獨家 | 陳宗法：“十四五”煤電規劃目標能否順利落地？

編者按 
 
2021年9月以來(lái)，在電力保供的挑戰下，國家有關(guān)部門(mén)調整煤電政策導向，適度調增“十四五”煤電規劃目標。2023年，盡管我國煤電出現了新的轉機、實(shí)現了整體“扭虧”，但“煤電主業(yè)主虧”“政府熱、企業(yè)冷”等現象并未得到根本改變。煤電“轉機”背后存在哪些不確定因素？國家調增后的煤電規劃目標能否實(shí)現？中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì )首席專(zhuān)家、中國能源研究會(huì )理事陳宗法對以上問(wèn)題進(jìn)行了深度分析，由“電聯(lián)新媒”獨家刊發(fā)，將有關(guān)思考呈現給廣大讀者。
 
2023年，煤電一改往年的頹勢，出現“兩大轉機”，一是煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)情況有所改善，實(shí)現整體“扭虧”，改變了2021年“巨虧”、2022年“減虧”的格局；二是煤電新增裝機規模實(shí)現了“正增長(cháng)”，改變了連年大幅下滑的趨勢。那么，“雙碳”目標下，隨著(zhù)新型電力系統的構建、電力市場(chǎng)化改革的深入、長(cháng)周期能源保供的持續，以及國家對煤電政策的調整，我們如何正確認識煤電在巨大挑戰中迎來(lái)的新的轉機？“十四五”煤電規劃目標能否順利實(shí)現？怎么才能使煤電企業(yè)從根本上擺脫困境？這關(guān)系到我國能源保供、清潔低碳轉型、經(jīng)濟發(fā)展三大目標的協(xié)調統一，必須引起政府與社會(huì )的高度重視與正確對待。 
 
一、 煤電整體“扭虧”不假，但仍未從根本上擺脫困境。 
 
2021年以來(lái)，隨著(zhù)我國在不同區域接連出現拉閘限電現象以及新能源的局限性，煤電兜底保供作用凸顯，再加國家煤電政策的修正、優(yōu)化，煤電在巨大挑戰中迎來(lái)新的轉機，煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)情況開(kāi)始改善，2021-2023年分別走出了“巨虧”“減虧”“扭虧”三步曲。 
 
2021年“巨虧”。由于入廠(chǎng)標煤?jiǎn)蝺r(jià)漲幅超60%，煤電價(jià)格傳導僅16.6%且執行時(shí)間只有三個(gè)月，煤電比價(jià)關(guān)系嚴重扭曲，煤電板塊陷入全面虧損，最高時(shí)接近100%，年末仍達80%以上。其中，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損1360億元，比2020年大幅減利1609億元，也超過(guò)2008-2011年煤電四年虧損之和。盡管風(fēng)光電等清潔能源盈利1232億元，仍不抵煤電巨額虧損，發(fā)電行業(yè)出現“凈虧”。
 
 2022年“減虧”。煤價(jià)持續高位震蕩，入廠(chǎng)綜合標煤?jiǎn)蝺r(jià)上漲14%，但由于落實(shí)電煤中長(cháng)期合同“三個(gè)100%”及電價(jià)疏導20%政策，煤電板塊有所減虧。其中，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱虧損784億元，同比減虧576億元，但虧損面仍超60%。發(fā)電行業(yè)在清潔能源板塊快速發(fā)展、擴大盈利的情況下，實(shí)現“由虧轉盈”。 
 
2023年“扭虧”。在多因素綜合作用下，煤電行業(yè)整體實(shí)現“扭虧為盈”。1-11月，五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱終于迎來(lái)整體盈利297億元，同比增加833億元，實(shí)屬不易。局面的好轉，首先得益于國家嚴格管控煤炭產(chǎn)銷(xiāo)環(huán)節、強力推動(dòng)電煤中長(cháng)期合同“三個(gè)100%”政策的兌現，煤價(jià)降低成了最大的增收因素，占全部增收因素的78%；其次，因來(lái)水偏枯，煤機邊際貢獻、發(fā)電量增加，也成了重要的增收因素，占全部增收因素的17%；第三，繼續落實(shí)煤電上浮20%的價(jià)格政策，使煤電價(jià)格比上年略有增加，約占全部增收因素的5%。當然，煤電企業(yè)在降本增效、扭虧增盈的攻堅戰中也發(fā)揮了極其重要的作用。由于煤電工況異常綜合供電煤耗升高、固定成本增加，也沖抵了部分增收因素。 
 
