2021年9月以來，在電力保供的挑戰(zhàn)下，國家有關部門調整煤電政策導向，適度調增“十四五”煤電規(guī)劃目標。2023年，盡管我國煤電出現(xiàn)了新的轉機、實現(xiàn)了整體“扭虧”，但“煤電主業(yè)主虧”“政府熱、企業(yè)冷”等現(xiàn)象并未得到根本改變。煤電“轉機”背后存在哪些不確定因素?國家調增后的煤電規(guī)劃目標能否實現(xiàn)?中國電力企業(yè)聯(lián)合會首席專家、中國能源研究會理事陳宗法對以上問題進行了深度分析，由“電聯(lián)新媒”獨家刊發(fā)，將有關思考呈現(xiàn)給廣大讀者。

　　2023年，煤電一改往年的頹勢，出現(xiàn)“兩大轉機”，一是煤電企業(yè)經營情況有所改善，實現(xiàn)整體“扭虧”，改變了2021年“巨虧”、2022年“減虧”的格局;二是煤電新增裝機規(guī)模實現(xiàn)了“正增長”，改變了連年大幅下滑的趨勢。那么，“雙碳”目標下，隨著新型電力系統(tǒng)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，我們如何正確認識煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來的新的轉機?“十四五”煤電規(guī)劃目標能否順利實現(xiàn)?怎么才能使煤電企業(yè)從根本上擺脫困境?這關系到我國能源保供、清潔低碳轉型、經濟發(fā)展三大目標的協(xié)調統(tǒng)一，必須引起政府與社會的高度重視與正確對待。

　　一、煤電整體“扭虧”不假，但仍未從根本上擺脫困境。

　　2021年以來，隨著我國在不同區(qū)域接連出現(xiàn)拉閘限電現(xiàn)象以及新能源的局限性，煤電兜底保供作用凸顯，再加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，2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。

　　2021年“巨虧”。由于入廠標煤單價漲幅超60%，煤電價格傳導僅16.6%且執(zhí)行時間只有三個月，煤電比價關系嚴重扭曲，煤電板塊陷入全面虧損，最高時接近100%，年末仍達80%以上。其中，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損1360億元，比2020年大幅減利1609億元，也超過2008-2011年煤電四年虧損之和。盡管風光電等清潔能源盈利1232億元，仍不抵煤電巨額虧損，發(fā)電行業(yè)出現(xiàn)“凈虧”。

　　2022年“減虧”。煤價持續(xù)高位震蕩，入廠綜合標煤單價上漲14%，但由于落實電煤中長期合同“三個100%”及電價疏導20%政策，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，但虧損面仍超60%。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(xiàn)“由虧轉盈”。

　　2023年“扭虧”。在多因素綜合作用下，煤電行業(yè)整體實現(xiàn)“扭虧為盈”。1-11月，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱終于迎來整體盈利297億元，同比增加833億元，實屬不易。局面的好轉，首先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(xiàn)，煤價降低成了最大的增收因素，占全部增收因素的78%;其次，因來水偏枯，煤機邊際貢獻、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%;第三，繼續(xù)落實煤電上浮20%的價格政策，使煤電價格比上年略有增加，約占全部增收因素的5%。當然，煤電企業(yè)在降本增效、扭虧增盈的攻堅戰(zhàn)中也發(fā)揮了極其重要的作用。由于煤電工況異常綜合供電煤耗升高、固定成本增加，也沖抵了部分增收因素。

　　2023年煤電行業(yè)實現(xiàn)整體“扭虧”，但煤電企業(yè)仍未從根本上擺脫困境。

　　——目前仍有45%左右的煤電企業(yè)虧損，而且虧損額巨大，主要集中在東北、西南、新疆、寧夏、河北、河南、內蒙古等地。

　　——發(fā)電邊際貢獻為負、經營凈現(xiàn)金流為負，經營凈現(xiàn)金不足支付利息的煤電企業(yè)還有不少、分布更廣，一些企業(yè)的現(xiàn)金流短缺、投融資功能減弱、企業(yè)信用評級下降。——累計虧損特別是2021-2022年的巨額虧損沒有及時消化，一些企業(yè)嚴重資不抵債，出現(xiàn)“生存難、改造難、發(fā)展難、保供難、轉型難”。如貴州、內蒙古南北兩家煤電企業(yè)資產負債率分別高達610%、864%，完全依靠委托貸款或股東融資艱難生存保供。

　　——煤電板塊的盈利水平與其在電力行業(yè)的地位、貢獻極不匹配。截至2023年11月底，我國煤電裝機11.56億千瓦，占總裝機容量的比重降到約40.5%，卻為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，仍是主力電源。形成鮮明對比的是，2016年以來煤電投資收益率一直在電源結構中墊底。五大發(fā)電集團煤電占比超過50%，但在2023年1-11月發(fā)電產業(yè)利潤中，煤電只貢獻了21%;在全部產業(yè)利潤中，煤電只貢獻了13%，由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”“掣肘”。

