每两度电就有一度姓“浙”，一家省属能源集团的两本账，该怎么算？扛住浙江半壁电力，浙能的下一张牌在哪里？-国际新能源网

在浙江，每两度电里，差不多就有一度与浙能有关。

这不是一句修辞。浙江省能源集团年统调煤电发电量约占全省五成，天然气供应量约占全省七成。2001年组建至今，这家以原浙江省电力开发公司、浙江省煤炭集团公司为基础合起来的省属企业，手里攥着的是整个浙江能源的“基本盘”——电力、煤炭、石油、天然气、新能源，外加能源科技、能源服务、能源环保、能源装备、能源金融，是少见的“全品类”省级能源集团。

但“全品类”三个字，在今天的语境下，一半是底气，一半是包袱。

一家以煤电起家的省属能源集团，如何在保供的刚性责任和转型的时代压力之间，一边算“保供账”，一边算“转型账”？

从“两块牌子”到“全品类”：一家省属企业的攒局史

浙能的起点，其实是一次“拼盘”。

2001年，浙江省把原电力开发公司和煤炭集团公司合起来，组建了浙江省能源集团。此后二十多年，它通过吸收式兼并重组，陆续把省国信集团、省水利水电集团、长广集团装进体系，又收购了宁波海运。资产一层层叠上来，业务也就从单纯的“电”和“煤”，铺成了今天的“全品类”。

这套打法的逻辑不难理解。省级能源集团的价值，很大程度不在于单一资产的收益率，而在于对全省能源供应链的控制力和调度力。煤、电、气、油、运（宁波海运）全握在手里，遇到极端天气、煤价异动、外购电紧张时，集团可以内部腾挪、整体调度，而不是各环节互相涨价、彼此卡脖子。

先看它手里的牌面。电力板块，核心是浙能电力（600023），这是浙江省内规模最大的发电企业，也是集团电力主业资产的整体运营平台；油气板块，运营着覆盖全省的天然气供应网络，年供气量约占全省的七成；煤炭和海运板块，既服务自身电厂，也承担全省部分电煤的保供和调配；此外还有能源装备、能源环保、能源金融、能源服务等一系列配套单元。这种"全链条"结构，是二十多年一轮轮重组攒出来的，也是它区别于普通发电企业的根本所在。

一个容易被忽略的细节是，浙能的这套结构，天然适配“省内循环”——煤从港口来、电往全省送、气向城市供，内部各环节互为上下游。当外部市场剧烈波动时，这种内部循环就是一道缓冲垫。但它同时意味着，集团的经营效率很容易被链条上最弱的那一环拖住。资产越全，管理颗粒度要求越高，“大而全”的代价，往往体现在财务的细部，而不是总量上。

这种“攒局”带来的稳定性，在过去几年的极端行情里体现得尤其明显，也付出了不太好看的代价——这部分后面再讲。

真正让浙能在全国省属能源集团里跳出来的，是两件事，白马湖实验室和深远海风电。

浙能牵头组建了能源与碳中和浙江省实验室——白马湖实验室，并把它打造成了国务院国资委“科改企业”；与浙江工业大学共建的科教融合学院，进了“创新浙江”十大典型案例。而在海上风电上，浙能牵头成立省海风公司，开工建设了全国首个深远海风电母港——华东深远海风电母港，以及全国首个深远海风电项目。

对一个省属企业来说，“首个”两个字的分量，往往比装机数字更重。它意味着技术路线、建设标准、配套产业链的话语权。浙江海岸线长、陆上资源紧，深远海风电几乎是必答题，而浙能想做的，是出题的人，而不只是答卷的人。

把这两件事放在全国省属能源集团里比较，能看出浙能的路径选择——它没有像一些同行那样，把主要精力放在省内的风光跑马圈地上，而是把筹码押在了两个“高门槛”的地方：一个是基础研究（白马湖实验室），一个是深远海这种资本和技术双密集的赛道。这是一条更慢、更贵，但一旦跑通就难以被替代的路。它入选国务院国资委“创建世界一流专业领军示范企业”，某种程度上也是对这种路径的认可。

为什么一家省属企业会在煤价上“巨亏”？

翻开浙能电力的财务报表，会看到一条极具戏剧性的曲线。

2021年，公司归母净利润亏损8.4亿元；2022年，亏损扩大到18.3亿元。而就在两年前，它还是年赚60多亿的“现金牛”。2023年，利润又陡然反弹到65.2亿元，2024年攀到77.6亿元。

