2023年，煤電一改往年的頹勢，出現“兩大轉機”，一是煤電企業(yè)經營情況有所改善，實現整體“扭虧”；二是煤電新增裝機規(guī)模實現“正增長”，改變了連年大幅下滑的趨勢。在“雙碳”目標下，隨著新型電力系統的構建、電力市場化改革的深入、長周期能源保供的持續(xù)以及國家對煤電政策的調整，如何正確認識傳統煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來的新轉機？“十四五”煤電規(guī)劃目標能否順利實現？這些關系到我國能源保供、清潔轉型、經濟發(fā)展三大目標的協調統一，必須引起高度重視并給予正確對待。

　　煤電整體“扭虧”，但仍未從根本上擺脫困境

　　2021年，我國不同區(qū)域接連出現拉閘限電現象，加上新能源的局限性，煤電兜底保供作用凸顯，再加上國家煤電政策的修正、優(yōu)化，煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來新的轉機，煤電企業(yè)經營情況開始改善。

　　2021年，五大發(fā)電集團（國家能源投資集團、華能集團、國家電力投資集團、大唐集團、華電集團）煤電發(fā)電供熱虧損1360億元，比2020年減利1609億元，超過2008年至2011年煤電4年虧損之和。盡管風力發(fā)電、光伏發(fā)電等清潔源盈利1232億元，仍不抵煤電虧損。2022年，由于落實電煤中長期合同“三個100%”（發(fā)電供熱企業(yè)全年用煤量簽約100%、電煤中長期合同月度履約率100%、執(zhí)行國家電煤中長期合同價格政策100%）及“煤電基準價+上下浮動不超過20%”（2021年10月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，明確燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進入電力市場，通過市場交易，在“基準價+上下浮動”的范圍內形成上網電價。同時，擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動的范圍。由原來的上浮不超過10%、下浮原則上不超15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%）的市場化電價機制，煤電板塊有所減虧。其中，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損784億元，同比減虧576億元。發(fā)電行業(yè)在清潔能源板塊快速發(fā)展、擴大盈利的情況下，實現由虧轉盈。

　　2023年，在多種因素綜合作用下，煤電行業(yè)整體實現扭虧為盈。五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱終于迎來整體盈利307億元。局面的好轉，一是得益于國家嚴格管控煤炭產銷環(huán)節(jié)、強力推動電煤中長期合同“三個100%”政策的兌現；二是來水偏枯，燃煤機組邊際貢獻、發(fā)電量增加也成了重要的增收因素，占全部增收因素的17%；三是繼續(xù)落實“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的市場化電價機制政策，使煤電價格比上年略有增加，約占全部增收因素的5%。

　　2023年煤電行業(yè)實現整體“扭虧”可喜可賀，但冷靜思考，煤電企業(yè)仍未從根本上擺脫困境。

　　一是目前仍有45%左右的煤電企業(yè)虧損，主要集中在東北、西南以及新疆、寧夏、河北、河南、內蒙古等區(qū)域。

　　二是煤電企業(yè)發(fā)電邊際貢獻為負、經營凈現金流為負。經營凈現金不足以支付利息的煤電企業(yè)還有不少，分布也很廣。一些企業(yè)現金流短缺、投融資功能減弱、企業(yè)信用評級下降。

　　三是煤電板塊的盈利水平與其在電力行業(yè)的地位、貢獻不匹配。截至2023年底，我國煤電裝機11.65億千瓦，占總裝機容量的比重降到約39.9%，卻為全國提供了近六成的發(fā)電量，支撐超七成的電網高峰負荷，承擔超八成的供熱任務。與此形成鮮明對比的是，2016年以來煤電投資收益率在電源結構中一直墊底。五大發(fā)電集團煤電占比51%，但在2023年發(fā)電產業(yè)利潤中，煤電只貢獻了22%，在全部產業(yè)利潤中，煤電只貢獻了12%，由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”。

　　2024年，煤電容量電價開始執(zhí)行，煤電企業(yè)大概率能迎來一個“小陽春”，但仍需關注三個不確定因素。一是2024年電力供需趨向平衡，煤電價格上浮20%政策落實難度增加。二是近年來發(fā)電設備故障頻發(fā)，供電煤耗不降反升。在容量電價機制下，如何優(yōu)化調整煤電的生產運營模式，提升燃煤機組靈活調節(jié)能力、工控系統自主可控能力，將是新挑戰(zhàn)。三是煤價的不確定性。

