煤电复兴拷问

在“双碳”背景下，煤电承担着新的历史责任，但未有相应的收益机制作保障。煤电产业该如何生存？

（来源：能源新媒  作者：武魏楠）

7月31日，国家能源局发布数据显示，截至6月底我国可再生能源装机达到13.22亿千瓦，约占我国总装机的48.8%。这是我国可再生能源装机在历史上第一次超过煤电装机，新华社甚至为此使用了“历史性超过”的表述作为标题。

长期以来，煤电都在我国的电力系统中占据着绝对主导地位。近年来的数据显示，煤电装机比例逐年降低，甚至低至50%以下。当前可再生能源发电装机超越了煤电，对于中国电力系统来说，的确到了“改朝换代”的关键时期。

不过就此而论煤电就彻底进入下坡路，似乎还为时过早。8月3日，国际环保机构绿色和平发布《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》，报告显示2023年上半年，全国总核准煤电装机5040万千瓦，已达2022年全年核准装机量的55.56%，远超2021年全年获批总量。

煤电核准量（万千瓦）

数据来源：全国、各省、自治区、直辖市发改委官网、投资项目在 线审批监管平台、生态环境部门环评报告、信用

中国等公开信息

统计：绿色和平

制表：《能源》编辑部

此前，全球能源监测机构GlobalEnergyMonitor曾发布了有关中国2022年新增煤电的最新报告。根据这份名为《中国在2022年每周核准2个新煤电项目》的报告，2022年中国煤电核准量超过2021年4倍，高达106GW以上。

项目核准的统计数据在口径上或许有着一定的差别，但总体趋势却没有异议。1月18日，国家能源局发布2022年全国电力工业统计数据，数据显示2022年，火电完成投资909亿元，同比增长28.4%，煤电建设又再现高潮。

历年火电新增装机及火电投资额

数据来源：中电联

制表：《能源》编辑部

自从2021年我国夏秋季节出现了多年未见拉闸限电现象之后，煤电的核准及建设就有了明显的提速。考虑到煤电2到3年的建设周期，从2023年上半年开始，我国将会迎来新建成火电的增长热潮。

数据也证实了这一点。根据中电联发布的《2023年1-6月全国电力工业统计数据一览表》，2023年1-6月发电新增设备容量，火电新增2602万千瓦，相比于年同期增加了1282万千瓦。

然而煤电的复兴却带来了一个新的问题：在“2030年碳达峰、2060年碳中和”战略目标没有动摇的大背景下，新增煤电的快速增长是否会影响“双碳”战略目标的实现？即便是不会影响“2030年碳达峰”目标，但碳达峰的峰值高度越高，对于碳中和30年的过程来说就意味着越艰难。

7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（下称《指导意见》）。会议提出，要深化电力体制改革，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，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。

过去3年里，我们经历了“双碳”目标提出、运动式减碳崎路、电力短缺难题等一系列挑战。这些波折提醒我们，能源转型不可一蹴而就，只有坚定立足当下的能源基础，找到合适的转向路径，才能实现长期目标。

在明确煤电的托底作用之后，我们该如何看待这一轮“煤电复兴”？海量煤电项目的核准，又是否会产生新一轮产能过剩？而最终我们要面对的终极问题是，在“双碳”的长期背景下，煤电未来该如何发展？

狂飙之势

2016年，国家发改委、国家能源局发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，文件中指出要建立煤电规划风险预警机制，严控煤电总量规模。这一文件为整个“十三五”期间的煤电发展定了调。

同年11月，电力“十三五”规划出炉。规划明确指出我国电力供应由总体平衡、局部偏紧的状态转向了相对宽松、局部过剩。而且规划中提出，“十三五”期间，电力供应宽松是常态化现象，我国电力供应将进入持续宽松的新阶段。

实际情况是从2021年夏秋季节的大面积电力短缺开始，每到冬季、夏季的用电高峰，我们总是会看到某些区域遭遇电力供给不足的问题，必须采用需求侧响应、有序用电等手段来保障电力供给。

