“十四五”煤电经营环境有什么新变化？

煤电长期愿景“不被看好”已成电力业内外人士的共识。“十四五”煤电的经营环境较之“十三五”，其政策导向转向硬约束，市场环境复杂多变，经营业绩不确定性增加，其未来生存时间、发展空间被加速缩短、挤压，系统性风险明显增加；同时，煤电未来时空预期变得清晰、明确，煤电新定位及政策配套也值得期待。

“双碳”目标的国际承诺已成为我国能源发展的硬约束，并在接下来将着力“构建以新能源为主体的新型电力系统”。去年，习总书记在第75届联大提出“双碳”目标，不久又在气候雄心峰会上确立了2030年清洁转型的具体目标。今年3月，全国两会继中央经济工作会后，再次强调要“制定2030年前碳排放达峰行动方案。推动煤炭清洁高效利用”。在中央财经委员会第九次会议上，习总书记首次提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。同时，联合国秘书长古特雷斯呼吁各国取消所有计划中的煤炭项目，认为逐步在电力行业中淘汰煤炭是实现温控1.5摄氏度的最重要的一步。可见，践行绿色发展，拥抱低碳革命成了时代潮流。作为碳排放、煤电第一大国的中国，其低碳转型将成为世界关注的焦点；在能源电力领域中，首当其冲的是传统煤电的生存发展时空受到严峻挑战。

“十四五”是落实“双碳”目标分阶段任务、路径的关键时期。近期，十九届五中全会、中央经济工作会、中央财经委第九次会、全国能源工作会、全国两会等一系列会议对此进行了部署，国家发改委、生态环境部等部门的相关政策“纷至沓来”。根据中电联预测，2025年我国电力碳排放达峰。照此类推，2025年煤电达峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和时将全部退出。因此，“十四五”或许是煤电最后的一个发展期，其合理生存期已不到40年。

碳排放配额约束、成本增加，将是煤电“十四五”新挑战。2021年，我国碳市场从试点到正式启动，生态环境部首选电力行业，向2225家发电企业下达碳排放配额。碳价反映了燃烧化石燃料的环境成本，是推动节能减排、应对气候变化的重要手段。从欧洲碳市场发展经验看，市场建立初期，碳排放配额分配较为宽松，但随着市场逐步成熟，配额分配趋紧，留出缺口，以倒逼企业实现减排。在平衡条件下，超超临界、超临界机组将获得配额盈余，临界、高压、流化床机组将产生配额短缺。相应地，煤电企业必然要增加运营成本（碳成本、技术成本、管理成本）。随着有偿分配比例逐步提高，碳价逐年上升，履约成本将持续上升。因此，在作出电源投资、煤电改造、选择发电方式决策时，企业应更多地关注碳排放成本、现行碳价及未来走势。

清洁替代加速，给煤电带来的挑战猛增。近年来，在一系列政策保障下，新能源迅速发展、技术进步加快，风光发电成长性、经济性、竞争力显著增强，可以与煤电同台竞争、实现平价上网，“十四五”新能源将发展更快、竞争更激烈、装机和发电占比更高。而且，光伏被称为“电力之王”，“一毛钱一度电”已不是空中楼阁；风电已呈规模化发展、基地化建设，陆上与海上开发并举；储能被认为是未来能源革命的“刚需”；氢能被称为“21世纪终极能源”，电力清洁替代势不可挡。我国“西电东送”“跨区消纳清洁电量”的力度增加，东部沿海煤机利用小时承压。能源清洁转型将从“增量绿色发展”逐步向“存量减煤减碳与增量绿色发展并举”转变，“高效化、清洁化与减量化”将是煤电的战略方向。在“十三五期间”，我国非化石能源装机9.8亿千瓦、年均增长13.1%，占总装机容量44.8%，较2015年提高9.8个百分点；煤电装机容量10.8亿千瓦，年均增速3.7%，占总装机的比重从2015年的59.0%降至2020年的49.1%，首次降至50%以下。因此，煤电逐年被清洁能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机、电量占比不断下滑的趋势在“十四五”期间将更加明显。

