项目要设计为低碳兼容，预留CCUS、掺烧等改造条件；二是对存量机组实施灵活化与效率提升改造，争取把“必须用”的煤电做到更干净、更灵活。
说到这里，我有点感慨：煤电像个老朋友，关键时刻仍要靠一靠，但不能一直赖着不走。保供是当务之急，减碳是历史必然，如何平衡取舍，把过渡期成本降到最低，是摆在每个决策者和企业面前的考题。你怎么看？欢迎在评论区留下你的观点和疑问，咱们一起把这个复杂但又现实的话题聊明白。