2023年煤電行業(yè)實(shí)現整體“扭虧”，但煤電企業(yè)仍未從根本上擺脫困境。
 
——目前仍有45%左右的煤電企業(yè)虧損，而且虧損額巨大，主要集中在東北、西南、新疆、寧夏、河北、河南、內蒙古等地。 
 
——發(fā)電邊際貢獻為負、經(jīng)營(yíng)凈現金流為負，經(jīng)營(yíng)凈現金不足支付利息的煤電企業(yè)還有不少、分布更廣，一些企業(yè)的現金流短缺、投融資功能減弱、企業(yè)信用評級下降。 
 
——累計虧損特別是2021-2022年的巨額虧損沒(méi)有及時(shí)消化，一些企業(yè)嚴重資不抵債，出現“生存難、改造難、發(fā)展難、保供難、轉型難”。如貴州、內蒙古南北兩家煤電企業(yè)資產(chǎn)負債率分別高達610%、864%，完全依靠委托貸款或股東融資艱難生存保供。 
 
——煤電板塊的盈利水平與其在電力行業(yè)的地位、貢獻極不匹配。截至2023年11月底，我國煤電裝機11.56億千瓦，占總裝機容量的比重降到約40.5%，卻為全國提供了近六成的發(fā)電量，支撐超七成的電網(wǎng)高峰負荷，承擔超八成的供熱任務(wù)，仍是主力電源。形成鮮明對比的是，2016年以來(lái)煤電投資收益率一直在電源結構中墊底。五大發(fā)電集團煤電占比超過(guò)50%，但在2023年1-11月發(fā)電產(chǎn)業(yè)利潤中，煤電只貢獻了21%；在全部產(chǎn)業(yè)利潤中，煤電只貢獻了13%，由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”“掣肘”。 
 
面向2024年，煤電容量電價(jià)執行在即，但煤電能否迎來(lái)“小陽(yáng)春”仍存在不確定因素。（1）2024年電力供需趨向平衡，煤機電價(jià)上浮20%政策落實(shí)難度增加，年前四季度煤電市價(jià)交易已出現小幅下降。即使在拉閘限電的2021、2022年，新疆、貴州、湖北等少數省區也沒(méi)有完全執行到位，其中新疆只上浮6%。（2）2024年電煤長(cháng)協(xié)政策退坡，增加了保供控價(jià)難度。煤電長(cháng)協(xié)覆蓋率要求剛性不足，按照不低于總需求的80%簽約、鼓勵按照100%簽約（原要求按105%簽約）。預計2024年煤炭市場(chǎng)總體供需平衡，局部地區、個(gè)別時(shí)段仍有可能出現緊張局面，市場(chǎng)煤價(jià)呈現高位震蕩格局。（3）近年來(lái)，由于煤機深度調峰、頻繁啟停、快速升降負荷成為常態(tài)，且由于連年虧損，缺乏資金投入與升級改造，煤機被動(dòng)偏離設計值運行，設備可靠性和經(jīng)濟性受到嚴重沖擊，表現為發(fā)電設備故障頻發(fā)，供電煤耗不降反升。在容量電價(jià)機制下，如何優(yōu)化調整煤電的生產(chǎn)運營(yíng)模式，提升煤機靈活調節能力、工控系統自主可控能力，將是新的挑戰。 
 