2021年10月24日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，对于煤电的定位是“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”。煤电的重要性被重新认识，煤电的投资热潮也由此展开。

“对于电力保供紧张形势的担忧是煤电核准快速增长的主要动因之一。”绿色和平气候与能源资深项目主任谢雯雯表示：“我们观察到，在面对能源安全、社会经济发展、‘双碳’等多重目标时，中国电力系统出现了可再生能源大幅增长和煤电装机审批加速并行的情况。”

2022 年煤电核准总量前八省份（万千瓦）

数据来源：全国、各省、自治区、直辖市发改委官网、投资项目 在线审批监管平台、生态环境部门环评报告、信用

中国等公开信息

统计：绿色和平

从统计信息来看，东部地区是2022年煤电核准热潮中的绝对主力。这主要是受到了2021年夏秋拉闸限电的影响。当时广东地区甚至出现了企业“上六休一”的情况来保障电力供应。因此地方政府有更大的动力推动煤电项目核准、建设，以避免如此严重的情况再现。

而2023年情况略有变化。除东部省区外，一些西部省区也出现了大量煤电核准的情况。“西部地区主要是为了新能源大基地建设，配套了部分煤电项目。”有发电企业相关人士告诉《能源》杂志。

2023 年上半年 5 省份煤电核准总量超过 500 万千瓦

数据来源：全国、各省、自治区、直辖市发改委官网、投资项目 在线审批监管平台、生态环境部门环评报告、信用

中国等公开信息

统计：绿色和平

制表：《能源》编辑部

“也有一些省份原因比较特殊。比如江西省，2016年发生了丰城电厂三期冷却塔施工事故。江西省的煤电核准因此暂停了一段时间，现在必须快速填补之前的空缺。”一位发电企业电力规划方面的研究人员说，“总的来看，在碳约束并不是特别强的时候，煤电项目对于地方政府来说利大于弊。既能拉动经济、又能加强保供，所以一旦放开了限制，煤电核准就会呈现出复苏的态势。”

保障供电安全、拉动经济、维持省内电力平衡、保障新能源消，成为这一轮煤电复苏的四个最主要原因。

过剩之忧

如果今年下半年，火电核准继续保持上半年的增长速度，那么今年全年的火电核准将会毫无悬念地超过1亿千瓦。

2022年，曾有媒体报道国家发改委在9月召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工1.65亿千瓦。

“也曾有传言称，国家计划在2022年至2024年，核准2到3亿千瓦煤电。”上述发电企业人士说，“传言做不得真，但从实际数据来看，去年和今年上半年，核准已经超过1.5亿千瓦。按此速率计算，3年核准2亿千瓦以上应无悬念。”

整个“十三五”期间，我国新增火电装机不过2.4亿千瓦。如果近两年的火电核准全部推进建设，那么“十四五”期间的火电新增装机将会大幅度超过“十三五”。这引发了火电供给过剩的担忧。

判断火电、或者说电力供给是否过剩，是一个严肃、复杂的科学问题。不过长期以来，我国对于电力供给过剩与否的判断大多基于火电利用小时数。利用小时数高，则是供需偏紧；利用小时数低，则是供需宽松。

火电利用小时数

数据来源：中电联

制表：《能源》编辑部

“从各省来看，广东、江苏和河北等省可能存在区域过剩的风险。但广东和江苏是经济大省，如果经济增速如常，适度超前可能有一定道理。过剩的煤电机组可能在将来一定时期消化。”有电力企业研究人员说，“核准体量不大的省份可能风险较小。”

问题是随着我国电力结构变化和电力体制改革的深入，火电的运行、经营都不在完全以利用小时数为依托。火电需要承担更多电网调节性的作用，利用小时数势必会进一步下滑。

2022年7月，电力规划设计总院发布了《中国电力发展报告2022》。报告指出，未来三年，电力需求仍保持刚性增长，电力供需总体趋紧，加之不稳定电源装机比重持续增加、支撑性电源建设面临诸多约束、电网形态日趋复杂，保障电力供应安全成为首要任务。

