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(jīng)營(yíng)情況有所改善,實(shí)現整體“扭虧”;二是煤電新增裝機規模實(shí)現“正增長(cháng)”,改變了連年大幅下滑的趨勢。在“雙碳”目标下,随着新型電力系統的構建、電力市場(chǎng)化改革的深入、長(cháng)周期能源保供的持續以及國家對煤電政策的調整,如何正确認識傳統煤電在巨大挑戰中迎來(lái)的新轉機?“十四五”煤電規劃目标能否順利實(shí)現?這些關系到我國能源保供、清潔轉型、經(jīng)濟發(fā)展三大目标的協調統一,必須引起高度重視并給予正确對待。
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、優化,煤電在巨大挑戰中迎來(lái)新的轉機,煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)情況開(kāi)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(guò)2008年至2011年煤電4年虧損之和。盡管風(fēng)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(shí)電煤中長(cháng)期合同“三個(gè)100%”(發(fā)電供熱企業(yè)全年用煤量簽約100%、電煤中長(cháng)期合同月度履約率100%、執行國家電煤中長(cháng)期合同價格政策100%)及“煤電基準價+上下浮動(dòng)不超過(guò)20%”(2021年10月,國家發(fā)改委印發(fā)《關于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場(chǎng)化改革的通知》,明确燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進(jìn)入電力市場(chǎng),通過(guò)市場(chǎng)交易,在“基準價+上下浮動(dòng)”的範圍内形成上網(wǎng)電價。同時(shí),擴大燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價格浮動(dòng)的範圍。由原來(lái)的上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超15%,擴大爲上下浮動(dòng)原則上均不超過(guò)20%)的市場(chǎng)化電價機制,煤電闆塊有所減虧。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)在清潔能源闆塊快速發(fā)展、擴大盈利的情況下,實(shí)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(shí)現扭虧爲盈。五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱終于迎來(lái)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(chǎn)銷環(huán)節、強力推動(dòng)電煤中長(cháng)期合同“三個(gè)100%”政策的兌現;二是來(lái)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%;三是繼續落實(shí)“煤電基準價+上下浮動(dòng)不超過(guò)20%”的市場(chǎng)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(shí)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、甯夏、河北、河南、内蒙古等區域。
二是煤電企業(yè)發(fā)電邊際貢獻爲負、經(jīng)營(yíng)淨現金流爲負。經(jīng)營(yíng)淨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。
三是煤電闆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%,卻爲全國提供了近六成的發(fā)電量,支撐超七成的電網(wǎng)高峰負荷,承擔超八成的供熱任務(wù)。與此形成鮮明對比的是,2016年以來(lái)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(chǎn)業(yè)利潤中,煤電隻貢獻了22%,在全部產(chǎn)業(yè)利潤中,煤電隻貢獻了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(kāi)始執行,煤電企業(yè)大概率能迎來(lái)一個(gè)“小陽春”,但仍需關注三個(gè)不确定因素。一是2024年電力供需趨向平衡,煤電價格上浮20%政策落實(shí)難度增加。二是近年來(lái)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,如何優化調整煤電的生產(chǎn)運營(yíng)模式,提升燃煤機組靈活調節能力、工控系統自主可控能力,将是新挑戰。三是煤價的不确定性。
煤電發(fā)展出現“轉機”,但達到規劃目标仍存變數
“十四五”前2年,我國年度新增煤電裝機罕見(jiàn)出現連續下滑,與缺電保供下亟需追加資本開(kāi)支、擴大新增裝機成爲電力行業(yè)的主要矛盾。
