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“十四五”，隨著“雙碳”目標的推進、新型電力系統的構建、電力市場化改革的深入，以及能源保供壓力的增加，發電行業既有新的發展機遇，也有新的風險挑戰，并且呈現出“六大”發展趨勢：低碳化提前提速，市場化交易大增，一體化協同發展，智能化建設升級，電氣化不斷加快，國際化走深走實。在“雙碳”目標下，能源是主戰場，電力是主力軍。新能源屬于綠色低碳能源，將成為能源清潔轉型、實現“雙碳”目標的“勁旅”，盡管補貼退坡、競爭激烈、風險增加，仍擁有新的發展機遇與更大的發展空間。相反，高碳的煤電挑戰大于機遇，未來將受到越來越嚴格的控制，我們必須要有清醒的認識與正確的把握。當然，近中期煤電（2021-2030）仍然不可或缺，發揮著“壓艙石”“頂梁柱”的作用。
（來源：微信公眾號“電聯新媒”作者：陳宗法）
2021年以來，由于市場環境發生急劇變化，特別是來自上游煤炭市場的嚴重沖擊、“十三五”煤炭煤電政策以及運動式減碳的影響，煤電企業經營“入不敷出”，嚴重缺乏投融資功能，面臨“生存難、改造難、發展難、保供難”。具體體現為：
一是煤價高位震蕩。2021年，生產原煤41.3億噸，增長5.7%；進口煤炭3.2億噸，增長6.6%；煤炭消費量增長4.6%；電力消費量增長10.3%。由于煤炭供不應求、煤價沖新高，全國耗用電煤約23億噸，煤電企業增加采購成本超過6000億元。進入2022年，受俄烏沖突、國際煤價上漲、進口煤減少、國內干旱高溫天氣、電力需求復蘇等因素影響，煤炭存在季節性、區域性供求緊張。由于國家高壓管控煤炭市場，上半年煤炭供需緊張的矛盾有所緩解，煤價從高位震蕩逐步回歸新的合理區間（上限），但明顯高于去年同期水平，煤電企業仍然不能承受。中電聯統計1-5月煤電企業仍額外增加采購成本1900億元。下半年煤價走勢如何，仍存在較大的不確定性。
二是煤電虧損持續。2021年煤電陷入全面虧損，導致發電企業“道是有盈卻無盈”，出現“行業凈虧”格局。入廠標煤單價漲幅超60%，電熱價格傳導16.6%，煤電比價關系嚴重扭曲，全國煤電企業虧損面最高時接近100%，年末仍達80%以上，虧損額超過3000億元。其中，五大發電集團煤電發電供熱虧損1360億元，不僅比2020年大幅度減利1609億元，也超過了2008-2011年煤電三年虧損之和921億元；盡管水電、風光電、核電、氣電共計盈利1232億元，仍不抵煤電板塊巨額虧損。2022年上半年，由于落實電煤中長期合同“三個100%”及電價疏導20%，煤電虧損比去年下半年有所好轉，呈現逐季減虧趨勢，預計下半年好于上半年，但仍比去年同期增虧減利，五大發電集團上半年仍凈虧損187億元，煤電虧損面超60%。由于“十三五”煤電大幅度減利，特別是進入“十四五”發生巨額虧損，導致負債率高企、現金流短缺、投融資功能減弱、企業信用評級下降。
三是保供壓力不減。2021年煤電企業承受了空前巨大的保供壓力。進入9-10月，正值水電枯水、北方供暖、冬季用電高峰“三期疊加”，又面臨元旦、春節及冬奧、殘奧能源保供任務。當時煤電企業或無煤可買，或無錢買煤，或停機檢修，超20個省級電網有序用電，少數省份拉閘限電。國家緊急出臺保供穩價措施，要求“高比例開機、高負荷出力”，做到“應發盡發”。五大發電集團成立保供專班，不計代價采購電煤、補充庫存，全力以赴多發多供。在“發得多虧得多”的前提下，裝機占比47%的煤電貢獻了60%的電量，利用小時高達4568小時，同比提高263小時，關鍵時刻發揮了“頂梁柱”的作用。2022年，能源保供的責任仍然十分重大、壓力不減。一方面抗擊疫情，復工復產；煤電持續虧損，現金流緊張；俄烏沖突，國際能源價格上漲，進口煤價倒掛；夏季出現罕見的干旱高溫，水電出力嚴重不足，川、渝 、蘇、浙、皖等省域出現用電緊張。另一方面舉辦“兩奧”，召開“兩會”、二十大，實現“六穩”“六保”以及5.5%的經濟增長目標，國家要求“決不允許出現拉閘限電”。
四是安全隱患增加。由于煤電虧損、配煤摻燒，消納新能源、深度調峰，全力能源保供、設備改造欠賬，致使一些煤電企業的發電設備存在安全隱患。目前，相當數量的煤電企業為了減虧，不得不配煤摻燒，同時面臨缺電保供壓力，發展前景又不看好，一些技術骨干流失增多，多因設備檢修、改造資金投入不足，設備可靠性明顯下降，安全生產壓力越來越大。同時，煤電機組靈活性改造按下“快進鍵”，深度調峰不斷創出新紀錄，最低負荷率個別的低至15%。由于推進深度調峰時間短，缺乏技術設計技術，經驗普遍不足，只能先試先做，不僅造成機組能耗異常、經濟性下降，而且致使設備部件損傷，影響安全穩定運行。
