陈宗法：“十四五”煤电规划目标能否顺利落地?

　　2021年9月以来，在电力保供的挑战下，国家有关部门调整煤电政策导向，适度调增“十四五”煤电规划目标。2023年，尽管我国煤电出现了新的转机、实现了整体“扭亏”，但“煤电主业主亏”“政府热、企业冷”等现象并未得到根本改变。煤电“转机”背后存在哪些不确定因素?国家调增后的煤电规划目标能否实现?中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法对以上问题进行了深度分析，由“电联新媒”独家刊发，将有关思考呈现给广大读者。

　　2023年，煤电一改往年的颓势，出现“两大转机”，一是煤电企业经营情况有所改善，实现整体“扭亏”，改变了2021年“巨亏”、2022年“减亏”的格局;二是煤电新增装机规模实现了“正增长”，改变了连年大幅下滑的趋势。那么，“双碳”目标下，随着新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入、长周期能源保供的持续，以及国家对煤电政策的调整，我们如何正确认识煤电在巨大挑战中迎来的新的转机?“十四五”煤电规划目标能否顺利实现?怎么才能使煤电企业从根本上摆脱困境?这关系到我国能源保供、清洁低碳转型、经济发展三大目标的协调统一，必须引起政府与社会的高度重视与正确对待。

　　一、煤电整体“扭亏”不假，但仍未从根本上摆脱困境。

　　2021年以来，随着我国在不同区域接连出现拉闸限电现象以及新能源的局限性，煤电兜底保供作用凸显，再加国家煤电政策的修正、优化，煤电在巨大挑战中迎来新的转机，煤电企业经营情况开始改善，2021-2023年分别走出了“巨亏”“减亏”“扭亏”三步曲。

　　2021年“巨亏”。由于入厂标煤单价涨幅超60%，煤电价格传导仅16.6%且执行时间只有三个月，煤电比价关系严重扭曲，煤电板块陷入全面亏损，最高时接近100%，年末仍达80%以上。其中，五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元，比2020年大幅减利1609亿元，也超过2008-2011年煤电四年亏损之和。尽管风光电等清洁能源盈利1232亿元，仍不抵煤电巨额亏损，发电行业出现“净亏”。

　　2022年“减亏”。煤价持续高位震荡，入厂综合标煤单价上涨14%，但由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%政策，煤电板块有所减亏。其中，五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元，同比减亏576亿元，但亏损面仍超60%。发电行业在清洁能源板块快速发展、扩大盈利的情况下，实现“由亏转盈”。

　　2023年“扭亏”。在多因素综合作用下，煤电行业整体实现“扭亏为盈”。1-11月，五大发电集团煤电发电供热终于迎来整体盈利297亿元，同比增加833亿元，实属不易。局面的好转，首先得益于国家严格管控煤炭产销环节、强力推动电煤中长期合同“三个100%”政策的兑现，煤价降低成了最大的增收因素，占全部增收因素的78%;其次，因来水偏枯，煤机边际贡献、发电量增加，也成了重要的增收因素，占全部增收因素的17%;第三，继续落实煤电上浮20%的价格政策，使煤电价格比上年略有增加，约占全部增收因素的5%。当然，煤电企业在降本增效、扭亏增盈的攻坚战中也发挥了极其重要的作用。由于煤电工况异常综合供电煤耗升高、固定成本增加，也冲抵了部分增收因素。

　　2023年煤电行业实现整体“扭亏”，但煤电企业仍未从根本上摆脱困境。

　　——目前仍有45%左右的煤电企业亏损，而且亏损额巨大，主要集中在东北、西南、新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等地。

　　——发电边际贡献为负、经营净现金流为负，经营净现金不足支付利息的煤电企业还有不少、分布更广，一些企业的现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。——累计亏损特别是2021-2022年的巨额亏损没有及时消化，一些企业严重资不抵债，出现“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”。如贵州、内蒙古南北两家煤电企业资产负债率分别高达610%、864%，完全依靠委托贷款或股东融资艰难生存保供。

　　——煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献极不匹配。截至2023年11月底，我国煤电装机11.56亿千瓦，占总装机容量的比重降到约40.5%，却为全国提供了近六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担超八成的供热任务，仍是主力电源。形成鲜明对比的是，2016年以来煤电投资收益率一直在电源结构中垫底。五大发电集团煤电占比超过50%，但在2023年1-11月发电产业利润中，煤电只贡献了21%;在全部产业利润中，煤电只贡献了13%，由能源保供中的“主角”变成效益考核中的“配角”“掣肘”。