煤电率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。2019年国家发改委发文明确，已市场化交易形成上网电价的燃煤发电量，继续执行现行市场规则；具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，2020年“暂不上浮”；煤电价格联动机制不再执行。这就意味着煤电将第一个告别“计划电量、政府定价”模式，实现近年来由“双轨运行——缩减计划电量、扩大市场电量”到“全电量市场竞价”的根本性转变，并且这一转变将贯彻整个“十四五”，预计市场交易价格仍会整体低于“基准价”。今年两会政府工作报告提出“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”进一步印证了这一判断。

煤电将面临煤炭市场、电力市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场的交织影响，形势复杂多变。其中对业绩影响最大的是两个市场。一是煤炭市场。今年初，受经济复苏、极端天气、新能源出力不足等因素影响，湖南、江西等地出现电力时段性限供，也出现了煤价的新一轮上涨。随着清洁转型与节能减排的加速，煤炭需求增长放缓，煤炭先进产能释放，再加上煤炭“基准价+浮动价”的定价机制，以及中长期合同为主、最高最低库存制度的保障，“十四五”煤炭供需关系总体可控，市场煤价将沿袭“高位震荡”的走势，发电燃料成本“前高后低”，整体可能与“十三五”平均水平持平甚至略低，可望成为煤电企业减亏脱困的“基石”。二是电力市场。在“十四五”期间电力需求仍将持续增长，但增速预计为4.4-5.3%，比“十三五”5.7%有所放缓；电源投资总体会有所增长，但煤电投资会下降。电力清洁化发展将迈入加速期，高比例新能源配置特征明显。中电联预测，2025年全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时，“十四五”年均增长4.9%；电源装机达到29.5亿千瓦，非化石能源发电装机比重达53%。电力市场供需总体平衡，但“宽裕度”下降，华北、华中和南方区域或转向紧平衡，有利于迟缓煤电利用小时下降、收窄交易价格降幅，防止造成“量价齐跌”的局面。

煤电政策转向“硬约束”的同时也作了微调，为煤电企业点亮“温暖之光”。其一，2020年7月1日，在暂行规则三年有效期满后，国家发展改革委、国家能源局印发修订后的《电力中长期交易“基本规则”》首次提出“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”。目前，广东、河北、山东、云南等省容量市场建设已提上日程。其二，构建高比例消纳清洁能源电力系统需发挥煤电“灵活性价值”。“通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格，以补偿燃煤发电合理成本”。其三，将燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，从体制机制解决了产生煤电矛盾的基础。其四，煤电市场价格只限定“2020年暂不上浮”。这预示着“十四五”有上浮不超过10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原则上不超过15%。其五，鼓励煤电联营、跨行业重组，整合西北区域煤电资产，有利于提高煤电市场力、降低风险、稳定收益。

总之，“十四五”煤电因其高碳特征所面对的一系列挑战，并不会消失，反而会因“双碳”目标的实施，更加强化、突显、扩展；同时，煤电将受到“五大市场”的交织影响，情况复杂多变，不确定因素不小。因此，“优胜劣汰”将是煤电面临的长期挑战。但是，极端情况下煤电的安全兜底保障与长期新能源消纳的需要仍然客观存在，一些政策的、市场的因素也出现了新的变化，希望煤电扭亏脱困不是问题。

存量煤电如何重组改造、优化升级？

“十三五”煤电供给侧改革初见成效，关停小火电3500万千瓦，少投煤机9300万千瓦，截至2020年煤电规模10.8亿千瓦，实现了11亿千瓦的控制目标，既阻滞了利用小时的急剧下滑，也促进了“三弃”现象的逐年好转。但对比国外电源结构，以及实现“双碳”目标、构建以新能源为主体的新型电力系统的需要，我国仍然存在煤电存量巨大、占比过高、设备闲置、环保督查严格、煤价上涨、电价下行、亏损面大、市场竞争力下降等问题。欧盟2019年出台碳中和计划，宣布2050年实现碳中和，目前已有15个国家宣布退煤计划，明确在2030年前关闭煤电3540万千瓦，相当于在运煤电的21%。其中：比利时、奥地利、瑞典已率先实现电力系统去煤。我国是富煤的发展中国家，“十四五”煤电究竟应该怎么办？

