陳宗法：“十四五”煤電規劃目標能否順利落地?

　　2021年9月以來，在電力保供的挑戰下，國家有關部門調整煤電政策導向，適度調增“十四五”煤電規劃目標。2023年，盡管我國煤電出現了新的轉機、實現了整體“扭虧”，但“煤電主業主虧”“政府熱、企業冷”等現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劃目標能否實現?中國電力企業聯合會首席專家、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“電聯新媒”獨家刊發，將有關思考呈現給廣大讀者。

　　2023年，煤電一改往年的頹勢，出現“兩大轉機”，一是煤電企業經營情況有所改善，實現整體“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模實現了“正增長”，改變了連年大幅下滑的趨勢。那么，“雙碳”目標下，隨著新型電力系統的構建、電力市場化改革的深入、長周期能源保供的持續，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中迎來的新的轉機?“十四五”煤電規劃目標能否順利實現?怎么才能使煤電企業從根本上擺脫困境?這關系到我國能源保供、清潔低碳轉型、經濟發展三大目標的協調統一，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，隨著我國在不同區域接連出現拉閘限電現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、優化，煤電在巨大挑戰中迎來新的轉機，煤電企業經營情況開始改善，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，五大發電集團煤電發電供熱虧損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，發電行業出現“凈虧”。

　　2022年“減虧”。煤價持續高位震蕩，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，五大發電集團煤電發電供熱虧損784億元，同比減虧576億元，但虧損面仍超60%。發電行業在清潔能源板塊快速發展、擴大盈利的情況下，實現“由虧轉盈”。

　　2023年“扭虧”。在多因素綜合作用下，煤電行業整體實現“扭虧為盈”。1-11月，五大發電集團煤電發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節、強力推動電煤中長期合同“三個100%”政策的兌現，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，煤電企業在降本增效、扭虧增盈的攻堅戰中也發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年煤電行業實現整體“扭虧”，但煤電企業仍未從根本上擺脫困境。

　　——目前仍有45%左右的煤電企業虧損，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。

　　——發電邊際貢獻為負、經營凈現金流為負，經營凈現金不足支付利息的煤電企業還有不少、分布更廣，一些企業的現金流短缺、投融資功能減弱、企業信用評級下降。——累計虧損特別是2021-2022年的巨額虧損沒有及時消化，一些企業嚴重資不抵債，出現“生存難、改造難、發展難、保供難、轉型難”。如貴州、內蒙古南北兩家煤電企業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電量，支撐超七成的電網高峰負荷，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。五大發電集團煤電占比超過50%，但在2023年1-11月發電產業利潤中，煤電只貢獻了21%;在全部產業利潤中，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小幅下降。即使在拉閘限電的2021、2022年，新疆、貴州、湖北等少數省區也沒有完全執行到位，其中新疆只上浮6%。(2)2024年電煤長協政策退坡，增加了保供控價難度。煤電長協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、個別時段仍有可能出現緊張局面，市場煤價呈現高位震蕩格局。(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，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，表現為發電設備故障頻發，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運營模式，提升煤機靈活調節能力、工控系統自主可控能力，將是新的挑戰。

　　二、煤電發展出現“轉機”，但達到規劃目標仍存變數。

　　“十四五”前兩年，由于煤電面臨一系列挑戰與困難，特別是嚴重虧損，“元氣”大傷，煤電發展總體是“政府熱、企業冷”，煤電企業投資意愿普遍低下，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實成為當前電力行業的主要矛盾。

　　“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%。五大發電集團中出現兩大集團煤電裝機規模“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的構建。

　　同時，2021年我國缺煤限電、2022年川渝地區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重要的調節電源。而歐洲能源危機的爆發、通貨膨脹的發生，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、供需協同、靈活智能”的新型電力系統。

