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”；二是煤电新增装机规模实现“正增长”，改变了连年大幅下滑的趋势。在“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，如何正确认识传统煤电在巨大挑战中迎来的新转机？“十四五”煤电规划目标能否顺利实现？这些关系到我国能源保供、清洁转型、经济发展三大目标的协调统一，必须引起高度重视并给予正确对待。

　　煤电整体“扭亏”，但仍未从根本上摆脱困境
　　2021年，我国不同区域接连出现拉闸限电现象，加上新能源的局限性，煤电兜底保供作用凸显，再加上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年，五大发电集团（国家能源投资集团、华能集团、国家电力投资集团、大唐集团、华电集团）煤电发电供热亏损1360亿元，比2020年减利1609亿元，超过2008年至2011年煤电4年亏损之和。尽管风力发电、光伏发电等清洁源盈利1232亿元，仍不抵煤电亏损。2022年，由于落实电煤中长期合同“三个100%”（发电供热企业全年用煤量签约100%、电煤中长期合同月度履约率100%、执行国家电煤中长期合同价格政策100%）及“煤电基准价+上下浮动不超过20%”（2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易，在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价。同时，扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围。由原来的上浮不超过10%、下浮原则上不超15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%）的市场化电价机制，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。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，在多种因素综合作用下，煤电行业整体实现扭亏为盈。五大发电集团煤电发电供热终于迎来整体盈利307亿元。局面的好转，一是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；二是来水偏枯，燃煤机组边际贡献、发电量增加也成了重要的增收因素，占全部增收因素的17%；三是继续落实“煤电基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价机制政策，使煤电价格比上年略有增加，约占全部增收因素的5%。
　　2023年煤电行业实现整体“扭亏”可喜可贺，但冷静思考，煤电企业仍未从根本上摆脱困境。
　　一是目前仍有45%左右的煤电企业亏损，主要集中在东北、西南以及新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等区域。
　　二是煤电企业发电边际贡献为负、经营净现金流为负。经营净现金不足以支付利息的煤电企业还有不少，分布也很广。一些企业现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。
　　三是煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献不匹配。截至2023年底，我国煤电装机11.65亿千瓦，占总装机容量的比重降到约39.9%，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。与此形成鲜明对比的是，2016年以来煤电投资收益率在电源结构中一直垫底。五大发电集团煤电占比51%，但在2023年发电产业利润中，煤电只贡献了22%，在全部产业利润中，煤电只贡献了12%，由能源保供中的“主角”变成效益考核中的“配角”。
　　2024年，煤电容量电价开始执行，煤电企业大概率能迎来一个“小阳春”，但仍需关注三个不确定因素。一是2024年电力供需趋向平衡，煤电价格上浮20%政策落实难度增加。二是近年来发电设备故障频发，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，提升燃煤机组灵活调节能力、工控系统自主可控能力，将是新挑战。三是煤价的不确定性。
　　煤电发展出现“转机”，但达到规划目标仍存变数
　　“十四五”前2年，我国年度新增煤电装机罕见出现连续下滑，与缺电保供下亟需追加资本开支、扩大新增装机成为电力行业的主要矛盾。
　　“十一五”“十二五”“十三五”期间年均煤电新增装机分别为6400万千瓦、4900万千瓦、3600万千瓦。2021年，我国新增煤电装机2937万千瓦，同比减少1093万千瓦，降幅为27.1%；2022年新增煤电装机2920万千瓦，同比减少17万千瓦，降幅为0.6%。五大发电集团中有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集团投资煤电积极性较高。长此以往，这种情况将危及中长期能源保供与新型电力系统的构建。
　　面对煤电新增装机持续下降、能源保供持续进行的严峻形势，以及可再生能源“靠天吃饭”的局限性，煤电的发展重新引起了各级政府、社会各方的高度重视。
　　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，帮助煤电企业渡过难关。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”（煤炭与煤电联营、煤电与可再生能源联营）。不再延续“十三五”期间全面打压的政策，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。2022年国家发改委明确提出煤电“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦，并将“十四五”煤电发展目标12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦。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，国家加快了煤电核准步伐。2023年，全国累计新增煤电装机4774万千瓦，同比增加1854万千瓦，增长63.5%，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。
　　笔者预计，以2023年为转折点，随着鼓励煤电“两个联营”、“煤电基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价机制政策的执行、容量电价的出台、煤电企业整体“扭亏”，“十四五”后2年以及“十五五”期间，煤电发展将会有所提速。但能否吸引社会资本进入煤电领域，如期实现国家调增后的煤电规划目标仍有待进一步观察。
　　目前，世界能源格局重塑，实现能源电力技术领先、自主可控成为各国竞争的“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和趋势并没有减弱和改变。煤电长期愿景不被看好，这给投资者带来相当大的影响。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。2022年至2023年，国家要求煤电装机投产8000万千瓦，实际投产7694万千瓦，完成96%；到2023年底，全国煤电装机116493万千瓦，距离2025年13.6亿千瓦的煤电规划目标仍差19507万千瓦，意味着2024年至2025每年要投产近1亿千瓦，任务依然艰巨。
　　因此，仍需要加大对煤电投资和碳捕获与利用技术（CCUS）的政策支持力度，推动新出台的容量电价相关政策尽快落实到位。
　　实现煤电可持续发展，需多方协同发力
　　煤电出现转机，但盈利的基石并不牢，若要实现可持续发展，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”。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。
　　一方面，煤电承担了长周期保供重任。近年来，为保供煤电企业积累了大量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，还需要投入资金，对存量机组进行“三改联动”（节能降耗改造、供热改造、灵活性改造）、增量实现多能互补发展。此外，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。
　　因此，必须从企业主体、市场机制、国家政策等方面共同发力，从根本上解决煤电发展问题，提升市场主体的投资意愿，加快新型能源体系建设，坚决守住能源安全的底线。
　　一，容量电价下煤电企业不能“躺赢”，更不能“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，可通过淘汰关停、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，对冲燃煤机组利用小时下降、电能量价值减小的风险，努力提高度电价值。
　　2030年前，各大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，建设坑口、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碳捕获与利用技术，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。
　　二，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“煤电基准价+上下浮动不超过20%”的政策，或提高煤电基准价。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。
　　三，政府部门综合施策，提升煤电的可持续发展能力。建议政府相关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。同时，还要根据煤电新的战略定位，创新、完善既有煤电政策，建立全国统一的电力市场体系，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，并推出煤电存量机组“三改联动”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。