　　面向2024年，煤電容量電價執(zhí)行在即，但煤電能否迎來“小陽春”仍存在不確定因素。(1)2024年電力供需趨向平衡，煤機電價上浮20%政策落實難度增加，年前四季度煤電市價交易已出現(xiàn)小幅下降。即使在拉閘限電的2021、2022年，新疆、貴州、湖北等少數(shù)省區(qū)也沒有完全執(zhí)行到位，其中新疆只上浮6%。(2)2024年電煤長協(xié)政策退坡，增加了保供控價難度。煤電長協(xié)覆蓋率要求剛性不足，按照不低于總需求的80%簽約、鼓勵按照100%簽約(原要求按105%簽約)。預計2024年煤炭市場總體供需平衡，局部地區(qū)、個別時段仍有可能出現(xiàn)緊張局面，市場煤價呈現(xiàn)高位震蕩格局。(3)近年來，由于煤機深度調峰、頻繁啟停、快速升降負荷成為常態(tài)，且由于連年虧損，缺乏資金投入與升級改造，煤機被動偏離設計值運行，設備可靠性和經濟性受到嚴重沖擊，表現(xiàn)為發(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，提升煤機靈活調節(jié)能力、工控系統(tǒng)自主可控能力，將是新的挑戰(zhàn)。

　　二、煤電發(fā)展出現(xiàn)“轉機”，但達到規(guī)劃目標仍存變數(shù)。

　　“十四五”前兩年，由于煤電面臨一系列挑戰(zhàn)與困難，特別是嚴重虧損，“元氣”大傷，煤電發(fā)展總體是“政府熱、企業(yè)冷”，煤電企業(yè)投資意愿普遍低下，導致我國年度新增煤電裝機大幅度下滑，與缺電保供下亟需追加資本開支、擴大新增裝機與煤電增長乏力的現(xiàn)實成為當前電力行業(yè)的主要矛盾。

　　“十一五”“十二五”“十三五”年均煤電新增裝機分別為6400萬、4900萬、3600萬千瓦。2021年，我國新增煤機2937萬千瓦，同比減少1093萬千瓦，下降27.1%;2022年新增煤機只有1465萬千瓦，同比減少1472萬千瓦，下降50.1%。五大發(fā)電集團中出現(xiàn)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積極性較高。長此以往，將可能危及中長期能源保供與新型電力系統(tǒng)的構建。

　　同時，2021年我國缺煤限電、2022年川渝地區(qū)缺水限電的實踐證明，煤電仍是能源保供的“壓艙石”，也是構建新型電力系統(tǒng)重要的調節(jié)電源。而歐洲能源危機的爆發(fā)、通貨膨脹的發(fā)生，也使歐盟國家的能源轉型逐漸回歸理性。

　　面對煤電新增裝機容量的下降、能源保供的形勢以及可再生能源“靠天吃飯”的不確定性，煤電的發(fā)展重新引起了各級政府、社會各方的高度重視。二十大報告要求“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破”，把“確保能源安全”作為必須堅守的安全底線;中央深改委要求加快構建“清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協(xié)同、靈活智能”的新型電力系統(tǒng)。

　　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，幫助煤電渡過難關，補償煤電在能源保供中作出的重大犧牲。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(lián)營”。不再延續(xù)“十三五”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。據(jù)公開信息，為確保能源安全，2022年國家有關部門明確提出煤電“三個8000萬”目標，要求2022年、2023年煤電各開工8000萬、兩年投產8000萬，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，甚至更高。為推進新型電力系統(tǒng)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，國家加大了煤電核準步伐。據(jù)報道，2022年1月—2023年11月，廣東、江蘇、四川、青海等10個省(區(qū))煤電項目核準高達8650萬千瓦，其中廣東達到2518萬千瓦。2023年1-11月全國累計新增煤電裝機3192萬千瓦 ，增長3.5%，呈現(xiàn)“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。如陜煤集團2023年黃陵一期2*66萬千瓦發(fā)電項目建成投運，彬長66萬千瓦CFB發(fā)電項目快速推進，黃陵二期、信陽2*100萬千瓦、石門2*66萬千瓦煤電項目全面開工，汨羅等一批煤電項目加快落地。

　　筆者預計，隨著鼓勵煤電“兩個聯(lián)營”、允許電價上浮20%、出臺容量電價、煤電企業(yè)整體“扭虧”，“十四五”以2023年為轉折點，在此后兩年以及“十五五”期間，煤電發(fā)展將有所增長、提速，但能否吸引社會資本進入國企“苦撐”的煤電領域，如期實現(xiàn)國家調增后的煤電規(guī)劃目標仍存在不確定因素，有待進一步觀察。

　　目前，世界能源格局重塑，實現(xiàn)能源電力技術領先、自主可控是各國競爭的“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、趨勢并沒有減弱、改變。2021年《格拉斯哥氣候公約》，所有國家都同意“逐步減少”使用無碳捕獲和儲存的煤炭;2023年，阿聯(lián)酋COP28會議落幕，190個國家與地區(qū)達成共識：加快淘汰不減排的煤電;在能源系統(tǒng)中擺脫“化石燃料”，2050年前實現(xiàn)凈零排放。一些西方國家紛紛制定煤電退出計劃。如英國2030年實現(xiàn)95%的電力由非化石燃料生產;2035年電力系統(tǒng)完全脫碳。煤電長期愿景不被看好，投資意愿受此影響較大。

