陈宗法：“十四五”煤电面临的形势、困难以及转机

“十四五”，随着“双碳”目标的推进、新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入，以及能源保供压力的增加，发电行业既有新的发展机遇，也有新的风险挑战，并且呈现出“六大”发展趋势：低碳化提前提速，市场化交易大增，一体化协同发展，智能化建设升级，电气化不断加快，国际化走深走实。在“双碳”目标下，能源是主战场，电力是主力军。新能源属于绿色低碳能源，将成为能源清洁转型、实现“双碳”目标的“劲旅”，尽管补贴退坡、竞争激烈、风险增加，仍拥有新的发展机遇与更大的发展空间。相反，高碳的煤电挑战大于机遇，未来将受到越来越严格的控制，我们必须要有清醒的认识与正确的把握。当然，近中期煤电（2021-2030）仍然不可或缺，发挥着“压舱石”“顶梁柱”的作用。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：陈宗法）

2021年以来，由于市场环境发生急剧变化，特别是来自上游煤炭市场的严重冲击、“十三五”煤炭煤电政策以及运动式减碳的影响，煤电企业经营“入不敷出”，严重缺乏投融资功能，面临“生存难、改造难、发展难、保供难”。具体体现为：

一是煤价高位震荡。2021年，生产原煤41.3亿吨，增长5.7%；进口煤炭3.2亿吨，增长6.6%；煤炭消费量增长4.6%；电力消费量增长10.3%。由于煤炭供不应求、煤价冲新高，全国耗用电煤约23亿吨，煤电企业增加采购成本超过6000亿元。进入2022年，受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响，煤炭存在季节性、区域性供求紧张。由于国家高压管控煤炭市场，上半年煤炭供需紧张的矛盾有所缓解，煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间（上限），但明显高于去年同期水平，煤电企业仍然不能承受。中电联统计1-5月煤电企业仍额外增加采购成本1900亿元。下半年煤价走势如何，仍存在较大的不确定性。

二是煤电亏损持续。2021年煤电陷入全面亏损，导致发电企业“道是有盈却无盈”，出现“行业净亏”格局。入厂标煤单价涨幅超60%，电热价格传导16.6%，煤电比价关系严重扭曲，全国煤电企业亏损面最高时接近100%，年末仍达80%以上，亏损额超过3000亿元。其中，五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元，不仅比2020年大幅度减利1609亿元，也超过了2008-2011年煤电三年亏损之和921亿元；尽管水电、风光电、核电、气电共计盈利1232亿元，仍不抵煤电板块巨额亏损。2022年上半年，由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%，煤电亏损比去年下半年有所好转，呈现逐季减亏趋势，预计下半年好于上半年，但仍比去年同期增亏减利，五大发电集团上半年仍净亏损187亿元，煤电亏损面超60%。由于“十三五”煤电大幅度减利，特别是进入“十四五”发生巨额亏损，导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。

三是保供压力不减。2021年煤电企业承受了空前巨大的保供压力。进入9-10月，正值水电枯水、北方供暖、冬季用电高峰“三期叠加”，又面临元旦、春节及冬奥、残奥能源保供任务。当时煤电企业或无煤可买，或无钱买煤，或停机检修，超20个省级电网有序用电，少数省份拉闸限电。国家紧急出台保供稳价措施，要求“高比例开机、高负荷出力”，做到“应发尽发”。五大发电集团成立保供专班，不计代价采购电煤、补充库存，全力以赴多发多供。在“发得多亏得多”的前提下，装机占比47%的煤电贡献了60%的电量，利用小时高达4568小时，同比提高263小时，关键时刻发挥了“顶梁柱”的作用。2022年，能源保供的责任仍然十分重大、压力不减。一方面抗击疫情，复工复产；煤电持续亏损，现金流紧张；俄乌冲突，国际能源价格上涨，进口煤价倒挂；夏季出现罕见的干旱高温，水电出力严重不足，川、渝 、苏、浙、皖等省域出现用电紧张。另一方面举办“两奥”，召开“两会”、二十大，实现“六稳”“六保”以及5.5%的经济增长目标，国家要求“决不允许出现拉闸限电”。