笔者认为，要***时下煤电前所未有的困惑尴尬局面，“十四五”电力行业要继续遵循市场规律和电力运行规律，进一步深化煤电供给侧改革，以退为进，从“存量、增量”两方面入手，主动减少无效供给，以减少设备闲置，大力提高能效，努力实现电力市场供需的再平衡，促进煤电清洁高效利用与高质量发展。

“十四五”，首先要做好“煤电存量资产”这篇大文章。具体路径是先淘汰关停、重组整合，再分类实施升级改造，实现“低能耗、低排放，高能效”，提高综合能源供应、电力辅助服务、市场竞争“三种能力”。

借鉴“十三五”经验， 对不合要求的30万千瓦以下煤电机组，继续落实国家有关淘汰落后产能政策，实行“强制关停”。同时，应对煤电企业作出全面评估，对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力投入改造的老小机组，或未予核准、证照不全的违规机组，实行“主动关停”，避免“冰棍效应”。目前，发电集团在编制公司“十四五”发展规划与碳达峰专项行动方案时，都有淘汰落后煤电机组、少上不上煤电项目、加强碳资产管理的安排，以便控碳减碳。

通过资产转让、煤电重组、区域整合等资本运营手段，减少同质化竞争，压降煤电产能，促进整体减亏、降低负债，缓解经营困难。近年来，国家能源集团、山西晋能控股集团、山东能源集团等的重组成立以及西北五省煤电资源区域整合试点，将有效提升煤电的生存能力。

以老小机组、亚临界机组为重点，分类实施超低排放改造、灵活性改造、节能降碳改造、多能联供改造。“十三五”对煤机升级改造的要求是实现超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2019年底，完成超低排放改造8.9亿千瓦，占全国煤机比重86%，电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物等累计排放量较2015年减少约219万吨。完成节能改造6.5亿千瓦，平均供电煤耗307克/千瓦时，较2015年降低9克，累计节约标准煤1.17亿吨，减排二氧化碳3.26亿吨；完成灵活性改造约5775万千瓦，其中约60%在东北，为《规划》目标的25%。进入“十四五”，煤机的超低排放改造基本是拾遗补缺，重点是节能降碳改造、多能联供改造，碳捕获利用和封存技术（CCUS）的研发、示范和推广，特别是灵活性改造。国家“十四五”规划和2035远景目标，也要求“推进煤电灵活性改造”。山西规定煤电灵活性改造容量应不低于本集团的新能源装机容量。煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能，应加强规划引导，完善辅助服务补偿政策，偿还“十三五”欠账，弥补电网调节能力严重不足的短板。

煤电增量发展如何严格控制，以有效实施峰值管理？

在“双碳”目标及“构建以新能源为主体的新型电力系统”的大背景下，“十四五”对煤电要不要发展、发展多少，业内外争议很大。气候专家、新能源企业普遍的观点是“十四五”是个分水岭，建议不上煤电，大力发展新能源，不设“天花板”。但也有业内人士认为不宜过早、过快大规模淘汰煤电，应该继续上一些必要的煤电项目。事实上，国家“十四五”规划和2035远景目标已经对煤电“要不要发展”给出了原则意见，即“合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤”。

根据笔者观察，在2020年煤电装机10.8亿千瓦的基础上，各方建议到2025年的煤电发展目标差异较大。全球能源互联网发展合作组织、华北电力大学、中电联、电规总院、国网能研院的建议分别是11、11.5、12.3-12.5、12.5、12.5-13亿千瓦，国家能源局预测13亿千瓦。个人意见，“十四五”煤电新项目要严格审批，严控增量，重视峰值管理，力争新增与淘汰大致相当，总规模略有增加，走“少新建、多改造、多延寿”的路子，并实现低碳环保、高质量发展。建议煤电2025年按12亿千瓦、净增加1.2亿千瓦控制为宜，实现碳达峰，既兼顾电力需求，又减轻生存压力。2030年煤电控制在11.5亿千瓦内，2060年煤机基本退出，实现碳中和。要实现上述目标，必须从国家、企业两个层面采取有力举措：