　　煤電發(fā)展出現“轉機”，但達到規(guī)劃目標仍存變數

　　“十四五”前2年，我國年度新增煤電裝機罕見出現連續(xù)下滑，與缺電保供下亟需追加資本開支、擴大新增裝機成為電力行業(yè)的主要矛盾。

　　“十一五”“十二五”“十三五”期間年均煤電新增裝機分別為6400萬千瓦、4900萬千瓦、3600萬千瓦。2021年，我國新增煤電裝機2937萬千瓦，同比減少1093萬千瓦，降幅為27.1%；2022年新增煤電裝機2920萬千瓦，同比減少17萬千瓦，降幅為0.6%。五大發(fā)電集團中有兩大集團煤電裝機規(guī)模“凈減少”，只有煤電一體的國家能源投資集團投資煤電積極性較高。長此以往，這種情況將危及中長期能源保供與新型電力系統的構建。

　　面對煤電新增裝機持續(xù)下降、能源保供持續(xù)進行的嚴峻形勢，以及可再生能源“靠天吃飯”的局限性，煤電的發(fā)展重新引起了各級政府、社會各方的高度重視。

　　2021年9月以來，國家有關部門“雙管齊下”。一方面，積極調整煤電政策導向，幫助煤電企業(yè)渡過難關。國家出臺了一系列煤電穩(wěn)供保價政策，包括緩繳稅款、增加貸款、撥付國有資本經營預算資金，建立能漲能跌的電價機制，出臺煤電容量電價，增加煤炭產能、釋放煤炭產量、高壓管控煤價，鼓勵開展“兩個聯營”（煤炭與煤電聯營、煤電與可再生能源聯營）。不再延續(xù)“十三五”期間全面打壓的政策，包括煤炭、煤電去產能，要求工商業(yè)電價“只降不升”。另一方面，適度調增“十四五”煤電規(guī)劃目標，合理布局清潔高效煤電。2022年國家發(fā)改委明確提出煤電“三個8000萬”目標，要求2022年、2023年煤電各開工8000萬千瓦、兩年投產8000萬千瓦，并將“十四五”煤電發(fā)展目標12.5億千瓦調增到13.6億千瓦。為推進新型電力系統建設，國家要求重點在沙戈荒大基地周邊、川渝滇黔等水電富集地區(qū)、電力負荷中心以及主要電力輸入地區(qū)“合理布局清潔高效煤電”。近年來，國家加快了煤電核準步伐。2023年，全國累計新增煤電裝機4774萬千瓦，同比增加1854萬千瓦，增長63.5%，呈現“止跌反彈”跡象。煤炭企業(yè)出于建鏈穩(wěn)鏈、平衡收益與風險的需要，積極“進軍”煤電領域。

　　筆者預計，以2023年為轉折點，隨著鼓勵煤電“兩個聯營”、“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的市場化電價機制政策的執(zhí)行、容量電價的出臺、煤電企業(yè)整體“扭虧”，“十四五”后2年以及“十五五”期間，煤電發(fā)展將會有所提速。但能否吸引社會資本進入煤電領域，如期實現國家調增后的煤電規(guī)劃目標仍有待進一步觀察。

　　目前，世界能源格局重塑，實現能源電力技術領先、自主可控成為各國競爭的“高地”。能源綠色低碳轉型成為全球的“普遍共識”和“一致行動”。盡管能源危機的發(fā)生為保留化石能源開啟了一個窗口期，但應對氣候變化、加快清潔轉型的呼聲和趨勢并沒有減弱和改變。煤電長期愿景不被看好，這給投資者帶來相當大的影響。同時，我國新能源全產業(yè)鏈領先世界，風光電裝機呈爆發(fā)式增長，其成長性、經濟性顯著增強。相反，煤電的燃料成本、升級改造成本、碳排放成本快速上升，近期設備造價上漲了近三分之一，其市場競爭力與盈利能力大幅下降。2022年至2023年，國家要求煤電裝機投產8000萬千瓦，實際投產7694萬千瓦，完成96%；到2023年底，全國煤電裝機116493萬千瓦，距離2025年13.6億千瓦的煤電規(guī)劃目標仍差19507萬千瓦，意味著2024年至2025每年要投產近1億千瓦，任務依然艱巨。

　　因此，仍需要加大對煤電投資和碳捕獲與利用技術（CCUS）的政策支持力度，推動新出臺的容量電價相關政策盡快落實到位。

　　實現煤電可持續(xù)發(fā)展，需多方協同發(fā)力

　　煤電出現轉機，但盈利的基石并不牢，若要實現可持續(xù)發(fā)展，仍需政府、企業(yè)、社會協同發(fā)力。

　　煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”?？梢灶A見，2030年前，煤電穩(wěn)則行業(yè)穩(wěn)，能源保供無大礙。盡管我國煤電出現了新的轉機、實現了整體“扭虧”，但這種轉機與扭虧是暫時的、初步的、不確定的。