“十一五”“十二五”“十三五”期簡(jiǎn)年均煤電新增裝機分别爲6400萬(wàn)千瓦、4900萬(wàn)千瓦、3600萬(wàn)千瓦。2021年,我國新增煤電裝機2937萬(wàn)千瓦,同比減少1093萬(wàn)千瓦,降幅爲27.1%;2022年新增煤電裝機2920萬(wàn)千瓦,同比減少17萬(wàn)千瓦,降幅爲0.6%。五大發(fā)電集團中有兩大集團煤電裝機規模“淨減少”,隻有煤電一體的國家能源投資集團投資煤電積極性較高。長(cháng)此以往,這種情況将危及中長(cháng)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下降、能源保供持續進(jìn)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(huì)各方的高度重視。
2021年9月以來(lái),國家有關部門(mén)“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(guò)難關。國家出台了一系列煤電穩供保價政策,包括緩繳稅款、增加貸款、撥付國有資本經(jīng)營(yíng)預算資金,建立能漲能跌的電價機制,出台煤電容量電價,增加煤炭產(chǎn)能、釋放煤炭產(chǎn)量、高壓管控煤價,鼓勵開(kāi)展“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”(煤炭與煤電聯(lián)營(yíng)、煤電與可再生能源聯(lián)營(yíng))。不再延續“十三五”期簡(jiǎn)全面打壓的政策,包括煤炭、煤電去產(chǎn)能,要求工商業(yè)電價“隻降不升”。另一方面,适度調增“十四五”煤電規劃目标,合理布局清潔高效煤電。2022年國家發(fā)改委明确提出煤電“三個(gè)8000萬(wàn)”目标,要求2022年、2023年煤電各開(kāi)工8000萬(wàn)千瓦、兩年投產(chǎn)8000萬(wàn)千瓦,并将“十四五”煤電發(fā)展目标12.5億千瓦調增到13.6億千瓦。爲推進(jìn)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、電力負荷中心以及主要電力輸入地區“合理布局清潔高效煤電”。近年來(lái),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(wàn)千瓦,同比增加1854萬(wàn)千瓦,增長(cháng)63.5%,呈現“止跌反彈”迹象。煤炭企業(yè)出于建鏈穩鏈、平衡收益與風(fēng)險的需要,積極“進(jìn)軍”煤電領(lǐng)域。
筆者預計,以2023年爲轉折點,随着鼓勵煤電“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”、“煤電基準價+上下浮動(dòng)不超過(guò)20%”的市場(chǎng)化電價機制政策的執行、容量電價的出台、煤電企業(yè)整體“扭虧”,“十四五”後2年以及“十五五”期簡(jiǎn),煤電發(fā)展将會(huì)有所提速。但能否吸引社會(huì)資本進(jìn)入煤電領(lǐng)域,如期實(shí)現國家調增後的煤電規劃目标仍有待進(jìn)一步觀察。
目前,世界能源格局重塑,實(shí)現能源電力技術領(lǐng)先、自主可控成爲各國競争的“高地”。能源綠色低碳轉型成爲全球的“普遍共識”和“一緻行動(dòng)”。盡管能源危機的發(fā)生爲保留化石能源開(kāi)啓了一個(gè)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(cháng)期願景不被看好,這給投資者帶來(lái)相當大的影響。同時(shí),我國新能源全產(chǎn)業(yè)鏈領(lǐng)先世界,風(fēng)光電裝機呈爆發(fā)式增長(cháng),其成長(cháng)性、經(jīng)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(chǎng)競争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(chǎn)8000萬(wàn)千瓦,實(shí)際投產(chǎn)7694萬(wàn)千瓦,完成96%;到2023年底,全國煤電裝機116493萬(wàn)千瓦,距離2025年13.6億千瓦的煤電規劃目标仍差19507萬(wàn)千瓦,意味着2024年至2025每年要投產(chǎn)近1億千瓦,任務(wù)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(dòng)新出台的容量電價相關政策盡快落實(shí)到位。
實(shí)現煤電可持續發(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(shí)現可持續發(fā)展,仍需政府、企業(yè)、社會(huì)協同發(fā)力。
煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”。可以預見(jiàn),2030年前,煤電穩則行業(yè)穩,能源保供無(wú)大礙。盡管我國煤電出現了新的轉機、實(shí)現了整體“扭虧”,但這種轉機與扭虧是暫時(shí)的、初步的、不确定的。