　　面向2024年，煤电容量电价执行在即，但煤电能否迎来“小阳春”仍存在不确定因素。(1)2024年电力供需趋向平衡，煤机电价上浮20%政策落实难度增加，年前四季度煤电市价交易已出现小幅下降。即使在拉闸限电的2021、2022年，新疆、贵州、湖北等少数省区也没有完全执行到位，其中新疆只上浮6%。(2)2024年电煤长协政策退坡，增加了保供控价难度。煤电长协覆盖率要求刚性不足，按照不低于总需求的80%签约、鼓励按照100%签约(原要求按105%签约)。预计2024年煤炭市场总体供需平衡，局部地区、个别时段仍有可能出现紧张局面，市场煤价呈现高位震荡格局。(3)近年来，由于煤机深度调峰、频繁启停、快速升降负荷成为常态，且由于连年亏损，缺乏资金投入与升级改造，煤机被动偏离设计值运行，设备可靠性和经济性受到严重冲击，表现为发电设备故障频发，供电煤耗不降反升。在容量电价机制下，如何优化调整煤电的生产运营模式，提升煤机灵活调节能力、工控系统自主可控能力，将是新的挑战。

　　二、煤电发展出现“转机”，但达到规划目标仍存变数。

　　“十四五”前两年，由于煤电面临一系列挑战与困难，特别是严重亏损，“元气”大伤，煤电发展总体是“政府热、企业冷”，煤电企业投资意愿普遍低下，导致我国年度新增煤电装机大幅度下滑，与缺电保供下亟需追加资本开支、扩大新增装机与煤电增长乏力的现实成为当前电力行业的主要矛盾。

　　“十一五”“十二五”“十三五”年均煤电新增装机分别为6400万、4900万、3600万千瓦。2021年，我国新增煤机2937万千瓦，同比减少1093万千瓦，下降27.1%;2022年新增煤机只有1465万千瓦，同比减少1472万千瓦，下降50.1%。五大发电集团中出现两大集团煤电装机规模“净减少”，只有煤电一体的国家能源投资积极性较高。长此以往，将可能危及中长期能源保供与新型电力系统的构建。

　　同时，2021年我国缺煤限电、2022年川渝地区缺水限电的实践证明，煤电仍是能源保供的“压舱石”，也是构建新型电力系统重要的调节电源。而欧洲能源危机的爆发、通货膨胀的发生，也使欧盟国家的能源转型逐渐回归理性。

　　面对煤电新增装机容量的下降、能源保供的形势以及可再生能源“靠天吃饭”的不确定性，煤电的发展重新引起了各级政府、社会各方的高度重视。二十大报告要求“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破”，把“确保能源安全”作为必须坚守的安全底线;中央深改委要求加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的新型电力系统。

　　2021年9月以来，国家有关部门“双管齐下”。一方面，积极调整煤电政策导向，帮助煤电渡过难关，补偿煤电在能源保供中作出的重大牺牲。国家出台了一系列煤电稳供保价政策，包括缓缴税款、增加贷款、拨付国有资本经营预算资金，建立能涨能跌的电价机制，出台煤电容量电价，增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价，鼓励开展“两个联营”。不再延续“十三五”全面打压的政策，包括煤炭、煤电去产能，要求工商业电价“只降不升”。另一方面，适度调增“十四五”煤电规划目标，合理布局清洁高效煤电。据公开信息，为确保能源安全，2022年国家有关部门明确提出煤电“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万、两年投产8000万，并将“十四五”煤电发展目标12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦，甚至更高。为推进新型电力系统建设，国家要求重点在沙戈荒大基地周边、川渝滇黔等水电富集地区、电力负荷中心以及主要电力输入地区“合理布局清洁高效煤电”。