目前核准的近2亿煤电机组，2025后会陆续建成，煤电装机总量将基本接近2023年的最高用电负荷13.7亿千瓦。不过考虑到用电负荷增长速度极快，2025年最高用电负荷基本无悬念会超过14亿千瓦，那么电力供给仍然会有缺口。

从理论上来看，“十四五”期间我国都有可能处在电力供需偏紧或者部分时段、区域缺电的情况下。所以从电力供给的角度来看，煤电依然还有发展空间。

发展空间确定了，但煤电在未来能源体系中是什么定位和作用呢？毕竟“双碳”目标意味着煤电这样的化石能源最终还是要逐步退出历史舞台，至少，会退到舞台的边缘。

从国家能源局的公开表述来看，对于煤电的定位和作用明显有着演进过程。在2020年的全国能源工作会议（2019年12月召开）中，只是提到了“煤炭兜底保障”，煤电并无类似表述。相对应的，在《2020年能源工作指导意见》中，也还是提到要“从严控制、按需推动煤电项目建设”。

但是到了2021年的全国能源工作会议（2020年12月召开）中，就有了“夯实煤电兜底保障”的表述。在《2021年能源工作指导意见》中，严控煤电也被局限在了东部地区、大气污染防治重点区域，此外还新增了“适度合理布局支撑性煤电”的表述。

2022年的全国能源工作会议则是提出了“有效发挥煤电基础性调节性作用，扎实提升电力安全保供能力”；《2022年能源工作指导意见》更是直接表述了我们熟悉的“加强煤炭煤电兜底保障能力”。

到了今年，全国能源工作会议虽然没有直接说明煤电，但还是强调了“发挥煤炭兜底保障作用，夯实电力供应保障基础”；《2023年能源工作指导意见》中也是提到了“加快建设具备条件的支撑性调节电源，开工投产一批煤电项目”。

从官方表述不难看出，煤电项目已经从“严控”彻底转向了“加快推进”。煤电的定位和责任也基本可以明确为“基础性”、“调节”、“兜底”。

那么判断煤电是否过剩，就要看缺电情况。“只要还存在地区性、时段性的限电问题，煤电就不过剩。”有电力行业研究人员说道。

不过，对于发电企业来说，不过剩似乎并不是一个好消息。“五大发电对于煤电其实并不热衷。”有电力央企内部人士告诉《能源》杂志，“如果不是为了配套新能源项目或者政府要求，五大不会更多地投资煤电。”

由于电力保供成为煤电核准热潮的重要推动力，所以地方国资在近两年的煤电核准中出力颇多。这与央企的不积极形成鲜明对比。

而让央企对此保持冷静态度的重要原因，就是煤电在承担着新的责任的同时，却没有相应的收益机制。

盈利之难

曾经五大发电在煤电项目推进上，是“跑马圈地”般地疯狂。

2002年，伴随着电力体制改革，五大发电陆续成立。而成立之后，就是我国电力供给极度短缺的时代。在用电量不断增长、供不应求的大背景下，迅速扩张成为每一家企业的共同选择。

历年电力消费和增速

数据来源：国家统计局

制表：《能源》编辑部

在传统的体制下，火电发电利用小时数越多，收益就越大。而从统计数据我们可以很明显的看出来，在“十三五”之前，中国电力消费基本上都保持着极为高速增长的状态。因此发电企业有着充足的动力去为煤电“跑马圈地”。

即便是到了2015年，用电量增速开始明显下降，发电企业依然会持续推进煤电项目。“因为你不建，别人就要扩建。即便增量有限，也是一块蛋糕。大家都要抢着吃，不想被比下去。”有电力企业人士介绍，“最终的结果是火电的利用小时数被拉低，逐渐发展成为过剩的局面。”