二、 煤電發(fā)展出現“轉機”，但達到規劃目標仍存變數。
 
 “十四五”前兩年，由于煤電面臨一系列挑戰與困難，特別是嚴重虧損，“元氣”大傷，煤電發(fā)展總體是“政府熱、企業(yè)冷”，煤電企業(yè)投資意愿普遍低下，導致我國年度新增煤電裝機大幅度下滑，與缺電保供下亟需追加資本開(kāi)支、擴大新增裝機與煤電增長(cháng)乏力的現實(shí)成為當前電力行業(yè)的主要矛盾。
 
 “十一五”“十二五”“十三五”年均煤電新增裝機分別為6400萬(wàn)、4900萬(wàn)、3600萬(wàn)千瓦。2021年，我國新增煤機2937萬(wàn)千瓦，同比減少1093萬(wàn)千瓦，下降27.1%；2022年新增煤機只有1465萬(wàn)千瓦，同比減少1472萬(wàn)千瓦，下降50.1%。五大發(fā)電集團中出現兩大集團煤電裝機規模“凈減少”，只有煤電一體的國家能源投資積極性較高。長(cháng)此以往，將可能危及中長(cháng)期能源保供與新型電力系統的構建。 
 
同時(shí)，2021年我國缺煤限電、2022年川渝地區缺水限電的實(shí)踐證明，煤電仍是能源保供的“壓艙石”，也是構建新型電力系統重要的調節電源。而歐洲能源危機的爆發(fā)、通貨膨脹的發(fā)生，也使歐盟國家的能源轉型逐漸回歸理性。 
 
面對煤電新增裝機容量的下降、能源保供的形勢以及可再生能源“靠天吃飯”的不確定性，煤電的發(fā)展重新引起了各級政府、社會(huì )各方的高度重視。二十大報告要求“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破”，把“確保能源安全”作為必須堅守的安全底線(xiàn)；中央深改委要求加快構建“清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能”的新型電力系統。 
 
2021年9月以來(lái)，國家有關(guān)部門(mén)“雙管齊下”。一方面，積極調整煤電政策導向，幫助煤電渡過(guò)難關(guān)，補償煤電在能源保供中作出的重大犧牲。國家出臺了一系列煤電穩供保價(jià)政策，包括緩繳稅款、增加貸款、撥付國有資本經(jīng)營(yíng)預算資金，建立能漲能跌的電價(jià)機制，出臺煤電容量電價(jià)，增加煤炭產(chǎn)能、釋放煤炭產(chǎn)量、高壓管控煤價(jià)，鼓勵開(kāi)展“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”。不再延續“十三五”全面打壓的政策，包括煤炭、煤電去產(chǎn)能，要求工商業(yè)電價(jià)“只降不升”。另一方面，適度調增“十四五”煤電規劃目標，合理布局清潔高效煤電。據公開(kāi)信息，為確保能源安全，2022年國家有關(guān)部門(mén)明確提出煤電“三個(gè)8000萬(wàn)”目標，要求2022年、2023年煤電各開(kāi)工8000萬(wàn)、兩年投產(chǎn)8000萬(wàn)，并將“十四五”煤電發(fā)展目標12.5億千瓦調增到13.6億千瓦，甚至更高。為推進(jìn)新型電力系統建設，國家要求重點(diǎn)在沙戈荒大基地周邊、川渝滇黔等水電富集地區、電力負荷中心以及主要電力輸入地區“合理布局清潔高效煤電”。近年來(lái)，國家加大了煤電核準步伐。據報道，2022年1月—2023年11月，廣東、江蘇、四川、青海等10個(gè)?。▍^）煤電項目核準高達8650萬(wàn)千瓦，其中廣東達到2518萬(wàn)千瓦。2023年1-11月全國累計新增煤電裝機3192萬(wàn)千瓦 ，增長(cháng)3.5%，呈現“止跌反彈”跡象。煤炭企業(yè)出于建鏈穩鏈、平衡收益與風(fēng)險的需要，積極“進(jìn)軍”煤電領(lǐng)域。如陜煤集團2023年黃陵一期2*66萬(wàn)千瓦發(fā)電項目建成投運，彬長(cháng)66萬(wàn)千瓦CFB發(fā)電項目快速推進(jìn)，黃陵二期、信陽(yáng)2*100萬(wàn)千瓦、石門(mén)2*66萬(wàn)千瓦煤電項目全面開(kāi)工，汨羅等一批煤電項目加快落地。筆者預計，隨著(zhù)鼓勵煤電“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”、允許電價(jià)上浮20%、出臺容量電價(jià)、煤電企業(yè)整體“扭虧”，“十四五”以2023年為轉折點(diǎn)，在此后兩年以及“十五五”期間，煤電發(fā)展將有所增長(cháng)、提速，但能否吸引社會(huì )資本進(jìn)入國企“苦撐”的煤電領(lǐng)域，如期實(shí)現國家調增后的煤電規劃目標仍存在不確定因素，有待進(jìn)一步觀(guān)察。 
 