一方面,煤電承擔了長(cháng)周期保供重任。近年來(lái),爲保供煤電企業(yè)積累了大量政策性虧損需要消化,有相當一部分企業(yè)仍處于虧損狀态甚至資不抵債。同時(shí),還需要投入資金,對存量機組進(jìn)行“三改聯(lián)動(dòng)”(節能降耗改造、供熱改造、靈活性改造)、增量實(shí)現多能互補發(fā)展。此外,電價一改“标杆電價+煤電聯(lián)動(dòng)”政策,在全電量競價機制下面臨電價下降的風(fēng)險。新出台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标準偏低,分年到位,且門(mén)檻高、考核嚴格,煤電企業(yè)并不能“躺赢”。另一方面,在“雙碳”目标下,煤電面臨低碳轉型的長(cháng)期挑戰。綠色低碳是能源電力行業(yè)的戰略方向,也是未來(lái)企業(yè)的核心競争力,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(chǎng)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(wèn)題,提升市場(chǎng)主體的投資意願,加快新型能源體系建設,堅決守住能源安全的底線(xiàn)。
一,容量電價下煤電企業(yè)不能“躺赢”,更不能“躺平”。要轉變觀念,找準定位,通過(guò)技術進(jìn)步與管理創(chuàng)新,改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉型,實(shí)現高質(zhì)量發(fā)展。煤電存量機組,可通過(guò)淘汰關停、容量替代、重組整合、“三改聯(lián)動(dòng)”、應急備用,并開(kāi)展多能聯(lián)供、輔助服務(wù)、綜合能源服務(wù),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、清潔低碳等多維價值,對沖燃煤機組利用小時(shí)下降、電能量價值減小的風(fēng)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),适當調增煤電發(fā)展規模,重點做好沙戈荒大基地煤電配套項目的開(kāi)工、投產(chǎn)工作,力争早見(jiàn)效;對在建煤電項目,努力實(shí)現按計劃投產(chǎn);對已納入規劃的煤電項目,做好投資決策以及核準、開(kāi)工工作;對煤電儲備項目,做好評估、優選、納規工作。同時(shí),要圍繞負荷中心、風(fēng)光電外送基地、新能源調峰需求以及煤炭資源富集省份,分區域推進(jìn)煤電結構調整和布局優化,并以“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”以及“多能互補”“源網(wǎng)荷儲一體化”爲發(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(zhì)(垃圾、污泥)”耦合發(fā)電,實(shí)現多能互補、清潔轉型。因地制宜發(fā)展“煤電聯(lián)營(yíng)”、“港電一體”項目,建設坑口、輸電端口煤電廠,提升市場(chǎng)競争與抗風(fēng)險能力。融合發(fā)展風(fēng)光水火儲一體化項目以及智能高效熱力網(wǎng)、多能聯(lián)供綜合能源系統。此外,要發(fā)展虛拟電廠,進(jìn)一步研發(fā)、突破燃煤發(fā)電技術,特别是研發(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(shí)現靈活、高效、清潔、低碳、智能發(fā)電。
總之,煤電企業(yè)未來(lái)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适應的煤電市場(chǎng)機制,以體現煤電的多維價值,增強市場(chǎng)抗風(fēng)險能力。目前,煤電已全面參與市場(chǎng)交易,如何體現煤電的多維價值,需要國家健全市場(chǎng)機制和企業(yè)綜合決策。在國家層面,探索建立容量市場(chǎng),完善輔助服務(wù)市場(chǎng),深化中長(cháng)期、現貨電能量市場(chǎng),形成以容量電價、調節性電價、電能量電價組成的電價體系。目前,重點要落實(shí)容量電價補償機制,繼續落實(shí)“煤電基準價+上下浮動(dòng)不超過(guò)20%”的政策,或提高煤電基準價。在企業(yè)層面,努力實(shí)現供電、供熱、輔助服務(wù)綜合效益最大化,要力争中長(cháng)期交易電量占比不低于裝機占比、交易價格不低于市場(chǎng)均價,現貨市場(chǎng)收益不低于區域平均水平,輔助服務(wù)市場(chǎng)淨收益同比正增長(cháng)。
三,政府部門(mén)綜合施策,提升煤電的可持續發(fā)展能力。建議政府相關部門(mén)認真總結拉閘限電的經(jīng)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(fēng)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(shí)近年來(lái)出台的一系列能源保供穩價政策。同時(shí),還要根據煤電新的戰略定位,創(chuàng)新、完善既有煤電政策,建立全國統一的電力市場(chǎng)體系,健全有效競争的電力市場(chǎng)交易機制,堅持動(dòng)力煤價、上網(wǎng)電價、用戶電價“三價聯(lián)動(dòng)”不動(dòng)搖,并推出煤電存量機組“三改聯(lián)動(dòng)”的激勵政策。繼續加大煤電關停、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(gè)聯(lián)營(yíng)”,實(shí)現煤電上下遊產(chǎn)業(yè)鏈協調發(fā)展。