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。