国家层面作“十四五”电力规划时，首先，应坚持系统原则，加强变革与创新，实现“清洁转型、保障用能、行业发展”三大目标的有机统一。清洁转型，即构建以新能源为主体的新型电力系统，打造以电为中心的终端能源消费格局，是当前能源电力领域的首要目标，是电力发展的主旋律、主基调，也是实现“双碳”目标的基本途径，必须保持战略定力，毫不动摇；保障用能则是基础性目标，也是保障民生福祉最根本的问题，是能源消费领域的“初心与宗旨”，必须建立“煤炭供应安全兜底”“电力供应稳定可靠”，即“多能互补、多元保障”的能源产供储销体系，否则会出能源安全大问题。国家能源局也没有把清洁转型作为唯一或全部目标，而是强调要着眼“保障能源安全和应对气候变化”两大目标。但这两大目标要靠调动市场主体积极性、促进能源行业健康发展去实现。因为行业发展与清洁转型、保障用能的关系是“渔与鱼”“青山与薪柴”的关系，前者是后两者实现的主体与保证。因此，必须还原电力商品属性和电力企业市场属性，使电力行业具有投融资功能与可持续发展能力。其次，合理规划，防止出现煤电发展“两个倾向”：一个是基于“双碳”目标、构建新型电力系统，不上煤电，全部发展清洁可再生能源；另一个是基于煤电“十三五”末规划、核准、在建的煤电规模，“十四五”仍然照单全上。据统计，我国核准、开工或作前期准备的煤电项目达2.5亿千瓦。正确的方式是根据习总书记提出的到2030年清洁转型的具体目标、《规划纲要》的原则意见以及供用电形势的预测作出综合评估、合理确定“十四五”煤电的新增规模，底线是保障用能，兼顾电力碳达峰。第三，在电源侧引导发电企业推进“多能互补”发展。突破先进技术、创新体制机制，优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源，探索构建“源网荷储”高度融合、适应高比例消纳新能源的新型电力系统，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，严控增量“风光火（储）一体化”，以解决各类电源互补互济不足等问题，避免发生“三弃”现象。

企业层面作“十四五”公司发展规划时，一是要落实新发展理念，实现高质量发展，提高市场竞争力。新发展理念，高质量发展，在发电行业应具体化为价值思维、清洁低碳、安全高效、科技创新、依托规划、市场导向、用户为王、优化布局、多能互补、产业协同、综合服务等内容。二是突出“绿、下、外、新”四字，实现发电行业战略转型。发电集团应结合我国国情，抓住“十四五”新电改、新基建、能源转型、体制变革、互联网发展、一带一路的新机遇，以“绿色、发配售、境外、新业态”为重点方向，加大电源结构绿色低碳转型、综合能源供应商转型、国际化转型的力度，积极稳妥进入电力新业态，打造产业链、供应链，实现战略转型与创新发展。三是清洁高效利用煤电，努力创新发展方式。一方面，发电行业多年来积累许多发展经验，如建设炕口路口电厂、输电端口电厂，发展煤电一体、港电一体项目，推进产融结合、路港配套，以上发展经验今后仍要适当借鉴；另一方面，要贯彻落实开展“多能互补”“源网荷储一体化”发展的指导意见，并采用世界上最先进煤电发电技术，新建煤机能达到接近50%的供电效率、低于250克/千瓦时供电煤耗，着力提高大容量、高参数、低污染清洁高效煤电比例，探索“煤电+储能”“煤电+生物质（垃圾）”耦合发电，建设智慧电厂与虚拟电厂，发展智能高效热力网、多能联供的综合能源系统。