一条曲线，两个世界。中间发生的事，是2021—2022年的煤价狂潮。

那两年，动力煤价格一路飙涨，而电价受管制、传导滞后。对于一家煤电装机占大头的发电企业来说，这意味着“买贵的煤、发便宜的电”。收入端被锁死，成本端失守，亏损几乎是必然。

这里恰恰是理解省属能源集团的关键，它不能像纯粹的商业发电公司那样，用亏损来倒逼涨价或干脆停机。全省半数以上的统调煤电电量压在肩上，缺电的时候，它得发；煤再贵，机组也得转。所谓的“保供责任”，落到财务表上，就是真金白银的亏损。

转机出现在2023年以后。随着煤价回落、电价机制理顺（容量电价、辅助服务等机制逐步落地），浙能的盈利能力快速修复。2023—2025年连续三年归母净利站稳65亿元以上，2025年仍达75.3亿元。

这三年，是煤电企业难得的一段“回血期”。但熟悉这个行业的人都知道，周期性的回血从来不等于结构性的解药。它更像是在给你争取时间，去还一笔更长期的账。

还有一层结构性变化值得点出，煤电的角色定位，正在从“主力电源”转向“调节电源”。随着新能源装机占比抬升，电网需要的不再是煤电多发多少电量，而是它在新能源出力不足时“顶得上”、出力过剩时“让得开”。这意味着，未来煤电的收入结构里，容量电价、辅助服务、调峰补偿这些“不发电也能挣钱”的部分，占比会越来越高。对浙能来说，这既是机会——它的机组规模大、调节能力强；也是考验——它必须把煤电板块从“拼电量”重新训练成“拼灵活性”。这种转型不体现在装机数字上，却实实在在地考验管理和技术能力。

从萧山电厂看一家老电企怎么“一减一增”？

转型这件事，喊口号容易，落到一家有几十年历史的老电厂身上，是另一回事。

浙能萧山发电厂提供了一个具体样本。

早在十年前，萧山电厂就全面关停了燃煤机组，换成“燃气+蒸汽”的绿色节能机组。据电厂运行值长介绍，改造后碳排放强度大幅下降，仅为同规模煤机的45%左右。在“煤改气”的基础上，电厂又持续布局新型储能、新增4.3兆瓦峰值的分布式光伏，每年可节约标煤约1212吨。去年完成相关系统数字化改造后，通过对调节对象的精准调节，每年降低电耗约10000千瓦时、节约用水约20000吨。

这一套动作，被概括成浙江力推的转型路径——“有保有压、有增有减、以减定增”。

这套提法值得琢磨。它没有把“减”和“增”对立起来，而是试图让它们闭环，淘汰落后产能腾出的用能指标和碳排放空间，不是简单腾空，而是要“直通优质项目与新质产能”。

同一个浙江卫视的报道里，还给了两个非能源企业的例子作为参照：巨化集团淘汰约150万吨产能、腾出约78万吨标煤用能空间，随后围绕半导体、数据中心等新赛道上了多个项目，其浸没式冷却液等产品已进入阿里、腾讯等头部企业的数据中心供应链；丽水的纳爱斯集团通过供热系统清洁化升级、超高效用能设备迭代，每年创造经济效益约2000万元。

把浙能萧山电厂和这些案例放在一起，能看出浙江这套转型逻辑的底色。不是简单地“去煤化”，而是把能源要素当作稀缺资源来重新配置。谁的单位能耗产出高，用能指标就给谁。对一家省属能源集团来说，这既是压力——它得把自己最粗放的那部分业务瘦下来；也是机会——腾出来的空间，可以往新能源、储能、数字化这些更值钱的方向投。

下注省外，甘电入浙与“绿电入浙”的另一种解法

浙江的能源禀赋有个先天短板：缺煤、少油、乏气，风光资源也不算优。陆上空间紧，海上风电成本高，靠省内的资源把绿电缺口填满，不现实。

于是浙能的选择是“走出去”。

2026年9月，浙能集团党委书记、董事长刘盛辉赴浙能甘肃公司调研，推进甘电入浙配套电源项目建设。这条工程是国家“十四五”电力发展规划重点项目，也是省外绿电送浙的标志性成果。刘盛辉此行深入了三个项目一线：