五是改造任務艱巨。目前，煤電機組問題突出，包括存量巨大、占比過高，調峰能力不足，地區發展不平衡，結構優化潛力與能效水平仍需提升，相對競爭力下降。2021年10月，國家印發《全國煤電機組改造升級實施方案》，要求“十四五”推進“三改”聯動，節煤降耗改造3.5億千瓦，供熱改造5000萬千瓦，靈活性改造2億千瓦，靈活制造1.5億千瓦；到2025年，全國火電平均供電煤耗降至300克/千瓦時以下。一方面煤電改造任務重，要求標準高。“三改聯動”要求突破節能減排與綠色低碳轉型技術，創新供熱方式，努力實現“降耗減碳、節能提效”；靈活性改造要求“應改盡改”，最小發電出力達到30%左右額定負荷。另一方面煤電“三改聯動”，需投入上千億元資金，但煤電虧損嚴重，配套政策不到位，缺乏資金支持，算不過經濟賬。實踐證明，只有政策上到位、技術上可行、經濟上合算，升級改造才能落到實處。
六是未來發展堪憂。“嚴控煤電項目”成為未來發展主基調，但基于能源保供的需要，“嚴控煤電不等于不要發展”。預計“十四五”煤電裝機仍需凈增加。而且，新建煤機要求“靈活性制造”，原則上采用超超臨界、且供電煤耗更低的先進機組。但是目前一些煤電企業發電意愿、投資意愿“雙低”，將倒逼新增投資重點轉向新能源。這是因為：煤電長期愿景“不看好”。2030年碳達峰前是煤電最后的發展期，煤電產業生存期為40年左右；煤電虧損墊底，投資積極性不高。2016年以來，煤電經營形勢嚴峻，成本上升、業績下滑，投資收益率在所有電源項目中連續數年墊底。2021年更是陷入全面虧損，2022年上半年虧損持續；綠色信貸下，煤電屬于化石高碳能源，新建項目融資難；燃料成本、升級改造成本、碳排放成本快速上升，市場相對競爭力削弱；煤電戰略定位改變，國家配套政策滯后。
盡管煤電存在上述一系列挑戰與困難，但同時煤電也開始呈現新的“轉機”，今年上半年好于去年下半年，今年下半年將好于今年上半年，有望走出谷底。
政府社會態度生變，不再是“最不受待見”的電源。數據表明，煤電盡管隨著新能源躍增式發展，所占比重明顯下降，但仍是我國的主體能源。2021年，煤電裝機占比47%，提供了全國六成的發電量，支撐超七成的電網高峰負荷，承擔超八成的供熱任務，也是煤炭企業、鐵路貨運的最大客戶。俄烏沖突下歐洲能源危機的啟示，以及去年我國缺煤限電、今年川渝地區缺水限電的實踐證明，煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”“頂梁柱”，也是構建以新能源為主體的新型電力系統最重要的調節性電源，重新引起了各級政府、社會各方、工商企業的高度重視。
煤電政策導向生變，不再是“十三五”全面打壓的氛圍。去年9月以來，全國各地出臺了一系列煤電穩供保價政策，從保障電煤量價穩定、疏導電力熱力成本、化解經營資金壓力、加強體制機制創新等方面著手推進。具體包括稅款緩繳、增加銀行貸款、撥付國有資本經營預算資金，建立能漲能跌的電價形成機制，增加煤炭產能、釋放煤炭產量、高壓管控煤價，鼓勵開展煤電聯營等，不再延續“十三五”煤炭、煤電去產能的“組合拳”，也不再要求工商業電價“只降不升”。
煤電規劃目標生變，不再是社會各方預測的“十四五”小目標。針對近年來煤電新增裝機持續下降的問題，從今年初開始，國常會連續十幾次部署能源保供，要求加快“推進支撐性電源建設”“再開工一批水電煤電等能源項目”。近期，隨著國家給各省的新增煤電規劃建設項目指標下達，煤電項目開始加快核準。如廣東省8月下旬接連核準7臺煤機，并且要求必須在9月底之前開工，2024年底前投運。綜合近期各方的信息，為增強能源供應的“穩定性、安全性、可持續性”，守好能源安全“底線”，國家將加碼“十四五”煤電規劃目標，對今明兩年煤電開工、投產的年度目標“增量提速”。顯然，一些能源機構、行業協會、研究院校原先預測的“十四五”煤電目標均成了“小目標”。
綜上所述，煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”“頂梁柱”?？梢灶A見，“十四五”甚至“十五五”，煤電穩，則行業穩，能源保供無大礙。如果煤電困難長此以往，新的轉機曇花一現，新能源又未立，將會危及國家能源安全大局，嚴重影響經濟社會的發展與穩定。