　　一方面，煤電承擔了長周期保供重任。近年來，為保供煤電企業(yè)積累了大量政策性虧損需要消化，有相當一部分企業(yè)仍處于虧損狀態(tài)甚至資不抵債。同時，還需要投入資金，對存量機組進行“三改聯動”（節(jié)能降耗改造、供熱改造、靈活性改造）、增量實現多能互補發(fā)展。此外，電價一改“標桿電價+煤電聯動”政策，在全電量競價機制下面臨電價下降的風險。新出臺的煤電容量電價重在建立固定成本回收機制，但由于容量電價補償標準偏低，分年到位，且門檻高、考核嚴格，煤電企業(yè)并不能“躺贏”。另一方面，在“雙碳”目標下，煤電面臨低碳轉型的長期挑戰(zhàn)。綠色低碳是能源電力行業(yè)的戰(zhàn)略方向，也是未來企業(yè)的核心競爭力，傳統煤電必須走清潔低碳轉型的發(fā)展之路。

　　因此，必須從企業(yè)主體、市場機制、國家政策等方面共同發(fā)力，從根本上解決煤電發(fā)展問題，提升市場主體的投資意愿，加快新型能源體系建設，堅決守住能源安全的底線。

　　一，容量電價下煤電企業(yè)不能“躺贏”，更不能“躺平”。要轉變觀念，找準定位，通過技術進步與管理創(chuàng)新，改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉型，實現高質量發(fā)展。煤電存量機組，可通過淘汰關停、容量替代、重組整合、“三改聯動”、應急備用，并開展多能聯供、輔助服務、綜合能源服務，達到“低能耗、低排放、高能效”與“彈性出力”的要求，以提高電力容量、靈活調節(jié)、清潔低碳等多維價值，對沖燃煤機組利用小時下降、電能量價值減小的風險，努力提高度電價值。

　　2030年前，各大發(fā)電集團要從國家大局出發(fā)，適當調增煤電發(fā)展規(guī)模，重點做好沙戈荒大基地煤電配套項目的開工、投產工作，力爭早見效；對在建煤電項目，努力實現按計劃投產；對已納入規(guī)劃的煤電項目，做好投資決策以及核準、開工工作；對煤電儲備項目，做好評估、優(yōu)選、納規(guī)工作。同時，要圍繞負荷中心、風光電外送基地、新能源調峰需求以及煤炭資源富集省份，分區(qū)域推進煤電結構調整和布局優(yōu)化，并以“兩個聯營”以及“多能互補”“源網荷儲一體化”為發(fā)展方向，努力創(chuàng)新發(fā)展方式，積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質（垃圾、污泥）”耦合發(fā)電，實現多能互補、清潔轉型。因地制宜發(fā)展“煤電聯營”、“港電一體”項目，建設坑口、輸電端口煤電廠，提升市場競爭與抗風險能力。融合發(fā)展風光水火儲一體化項目以及智能高效熱力網、多能聯供綜合能源系統。此外，要發(fā)展虛擬電廠，進一步研發(fā)、突破燃煤發(fā)電技術，特別是研發(fā)推廣新一代碳捕獲與利用技術，加快燃煤發(fā)電數字化升級，實現靈活、高效、清潔、低碳、智能發(fā)電。

　　總之，煤電企業(yè)未來要走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、減發(fā)、退出”的清潔高效、低碳轉型的路子，支撐新型電力系統建設。

　　二，要完善與新型電力系統相適應的煤電市場機制，以體現煤電的多維價值，增強市場抗風險能力。目前，煤電已全面參與市場交易，如何體現煤電的多維價值，需要國家健全市場機制和企業(yè)綜合決策。在國家層面，探索建立容量市場，完善輔助服務市場，深化中長期、現貨電能量市場，形成以容量電價、調節(jié)性電價、電能量電價組成的電價體系。目前，重點要落實容量電價補償機制，繼續(xù)落實“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的政策，或提高煤電基準價。在企業(yè)層面，努力實現供電、供熱、輔助服務綜合效益最大化，要力爭中長期交易電量占比不低于裝機占比、交易價格不低于市場均價，現貨市場收益不低于區(qū)域平均水平，輔助服務市場凈收益同比正增長。

　　三，政府部門綜合施策，提升煤電的可持續(xù)發(fā)展能力。建議政府相關部門認真總結拉閘限電的經驗教訓，評估既往的煤電政策，高度重視能源安全，對能源清潔轉型的風險保持警醒，對煤電在能源保供、新型電力系統中的定位、作用重新認識，督促各方不折不扣落實近年來出臺的一系列能源保供穩(wěn)價政策。同時，還要根據煤電新的戰(zhàn)略定位，創(chuàng)新、完善既有煤電政策，建立全國統一的電力市場體系，健全有效競爭的電力市場交易機制，堅持動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”不動搖，并推出煤電存量機組“三改聯動”的激勵政策。繼續(xù)加大煤電關停、退出企業(yè)補償力度。提倡各地存量煤電配置新能源資源，并鼓勵煤電“兩個聯營”，實現煤電上下游產業(yè)鏈協調發(fā)展。