过剩的局面不再，但是火电想要盈利赚钱，却也并不容易。

让我们以华能国际为例来一窥煤电企业的盈利情况。根据年报显示，2022年年末，华能国际可控火电装机容量为106956MW，其中煤电装机94508MW，煤电占总装机容量127228MW的比例约为75%。

华能国际净利润（亿元）

数据来源：公司年报

制表：《能源》

2021年开始，华能国际突现巨额亏损。按照华能国际年报说法，亏损的原因是燃煤采购价格同比大幅上涨。

2021年的煤价波动可谓是波澜壮阔。1-9月，动力煤供需持续紧张。煤价一路从年初的600元/吨开始不断上涨。10月，煤价一路最高冲至2500元/吨的高点。随着发改委一系列强硬政策推行，煤价才逐步回落至1000元/吨。

2022年，俄乌冲突的爆发再一次拉高了全球煤炭价格。因此，即便是发改委出台了一系稳煤价的措施、发电企业积极签订煤炭长协，但还是抵挡不住煤电的亏损。根据年报，华能国际2022年煤炭采购价格甚至比2021年又上涨了49.26元/吨。火电厂单位燃料成本372.56元/兆瓦时，同比上涨17.73%。

煤价涨了，那电价呢？其实也涨了。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。文件提出燃煤发电电量在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%。

虽说允许上网电价的适度浮动，但电价上涨，不单是发电企业一家的事情，还涉及到千千万万家的用电工商企业，政府也要通盘考虑包括发电企业在内的各类企业的生存问题。从实际效果来看，电价上涨显然比不上煤价下跌的作用大。2023年煤价明显下降之后，华能国际立刻就“雄起了”，半年拿下过去1年还多的利润。

“现行机制下，煤电的盈利实际上还是依赖于煤价的高低。卖出同样多的电量，成本低就能盈利；成本高就亏损。”上述电力企业研究人员说，“让煤电承担了灵活性和兜底的作用，但实际上并没有支付相关的费用。”

这也是电力央企对于煤电投资并不热衷的核心原因：一旦电力供需局面倒转，那么这些新建的煤电资产就可能会成为沉重的负担。地方能源国企在政府保供压力下没有选择，而电力央企则显然更倾向于新能源而非煤电。

“新投资煤电机组的作用定位是保障冬夏双高时的尖峰负荷。本次气候异常，夏季高峰负荷持续时间较长，所以亟需煤电。”发电企业内部人士说，“但从历史数据统计来看，极端高峰负荷的持续时间往往不会超过1周，如果投资建设过多的煤电仅仅用于调峰，将无法保障这些新上马煤电机组的正常生存。”

至此，我们再回看前文中对于过剩问题的讨论。一个很明显的情况是，无论是过剩还是不过剩，基本都没有考虑煤电企业盈利与否的问题。“煤电需要容量电价，或任何能让煤电保本微利的电价政策。至少要把全行业的亏损面大幅降低，能维持正常经营。”上述电力企业人士介绍说，“既然煤电是兜底电源、调节电源，那么只是盯着煤电的利用小时数、发电量就没有任何意义，需要建立根据煤电为电力系统提供的调节能力的付费机制。”

制度之碍

煤电的亏损和盈利，也并非可以一概而论。

“前两年煤电是整体亏损。今年的盈利也要分区域来看待。”一位从事规划研究的电力从业者告诉《能源》杂志，“有些地方即便是今年也还是有可能会亏损，比如云南。”

云南省火电设备利用小时数从2007年5014小时下降至2019年的2113小时。2019年12月，国电云南宣威电厂申请破产清算。根据相关文件，宣威电厂资产12.59亿，负债52.88亿，负债率超过了400%。

2022年全年云南火电发电量仅为357亿千瓦时，利用小时数仅为2858小时，远低于全国平均水平。“云南就是现行体制下火电尴尬的最突出体现。发电量被水电侵蚀，又没有别的保本手段。最终的结果就是火电无法为云南电力兜底。”