　　近年来，国家加大了煤电核准步伐。据报道，2022年1月—2023年11月，广东、江苏、四川、青海等10个省(区)煤电项目核准高达8650万千瓦，其中广东达到2518万千瓦。2023年1-11月全国累计新增煤电装机3192万千瓦 ，增长3.5%，呈现“止跌反弹”迹象。煤炭企业出于建链稳链、平衡收益与风险的需要，积极“进军”煤电领域。如陕煤集团2023年黄陵一期2*66万千瓦发电项目建成投运，彬长66万千瓦CFB发电项目快速推进，黄陵二期、信阳2*100万千瓦、石门2*66万千瓦煤电项目全面开工，汨罗等一批煤电项目加快落地。

　　笔者预计，随着鼓励煤电“两个联营”、允许电价上浮20%、出台容量电价、煤电企业整体“扭亏”，“十四五”以2023年为转折点，在此后两年以及“十五五”期间，煤电发展将有所增长、提速，但能否吸引社会资本进入国企“苦撑”的煤电领域，如期实现国家调增后的煤电规划目标仍存在不确定因素，有待进一步观察。

　　目前，世界能源格局重塑，实现能源电力技术领先、自主可控是各国竞争的“高地”;能源绿色低碳转型成为全球的“普遍共识”和“一致行动”。尽管能源危机的发生，为保留化石能源开启了一个窗口期，但应对气候变化、加快清洁转型的呼声、趋势并没有减弱、改变。2021年《格拉斯哥气候公约》，所有国家都同意“逐步减少”使用无碳捕获和储存的煤炭;2023年，阿联酋COP28会议落幕，190个国家与地区达成共识：加快淘汰不减排的煤电;在能源系统中摆脱“化石燃料”，2050年前实现净零排放。一些西方国家纷纷制定煤电退出计划。如英国2030年实现95%的电力由非化石燃料生产;2035年电力系统完全脱碳。煤电长期愿景不被看好，投资意愿受此影响较大。

　　同时，我国新能源全产业链领先世界，风光电装机呈爆发式增长，其成长性、经济性显著增强。相反 ，煤电的燃料成本、升级改造成本、碳排放成本快速上升，近期设备造价上涨了近三分之一，其市场竞争力与盈利能力大幅下降。近期核准的沙戈荒新能源大基地配套的煤电项目，如单独对其进行技经评价，大多算不过经济账，难以通过企业的投资决策门槛。这与国家有关部委要求央企“突出价值创造”“做强实体经济”“坚决守牢底线”与“一利五率”考核、建设世界一流企业相悖，也是造成部分发电集团“退守”煤电领域的重要原因。

　　因此，仍需要加大对煤电投资与CCUS技术的政策支持力度，推动新出台的容量电价尽快到位，稳定能源保供政策，改变“煤电主业主亏”“政府热、企业冷”“电企退、煤企进”的不正常现象。

　　三、煤电的“转机”只是初步，盈利的基石也不牢，若要实现煤电可持续发展，仍需政府、企业、社会协同发力。

　　煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”。可以预见，2030年前，煤电稳，则行业稳，能源保供无大碍。尽管我国煤电出现了新的转机、实现了整体“扭亏”，但这种转机与扭亏是暂时的、初步的、不确定的。

　　如前所述，一方面在能源保供下煤电付出了巨大牺牲并将继续承担长周期保供的重任。近年来，为保供煤电企业积累了大量的政策性亏损需要消化，有相当一部分企业仍处于亏损状态甚至资不抵债;同时，还需要投入巨资，对存量机组进行“三改联动”、增量实现多能互补发展;此外，煤价仍处于历史高位，而电价一改“标杆电价+煤电联动”政策，在全电量竞价机制下面临电价下降的风险。新出台的煤电容量电价重在建立固定成本回收机制，但由于容量电价补偿标准偏低，分年到位，且门槛高、考核严格，煤电企业并不能“躺赢”。另一方面在“双碳”目标下煤电面临低碳转型的长期挑战。绿色低碳是能源电力行业的战略方向，也是未来企业的核心竞争力，传统煤电必须走清洁低碳转型的发展之路。如果煤电企业不能从根本上脱困，转机昙花一现，新能源又未立，将危及国家能源安全大局，影响经济发展与社会稳定。

　　因此，必须从企业主体、市场机制、政府政策等方面共同发力，根本解决煤电亏损问题，提升市场主体的投资意愿，以加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全的底线。