目前，世界能源格局重塑，實(shí)現能源電力技術(shù)領(lǐng)先、自主可控是各國競爭的“高地”；能源綠色低碳轉型成為全球的“普遍共識”和“一致行動(dòng)”。盡管能源危機的發(fā)生，為保留化石能源開(kāi)啟了一個(gè)窗口期，但應對氣候變化、加快清潔轉型的呼聲、趨勢并沒(méi)有減弱、改變。2021年《格拉斯哥氣候公約》，所有國家都同意“逐步減少”使用無(wú)碳捕獲和儲存的煤炭；2023年，阿聯(lián)酋COP28會(huì )議落幕，190個(gè)國家與地區達成共識：加快淘汰不減排的煤電；在能源系統中擺脫“化石燃料”，2050年前實(shí)現凈零排放。一些西方國家紛紛制定煤電退出計劃。如英國2030年實(shí)現95%的電力由非化石燃料生產(chǎn)；2035年電力系統完全脫碳。煤電長(cháng)期愿景不被看好，投資意愿受此影響較大。同時(shí)，我國新能源全產(chǎn)業(yè)鏈領(lǐng)先世界，風(fēng)光電裝機呈爆發(fā)式增長(cháng)，其成長(cháng)性、經(jīng)濟性顯著(zhù)增強。相反 ，煤電的燃料成本、升級改造成本、碳排放成本快速上升，近期設備造價(jià)上漲了近三分之一，其市場(chǎng)競爭力與盈利能力大幅下降。近期核準的沙戈荒新能源大基地配套的煤電項目，如單獨對其進(jìn)行技經(jīng)評價(jià)，大多算不過(guò)經(jīng)濟賬，難以通過(guò)企業(yè)的投資決策門(mén)檻。這與國家有關(guān)部委要求央企“突出價(jià)值創(chuàng )造”“做強實(shí)體經(jīng)濟”“堅決守牢底線(xiàn)”與“一利五率”考核、建設世界一流企業(yè)相悖，也是造成部分發(fā)電集團“退守”煤電領(lǐng)域的重要原因。 
 
因此，仍需要加大對煤電投資與CCUS技術(shù)的政策支持力度，推動(dòng)新出臺的容量電價(jià)盡快到位，穩定能源保供政策，改變“煤電主業(yè)主虧”“政府熱、企業(yè)冷”“電企退、煤企進(jìn)”的不正?，F象。 
 
三、 煤電的“轉機”只是初步，盈利的基石也不牢，若要實(shí)現煤電可持續發(fā)展，仍需政府、企業(yè)、社會(huì )協(xié)同發(fā)力。 
 
煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”“頂梁柱”?？梢灶A見(jiàn)，2030年前，煤電穩，則行業(yè)穩，能源保供無(wú)大礙。盡管我國煤電出現了新的轉機、實(shí)現了整體“扭虧”，但這種轉機與扭虧是暫時(shí)的、初步的、不確定的。 
 