　　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”。不再延續“十三五”全面打壓的政策，包括煤炭、煤電去產能，要求工商業電價“只降不升”。另一方面，適度調增“十四五”煤電規劃目標，合理布局清潔高效煤電。據公開信息，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，國家加大了煤電核準步伐。據報道，2022年1月—2023年11月，廣東、江蘇、四川、青海等10個省(區)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“止跌反彈”跡象。煤炭企業出于建鏈穩鏈、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*66萬千瓦發電項目建成投運，彬長66萬千瓦CFB發電項目快速推進，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“兩個聯營”、允許電價上浮20%、出臺容量電價、煤電企業整體“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，如期實現國家調增后的煤電規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，阿聯酋COP28會議落幕，190個國家與地區達成共識：加快淘汰不減排的煤電;在能源系統中擺脫“化石燃料”，2050年前實現凈零排放。一些西方國家紛紛制定煤電退出計劃。如英國2030年實現95%的電力由非化石燃料生產;2035年電力系統完全脫碳。煤電長期愿景不被看好，投資意愿受此影響較大。

　　同時，我國新能源全產業鏈領先世界，風光電裝機呈爆發式增長，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，難以通過企業的投資決策門檻。這與國家有關部委要求央企“突出價值創造”“做強實體經濟”“堅決守牢底線”與“一利五率”考核、建設世界一流企業相悖，也是造成部分發電集團“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，穩定能源保供政策，改變“煤電主業主虧”“政府熱、企業冷”“電企退、煤企進”的不正常現象。

　　三、煤電的“轉機”只是初步，盈利的基石也不牢，若要實現煤電可持續發展，仍需政府、企業、社會協同發力。

　　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，則行業穩，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。

　　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承擔長周期保供的重任。近年來，為保供煤電企業積累了大量的政策性虧損需要消化，有相當一部分企業仍處于虧損狀態甚至資不抵債;同時，還需要投入巨資，對存量機組進行“三改聯動”、增量實現多能互補發展;此外，煤價仍處于歷史高位，而電價一改“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。綠色低碳是能源電力行業的戰略方向，也是未來企業的核心競爭力，傳統煤電必須走清潔低碳轉型的發展之路。如果煤電企業不能從根本上脫困，轉機曇花一現，新能源又未立，將危及國家能源安全大局，影響經濟發展與社會穩定。

　　因此，必須從企業主體、市場機制、政府政策等方面共同發力，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不能“躺平”，要轉變觀念，找準定位，通過技術進步與管理創新，改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉型，實現高質量發展。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、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。今后增量發展，在“嚴控”的主基調下，優先安排能源保供支撐電源、新能源消納調節電源以及臨時應急備用電源，實現煤電量的合理增長與質的有效提升。2030年前，各發電集團要從國家大局出發，適當調增煤電發展規模，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、優選、納規工作。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，分區域推進煤電結構調整和布局優化，并以“兩個聯營”以及“多能互補”“源網荷儲一體化”為發展方向，努力創新發展方式，積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質(垃圾、污泥)”耦合發電，實現多能互補、清潔轉型;因地制宜發展“煤電聯營”、“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，要發展虛擬電廠，進一步研發、突破燃煤發電技術，特別是研發推廣新一代CCUS技術，加快燃煤發電數字化升級，實現靈活、高效、清潔、低碳、智能發電?？傊?，煤電企業未來要走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、減發、退出”的清潔高效、低碳轉型的路子，支撐新型電力系統建設。

　　其次，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，實現合理的煤電比價關系。在企業層面，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域平均水平，輔助服務市場凈收益同比正增長。同時，要根據煤炭市場的變化，及時調整采購策略，充分發揮集采優勢，降低燃料成本;加裝CCUS技術，推進節能降碳改造，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，提升煤電的可持續發展能力。除了煤電企業自身努力、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、容量補償的1501號文。同時，要根據煤電新的戰略定位，創新、完善既有的煤電政策，建立全國統一電力市場體系，健全有效競爭的電力市場交易機制，堅持動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”不動搖，盡早到位煤電兩部制電價，并推出煤電存量機組“三改聯動”具體可操作的激勵政策;繼續加大煤電關停、退出企業補償力度;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鏈協調發展。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、能源企業共同努力，實現清潔轉型、能源保供、經濟增長的協調統一。