但云南省还是在规划火电建设。云南纳入国家规划的5个共480万千瓦煤电项目中，省能投红河电厂扩建70万千瓦煤电项目已开工；华润昭通70万千瓦煤电项目在省政府专题协调后进展提速，预计12月底前开工；剩余3个共340万千瓦煤电项目正在加快推进前期工作。

“各省乘着煤电核准开闸，均在搞自己省内的电力平衡，即不依靠外来电也能保障供电安全。如果缺水不是常态，那么作为清洁能源的水电还是要优先保障消纳。对于受端省份来说，本省的煤电机组将面临过剩和亏损的囧境。清洁能源富裕的省份就更是如此了。”

到那时，保供的问题解决了，但亏损的问题依然不会变。

其实随着2023年的煤价走低，考虑到电力供需偏紧的整体环境，煤电的确存在投资发展的空间。不过一个显而易见的结论是，在类似浙江这样的沿海地区建设煤电，要比水电富裕的西南、风光富裕的西北建设，要更具经济性。

中电联沿海电煤指数

数据来源：中电联

制表：《能源》

但政府主导下的投资与规划，显然没有这方面的考虑，或者说缺乏类似的衡量标准。

在煤电没有盈利路径的情况下，大规模的煤电建设实际上承担的就是政策性保供作用。具体来说就是保障迎峰度夏（冬）能源保供。

迎峰度夏（冬）实际上一直以来都存在，并非近两年才出现。当前的问题在于迎峰度夏（冬）往往会面临长时间的高负荷，以往的手段难以在不引发舆论的情况下顺利度过这段尖峰负荷时段。

为了每年极少数时间段的尖峰负荷去建设过量的电源装机是不合理、不经济的行为。我们真正需要的迎峰度夏（冬）是综合考虑经济性、安全性，找到电源建设的平衡点，再加上虚拟电厂等负荷侧管理手段。

这实际上涉及到了整个电力系统、乃至能源系统的重构。中央深改委提出的“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”新型电力系统建设，实际上在最初的“以新能源为主体的新型电力系”基础上做了全面升级。

比如在供需协同方面，目前全国发电装机超过26亿千瓦，尖峰用电负荷不到14亿千瓦。很显然电源结构、价格机制、以及电源规划等方面出现了不小的问题。

全国各地整齐划一的新增煤电建设，当然可以解决安全充裕的问题。而清洁低碳也可以靠着飞速增长的可再生能源发电解决。但这种方法显然是无法满足经济高效、灵活智能的。

“如果虚拟电厂等负荷调节手段的成本要低于煤电，为什么要去搞电源建设？”东部某省电力从业者对《能源》杂志说。

“这也是为什么中央深改委在提到建设新型电力系统的时候，同步提到电力体制改革。”上述电力企业人士说，“因为目前来看，加强电力体制改革能够让能源体系的重构前进一大步。”

例如电改中重要的电力市场化改革，可以让不同区域的电力价格信号更加直观，成为企业投资、政府规划的重要参考。在火电利用小时数失去判断作用之后，在哪里规划电源、规划多少电源，就需要更加科学的指标计算。“一般来说，现在还可以使用电力电量平衡，或者电网公司的计算模型。如果有了更全面成熟的市场化价格信号，会让规划更加合理科学。”

另外，价格和计费机制，也是让商业模式接受考验的必要条件，调节性电源必须有其市场化的付费机制，才能够形成成熟的投资获利模式。市场就像是伯乐，可以挑选出最好的赛马。

市场化不是改革的唯一组成部分。放开配电网、推动交易中心独立、强化监管、开放电网公平……这些内容对于虚拟电厂、储能、微电网、分布式能源等新模式、新办法来说，都是关键要素。

当我们手里不再只有煤电一把武器的时候，迎峰度夏（冬）或许也就不会再是每年都难过的一次大考。