如前所述，一方面在能源保供下煤電付出了巨大犧牲并將繼續承擔長(cháng)周期保供的重任。近年來(lái)，為保供煤電企業(yè)積累了大量的政策性虧損需要消化，有相當一部分企業(yè)仍處于虧損狀態(tài)甚至資不抵債；同時(shí)，還需要投入巨資，對存量機組進(jìn)行“三改聯(lián)動(dòng)”、增量實(shí)現多能互補發(fā)展；此外，煤價(jià)仍處于歷史高位，而電價(jià)一改“標桿電價(jià)+煤電聯(lián)動(dòng)”政策，在全電量競價(jià)機制下面臨電價(jià)下降的風(fēng)險。新出臺的煤電容量電價(jià)重在建立固定成本回收機制，但由于容量電價(jià)補償標準偏低，分年到位，且門(mén)檻高、考核嚴格，煤電企業(yè)并不能“躺贏(yíng)”。另一方面在“雙碳”目標下煤電面臨低碳轉型的長(cháng)期挑戰。綠色低碳是能源電力行業(yè)的戰略方向，也是未來(lái)企業(yè)的核心競爭力，傳統煤電必須走清潔低碳轉型的發(fā)展之路。如果煤電企業(yè)不能從根本上脫困，轉機曇花一現，新能源又未立，將危及國家能源安全大局，影響經(jīng)濟發(fā)展與社會(huì )穩定。 
 
因此，必須從企業(yè)主體、市場(chǎng)機制、政府政策等方面共同發(fā)力，根本解決煤電虧損問(wèn)題，提升市場(chǎng)主體的投資意愿，以加快新型能源體系建設，堅決守住能源安全的底線(xiàn)。 
 
首先，容量電價(jià)下煤電企業(yè)不能“躺平”，要轉變觀(guān)念，找準定位，通過(guò)技術(shù)進(jìn)步與管理創(chuàng )新，改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉型，實(shí)現高質(zhì)量發(fā)展。煤電存量機組，主要通過(guò)淘汰關(guān)停、容量替代、重組整合、“三改聯(lián)動(dòng)”、應急備用，并開(kāi)展多能聯(lián)供、輔助服務(wù)、綜合能源服務(wù)，達到“低能耗、低排放、高能效”與“彈性出力”的要求，以提高電力容量、靈活調節、清潔低碳等多維價(jià)值，對沖煤機利用小時(shí)下降、電能量?jì)r(jià)值減小的風(fēng)險，努力提高度電價(jià)值，鞏固扭虧為盈成果。今后增量發(fā)展，在“嚴控”的主基調下，優(yōu)先安排能源保供支撐電源、新能源消納調節電源以及臨時(shí)應急備用電源，實(shí)現煤電量的合理增長(cháng)與質(zhì)的有效提升。2030年前，各發(fā)電集團要從國家大局出發(fā)，適當調增煤電發(fā)展規模，重點(diǎn)做好沙戈荒大基地煤電配套項目的開(kāi)工、投產(chǎn)工作，力爭早見(jiàn)效；對在建煤電項目，努力實(shí)現按計劃投產(chǎn)；對已納入規劃的煤電項目，做好投資決策以及核準、開(kāi)工工作；對煤電儲備項目，做好評估、優(yōu)選、納規工作。同時(shí)，要圍繞負荷中心、風(fēng)光電外送基地、新能源調峰需求以及煤炭資源富集省份，分區域推進(jìn)煤電結構調整和布局優(yōu)化，并以“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”以及“多能互補”“源網(wǎng)荷儲一體化”為發(fā)展方向，努力創(chuàng )新發(fā)展方式，積極探索“煤電+新能源”“煤電+儲能”“煤電+生物質(zhì)（垃圾、污泥）”耦合發(fā)電，實(shí)現多能互補、清潔轉型；因地制宜發(fā)展“煤電聯(lián)營(yíng)”、“港電一體”項目，建設炕口路口、輸電端口煤電廠(chǎng)，提升市場(chǎng)競爭與抗風(fēng)險能力；融合發(fā)展風(fēng)光水火儲一體化項目以及智能高效熱力網(wǎng)、多能聯(lián)供綜合能源系統。此外，要發(fā)展虛擬電廠(chǎng)，進(jìn)一步研發(fā)、突破燃煤發(fā)電技術(shù)，特別是研發(fā)推廣新一代CCUS技術(shù)，加快燃煤發(fā)電數字化升級，實(shí)現靈活、高效、清潔、低碳、智能發(fā)電?？傊?，煤電企業(yè)未來(lái)要走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、減發(fā)、退出”的清潔高效、低碳轉型的路子，支撐新型電力系統建設。 
 