四是安全隐患增加。由于煤电亏损、配煤掺烧，消纳新能源、深度调峰，全力能源保供、设备改造欠账，致使一些煤电企业的发电设备存在安全隐患。目前，相当数量的煤电企业为了减亏，不得不配煤掺烧，同时面临缺电保供压力，发展前景又不看好，一些技术骨干流失增多，多因设备检修、改造资金投入不足，设备可靠性明显下降，安全生产压力越来越大。同时，煤电机组灵活性改造按下“快进键”，深度调峰不断创出新纪录，最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短，缺乏技术设计技术，经验普遍不足，只能先试先做，不仅造成机组能耗异常、经济性下降，而且致使设备部件损伤，影响安全稳定运行。

五是改造任务艰巨。目前，煤电机组问题突出，包括存量巨大、占比过高，调峰能力不足，地区发展不平衡，结构优化潜力与能效水平仍需提升，相对竞争力下降。2021年10月，国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”推进“三改”联动，节煤降耗改造3.5亿千瓦，供热改造5000万千瓦，灵活性改造2亿千瓦，灵活制造1.5亿千瓦；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下。一方面煤电改造任务重，要求标准高。“三改联动”要求突破节能减排与绿色低碳转型技术，创新供热方式，努力实现“降耗减碳、节能提效”；灵活性改造要求“应改尽改”，最小发电出力达到30%左右额定负荷。另一方面煤电“三改联动”，需投入上千亿元资金，但煤电亏损严重，配套政策不到位，缺乏资金支持，算不过经济账。实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。

六是未来发展堪忧。“严控煤电项目”成为未来发展主基调，但基于能源保供的需要，“严控煤电不等于不要发展”。预计“十四五”煤电装机仍需净增加。而且，新建煤机要求“灵活性制造”，原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的先进机组。但是目前一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双低”，将倒逼新增投资重点转向新能源。这是因为：煤电长期愿景“不看好”。2030年碳达峰前是煤电最后的发展期，煤电产业生存期为40年左右；煤电亏损垫底，投资积极性不高。2016年以来，煤电经营形势严峻，成本上升、业绩下滑，投资收益率在所有电源项目中连续数年垫底。2021年更是陷入全面亏损，2022年上半年亏损持续；绿色信贷下，煤电属于化石高碳能源，新建项目融资难；燃料成本、升级改造成本、碳排放成本快速上升，市场相对竞争力削弱；煤电战略定位改变，国家配套政策滞后。

尽管煤电存在上述一系列挑战与困难，但同时煤电也开始呈现新的“转机”，今年上半年好于去年下半年，今年下半年将好于今年上半年，有望走出谷底。

政府社会态度生变，不再是“最不受待见”的电源。数据表明，煤电尽管随着新能源跃增式发展，所占比重明显下降，但仍是我国的主体能源。2021年，煤电装机占比47%，提供了全国六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担超八成的供热任务，也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。俄乌冲突下欧洲能源危机的启示，以及去年我国缺煤限电、今年川渝地区缺水限电的实践证明，煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”，也是构建以新能源为主体的新型电力系统最重要的调节性电源，重新引起了各级政府、社会各方、工商企业的高度重视。

煤电政策导向生变，不再是“十三五”全面打压的氛围。去年9月以来，全国各地出台了一系列煤电稳供保价政策，从保障电煤量价稳定、疏导电力热力成本、化解经营资金压力、加强体制机制创新等方面着手推进。具体包括税款缓缴、增加银行贷款、拨付国有资本经营预算资金，建立能涨能跌的电价形成机制，增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价，鼓励开展煤电联营等，不再延续“十三五”煤炭、煤电去产能的“组合拳”，也不再要求工商业电价“只降不升”。

煤电规划目标生变，不再是社会各方预测的“十四五”小目标。针对近年来煤电新增装机持续下降的问题，从今年初开始，国常会连续十几次部署能源保供，要求加快“推进支撑性电源建设”“再开工一批水电煤电等能源项目”。近期，随着国家给各省的新增煤电规划建设项目指标下达，煤电项目开始加快核准。如广东省8月下旬接连核准7台煤机，并且要求必须在9月底之前开工，2024年底前投运。综合近期各方的信息，为增强能源供应的“稳定性、安全性、可持续性”，守好能源安全“底线”，国家将加码“十四五”煤电规划目标，对今明两年煤电开工、投产的年度目标“增量提速”。显然，一些能源机构、行业协会、研究院校原先预测的“十四五”煤电目标均成了“小目标”。

综上所述，煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”。可以预见，“十四五”甚至“十五五”，煤电稳，则行业稳，能源保供无大碍。如果煤电困难长此以往，新的转机昙花一现，新能源又未立，将会危及国家能源安全大局，严重影响经济社会的发展与稳定。