如何根据新的战略定位推出煤电新政？

近年来，煤电已由过去的“主体电源、基础地位”，转向近中期（2021-2030）“基荷电源与调节电源并重”，总体上这个期间煤电仍将发挥基础性作用，但不排除在青海、甘肃、广西、云贵川等清洁能源大省与北上广深等一线城市，煤电将率先成为调节电源；到远期（2031-2050）煤电将成为“调节电源”,为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源调峰。随着“双碳”目标的落实，我国将形成水、核、风、光、气、氢能、储能、生物质等并举的“清洁大家族”，清洁能源机组将逐步成为电量供应主体（2025：42%；2030：52%；2050:75%；2060：超过80%）。同时，微电网、多能互补、分布式能源、综合能源服务等将成为重要的新型供能方式。

可见，未来一个时期煤电将不可避免地被可再生能源替代。但与欧美有所不同，我国作为富煤的发展中国家，电力高碳结构、机组年轻的特征明显，清洁转型、实现“双碳”目标相对于西方发达国家时间短、任务重，而且正在推进电力市场化改革。目前，我国煤机规模为10.8亿千瓦，其中热电联产机组占比为50%，平均机龄只有13年，单机45%大于60万千瓦，特别是装机占比49%的煤机仍提供着61%的电量，装机占比24%的新能源只提供了9.5%电量，意味着构建以新能源为主体的新型电力系统任重道远。岁末年初，湖南、江西等地出现时段性缺电限电，凸现煤电保障用能的重要性；美国得州大停电也印证了多能互补、电网互联、资源储备的必要性。但是，由于清洁转型、市场过剩、煤炭涨价、政策空档、利用小时下降等多重因素冲击，“十三五”煤电出现了整体性亏损、行业性困难，云南、青海等一些严重区域引发“关闭潮、破产潮”，已严重影响到煤电企业的生存。今年一季度煤电亏损面接近50%。此外，煤电及其上游煤炭行业提供了超过300万个就业岗位。因此，如何既能制定、落实煤电退出计划，尽快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现“双碳”目标，又能保障能源清洁转型、电力市场化改革过渡期以及极端情形下电力安全供应，妥善处理受影响职工的就业安置、社会保障，是一个重大挑战与考验。

欧盟正着力实现从煤炭到可再生能源的“公平”转型。如德国2018年成立有31个成员的煤炭委员会，决定2035年或最晚2038年关闭煤电，推出“五项措施”，包括逐步淘汰煤电、支持传统采煤区转型、尽可能减轻对波及者的影响（如电价补偿减排企业和工商用户；补偿提前关闭的煤电机组；对被解雇的人员提前支付退休补偿，并提供再就业培训，补偿家庭用电）、使电力系统更现代化，并对政策进行动态评估与调整等。在“十四五”期间，我国要统筹好发展与安全、政府与市场、保供与节能的关系，要让落后老小煤电“退得出”、清洁高效煤电“留得住”，这迫切需要国家有关部门借鉴国外清洁转型的一些经验，根据煤电新的战略定位，调整、完善旧的政策，出台煤电新政，建立长效机制，持续发挥煤电安全兜底与消纳新能源作用。这些政策举措包括但不限于：

加快全国统一电力市场建设，减少政府干预电价，健全煤电“基准价+上下浮动”的电价形成机制和燃料成本疏导机制；探索建立两部制电价和容量市场；推动环保电价通过市场交易电价外单独结算执行到位。

鼓励煤电进行灵活性改造，完善辅助服务市场与经济补偿办法，以激励参与调峰、调压、备用、黑启动的煤电机组；加大煤与生物质混烧发电的补贴政策；完善碳交易政策。

加大煤电关停企业电量补偿与经济补偿政策，出台煤电退出企业人员就业培训、分流安置、社会保障办法，继续开展发电权交易。

鼓励煤电联营、跨行业重组，构建煤电产业链、供应链；继续开展“控产量、保长协、稳煤价、抑消费、调进口”等一系列煤炭市场调控措施，保证煤炭稳定供应。