独青山180万千瓦风电

红砂岗120万千瓦光伏

武威2×100万千瓦火电

注意这个组合：风光+火电打捆。

这不是随意的排列。纯绿电外送最大的问题是“靠天吃饭”，出力不稳定，而受端省份要的是稳定可靠的电力。把风电、光伏与调峰火电打捆，再用特高压直流送到浙江，本质上是在省外复制一个“可控的绿电电源”。风光的“绿”用来完成双碳指标，火电的“稳”用来保证曲线可调度——这几乎是当前跨省绿电外送最务实的路线。

对浙能来说，这一步的战略意义在于把“保供”和“转型”这两笔账，第一次在空间上打通了。省内腾出来的空间做高端、做示范，省外大基地做规模、做绿电。刘盛辉在调研中提了四个要求——锚定按期并网、强化协同、坚守安全底线、筑牢廉洁防线，“甘电入浙”被明确定位为要“聚力提升省外绿电入浙供给保障能力”。

从“省内保供”到“省外造绿”，这是省属能源集团角色的一次实质性升维。

值得对比的是，浙能这类省属企业与五大发电央企的定位差异，正变得越来越清楚。央企追求的是全国乃至全球范围的资源优化配置，项目往往体量巨大、跨区布局；省属企业则在“属地责任”和“市场效率”之间找平衡——它对全省保供负有直接责任，开不了“说走就走”的空头支票。

这种差异，决定了省属企业不能在单个项目上无限扩张，而必须在“省内底线”和“省外增量”之间精算。浙能选择到甘肃去建大基地，而不是在省内硬挤风光资源，本质上就是在两种责任之间找到了一个不那么冲突的位置。

还有一个身份，电力市场里的“玩家”！

除了发供一体，浙能还是浙江电力市场的深度参与者。

浙江是全国电力市场化改革的先行省份之一，电力现货市场、绿电绿证交易、售电侧改革都在这里跑得比较靠前。对浙能这样同时拥有发电资产、售电业务和天然气网络的集团来说，市场化的意义是双面的：一方面，它的机组必须学会在现货价格的波动里挣钱，而不是依赖计划电量；另一方面，它又可以通过售电、绿电交易等业务，把发电侧的波动向用户侧传导、对冲。

这一点对理解它的“两本账”很关键。保供本质上是一种非市场化的义务，而市场化交易则是它把义务转化为收益的工具。一个成熟的能源集团，要能在两者之间切换——在需要它保供时顶得上，在允许它市场化时算得清。浙江电力市场的成熟度，客观上给了浙能一块很好的“练兵场”。

但这块练兵场也藏着风险。现货市场价格波动剧烈，一次判断失误就可能吞掉某个季度的利润；绿电交易虽然前景明确，但价格机制、消纳保障仍在不断完善之中。对浙能来说，市场化程度越高，对交易能力、风控能力的要求就越高，而这恰恰是传统发电企业最需要补的课。

不过，故事并没有停在一个漂亮的上升曲线上。

2026年上半年，浙能电力实现营业收入325.8亿元，归母净利润15.0亿元——而2025年同期，这两个数字分别是354.7亿元和35.1亿元。

为什么在新能源布局颇多动作的当下，利润反而掉得这么狠？

原因大概率还是那条老逻辑：煤电的盈利，依然高度绑定煤价和电价这两个变量。意味着，在下一个下行周期到来之前，新能源和新兴业务必须尽快长到能扛事的规模。

从这个角度看，浙能这几年的动作——深远海风电母港、白马湖实验室、甘电入浙大基地、萧山电厂式的存量改造——就都不是零散的布局，而是一场与时间的赛跑。

结语：一家省属能源集团的“两本账”

回到开头的问题：怎么理解浙能这样的企业？

它不是一个能用单一财务指标衡量的商业公司。它同时背着两本账：一本是“保供账”——煤价再贵也要发电，这是社会责任，也是它的存在理由；一本是“转型账”——煤电的天花板已经看到，新能源的红海也已经拥挤，它必须在还来得及的时候，把身位挪过去。

浙能已经有了平衡的答案，把“保供”和“转型”尽量在空间和结构上错开：省内做示范、省外做规模，存量做腾挪、增量做新质。

这套解法能不能跑通，很长一段时间里，答案都不会写在财报上，而会写在浙江电网的调度曲线里、写在甘肃戈壁上那些正在吊装的塔筒上、写在白马湖实验室的每一份成果里。