其次，要完善與新型電力系統相適應的煤電市場(chǎng)機制，以體現煤電的多維價(jià)值，增強市場(chǎng)抗風(fēng)險能力。目前，煤電已全面參與市場(chǎng)交易，如何體現煤電的多維價(jià)值，需要國家健全市場(chǎng)機制和企業(yè)綜合決策。在國家層面，探索建立容量市場(chǎng)，完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，深化中長(cháng)期、現貨電能量市場(chǎng)，形成以容量電價(jià)、調節性電價(jià)、電能量電價(jià)組成的電價(jià)體系。目前，重點(diǎn)要落實(shí)容量電價(jià)補償機制，繼續落實(shí)基準價(jià)上浮20%政策，或提高煤電基準價(jià)；同時(shí)，要嚴格管控燃料市場(chǎng)，實(shí)現合理的煤電比價(jià)關(guān)系。在企業(yè)層面，努力實(shí)現供電、供熱、輔助服務(wù)綜合效益最大化，要力爭中長(cháng)期交易電量占比不低于裝機占比、交易價(jià)格不低于市場(chǎng)均價(jià)，現貨市場(chǎng)收益不低于區域平均水平，輔助服務(wù)市場(chǎng)凈收益同比正增長(cháng)。同時(shí)，要根據煤炭市場(chǎng)的變化，及時(shí)調整采購策略，充分發(fā)揮集采優(yōu)勢，降低燃料成本；加裝CCUS技術(shù)，推進(jìn)節能降碳改造，加強生物質(zhì)、污泥的摻配摻燒，有效對接碳市場(chǎng)，降低碳排放成本。 
 
第三，希望政府部門(mén)總結經(jīng)驗教訓，未雨綢繆，綜合施策，提升煤電的可持續發(fā)展能力。除了煤電企業(yè)自身努力、健全市場(chǎng)交易機制外，政府部門(mén)進(jìn)一步梳理完善煤電政策也很關(guān)鍵。建議政府部門(mén)認真總結拉閘限電的經(jīng)驗教訓，評估既往的煤電政策，高度重視能源安全，對能源清潔轉型的風(fēng)險保持警醒，對煤電在能源保供、新型電力系統中的定位、作用重新認識，督促各方不折不扣落實(shí)近年來(lái)出臺的一系列能源保供穩價(jià)政策，包括疏導電價(jià)的1439號文、管控煤價(jià)的303號文、容量補償的1501號文。同時(shí)，要根據煤電新的戰略定位，創(chuàng )新、完善既有的煤電政策，建立全國統一電力市場(chǎng)體系，健全有效競爭的電力市場(chǎng)交易機制，堅持動(dòng)力煤價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)、用戶(hù)電價(jià)“三價(jià)聯(lián)動(dòng)”不動(dòng)搖，盡早到位煤電兩部制電價(jià)，并推出煤電存量機組“三改聯(lián)動(dòng)”具體可操作的激勵政策；繼續加大煤電關(guān)停、退出企業(yè)補償力度；提倡各地存量煤電配置新能源資源，并鼓勵煤電“兩個(gè)聯(lián)營(yíng)”，實(shí)現煤電上下游產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)調發(fā)展。此外，希望社會(huì )各方能參照世界各國的通行做法，合理分擔能源保供、清潔轉型所付出的必要代價(jià)，理性對待能源電力價(jià)格上漲，與政府部門(mén)、能源企業(yè)共同努力，實(shí)現清潔轉型、能源保供、經(jīng)濟增長(cháng)的協(xié)調統一。