“十四五”煤电规划目标能否顺利落地？

　  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。