　　首先，容量电价下煤电企业不能“躺平”，要转变观念，找准定位，通过技术进步与管理创新，改造存量、严控增量、有序减量、低碳转型，实现高质量发展。煤电存量机组，主要通过淘汰关停、容量替代、重组整合、“三改联动”、应急备用，并开展多能联供、辅助服务、综合能源服务，达到“低能耗、低排放、高能效”与“弹性出力”的要求，以提高电力容量、灵活调节、清洁低碳等多维价值，对冲煤机利用小时下降、电能量价值减小的风险，努力提高度电价值，巩固扭亏为盈成果。今后增量发展，在“严控”的主基调下，优先安排能源保供支撑电源、新能源消纳调节电源以及临时应急备用电源，实现煤电量的合理增长与质的有效提升。2030年前，各发电集团要从国家大局出发，适当调增煤电发展规模，重点做好沙戈荒大基地煤电配套项目的开工、投产工作，力争早见效;对在建煤电项目，努力实现按计划投产;对已纳入规划的煤电项目，做好投资决策以及核准、开工工作;对煤电储备项目，做好评估、优选、纳规工作。同时，要围绕负荷中心、风光电外送基地、新能源调峰需求以及煤炭资源富集省份，分区域推进煤电结构调整和布局优化，并以“两个联营”以及“多能互补”“源网荷储一体化”为发展方向，努力创新发展方式，积极探索“煤电+新能源”“煤电+储能”“煤电+生物质(垃圾、污泥)”耦合发电，实现多能互补、清洁转型;因地制宜发展“煤电联营”、“港电一体”项目，建设炕口路口、输电端口煤电厂，提升市场竞争与抗风险能力;融合发展风光水火储一体化项目以及智能高效热力网、多能联供综合能源系统。此外，要发展虚拟电厂，进一步研发、突破燃煤发电技术，特别是研发推广新一代CCUS技术，加快燃煤发电数字化升级，实现灵活、高效、清洁、低碳、智能发电。总之，煤电企业未来要走“煤电+”及“严建、改造、延寿、减发、退出”的清洁高效、低碳转型的路子，支撑新型电力系统建设。

　　其次，要完善与新型电力系统相适应的煤电市场机制，以体现煤电的多维价值，增强市场抗风险能力。目前，煤电已全面参与市场交易，如何体现煤电的多维价值，需要国家健全市场机制和企业综合决策。在国家层面，探索建立容量市场，完善辅助服务市场，深化中长期、现货电能量市场，形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。目前，重点要落实容量电价补偿机制，继续落实基准价上浮20%政策，或提高煤电基准价;同时，要严格管控燃料市场，实现合理的煤电比价关系。在企业层面，努力实现供电、供热、辅助服务综合效益最大化，要力争中长期交易电量占比不低于装机占比、交易价格不低于市场均价，现货市场收益不低于区域平均水平，辅助服务市场净收益同比正增长。同时，要根据煤炭市场的变化，及时调整采购策略，充分发挥集采优势，降低燃料成本;加装CCUS技术，推进节能降碳改造，加强生物质、污泥的掺配掺烧，有效对接碳市场，降低碳排放成本。

　　第三，希望政府部门总结经验教训，未雨绸缪，综合施策，提升煤电的可持续发展能力。除了煤电企业自身努力、健全市场交易机制外，政府部门进一步梳理完善煤电政策也很关键。建议政府部门认真总结拉闸限电的经验教训，评估既往的煤电政策，高度重视能源安全，对能源清洁转型的风险保持警醒，对煤电在能源保供、新型电力系统中的定位、作用重新认识，督促各方不折不扣落实近年来出台的一系列能源保供稳价政策，包括疏导电价的1439号文、管控煤价的303号文、容量补偿的1501号文。同时，要根据煤电新的战略定位，创新、完善既有的煤电政策，建立全国统一电力市场体系，健全有效竞争的电力市场交易机制，坚持动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”不动摇，尽早到位煤电两部制电价，并推出煤电存量机组“三改联动”具体可操作的激励政策;继续加大煤电关停、退出企业补偿力度;提倡各地存量煤电配置新能源资源，并鼓励煤电“两个联营”，实现煤电上下游产业链协调发展。此外，希望社会各方能参照世界各国的通行做法，合理分担能源保供、清洁转型所付出的必要代价，理性对待能源电力价格上涨，与政府部门、能源企业共同努力，实现清洁转型、能源保供、经济增长的协调统一。