　　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。近期核準的沙戈荒新能源大基地配套的煤電項目，如單獨對其進行技經評價，大多算不過經濟賬，難以通過企業(yè)的投資決策門檻。這與國家有關部委要求央企“突出價值創(chuàng)造”“做強實體經濟”“堅決守牢底線”與“一利五率”考核、建設世界一流企業(yè)相悖，也是造成部分發(fā)電集團“退守”煤電領域的重要原因。

　　因此，仍需要加大對煤電投資與CCUS技術的政策支持力度，推動新出臺的容量電價盡快到位，穩(wěn)定能源保供政策，改變“煤電主業(yè)主虧”“政府熱、企業(yè)冷”“電企退、煤企進”的不正常現(xiàn)象。

　　三、煤電的“轉機”只是初步，盈利的基石也不牢，若要實現(xiàn)煤電可持續(xù)發(fā)展，仍需政府、企業(yè)、社會協(xié)同發(fā)力。

　　煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”“頂梁柱”?？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(xiàn)了新的轉機、實現(xiàn)了整體“扭虧”，但這種轉機與扭虧是暫時的、初步的、不確定的。

　　如前所述，一方面在能源保供下煤電付出了巨大犧牲并將繼續(xù)承擔長周期保供的重任。近年來，為保供煤電企業(yè)積累了大量的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，還需要投入巨資，對存量機組進行“三改聯(lián)動”、增量實現(xiàn)多能互補發(fā)展;此外，煤價仍處于歷史高位，而電價一改“標桿電價+煤電聯(lián)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(tǒng)煤電必須走清潔低碳轉型的發(fā)展之路。如果煤電企業(yè)不能從根本上脫困，轉機曇花一現(xiàn)，新能源又未立，將危及國家能源安全大局，影響經濟發(fā)展與社會穩(wěn)定。

　　因此，必須從企業(yè)主體、市場機制、政府政策等方面共同發(fā)力，根本解決煤電虧損問題，提升市場主體的投資意愿，以加快新型能源體系建設，堅決守住能源安全的底線。

　　首先，容量電價下煤電企業(yè)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(xiàn)高質量發(fā)展。煤電存量機組，主要通過淘汰關停、容量替代、重組整合、“三改聯(lián)動”、應急備用，并開展多能聯(lián)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，對沖煤機利用小時下降、電能量價值減小的風險，努力提高度電價值，鞏固扭虧為盈成果。今后增量發(fā)展，在“嚴控”的主基調下，優(yōu)先安排能源保供支撐電源、新能源消納調節(jié)電源以及臨時應急備用電源，實現(xiàn)煤電量的合理增長與質的有效提升。2030年前，各發(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(xiàn)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(lián)營”以及“多能互補”“源網(wǎng)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(xiàn)多能互補、清潔轉型;因地制宜發(fā)展“煤電聯(lián)營”、“港電一體”項目，建設炕口路口、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(wǎng)、多能聯(lián)供綜合能源系統(tǒng)。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CCUS技術，加快燃煤發(fā)電數(shù)字化升級，實現(xiàn)靈活、高效、清潔、低碳、智能發(fā)電?？傊?，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(tǒng)建設。

　　其次，要完善與新型電力系統(tǒng)相適應的煤電市場機制，以體現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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)落實基準價上浮20%政策，或提高煤電基準價;同時，要嚴格管控燃料市場，實現(xiàn)合理的煤電比價關系。在企業(yè)層面，努力實現(xiàn)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(xiàn)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。同時，要根據(jù)煤炭市場的變化，及時調整采購策略，充分發(fā)揮集采優(yōu)勢，降低燃料成本;加裝CCUS技術，推進節(jié)能降碳改造，加強生物質、污泥的摻配摻燒，有效對接碳市場，降低碳排放成本。

　　第三，希望政府部門總結經驗教訓，未雨綢繆，綜合施策，提升煤電的可持續(xù)發(fā)展能力。除了煤電企業(yè)自身努力、健全市場交易機制外，政府部門進一步梳理完善煤電政策也很關鍵。建議政府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(tǒng)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，包括疏導電價的1439號文、管控煤價的303號文、容量補償?shù)?501號文。同時，要根據(jù)煤電新的戰(zhàn)略定位，創(chuàng)新、完善既有的煤電政策，建立全國統(tǒng)一電力市場體系，健全有效競爭的電力市場交易機制，堅持動力煤價、上網(wǎng)電價、用戶電價“三價聯(lián)動”不動搖，盡早到位煤電兩部制電價，并推出煤電存量機組“三改聯(lián)動”具體可操作的激勵政策;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(lián)營”，實現(xiàn)煤電上下游產業(yè)鏈協(xié)調發(fā)展。此外，希望社會各方能參照世界各國的通行做法，合理分擔能源保供、清潔轉型所付出的必要代價，理性對待能源電力價格上漲，與政府部門、能源企業(yè)共同努力，實現(xiàn)清潔轉型、能源保供、經濟增長的協(xié)調統(tǒng)一。