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        “十四五”煤電規(guī)劃目標能否順利落地?
        發(fā)稿時間:2024-06-05 來源:中國煤炭報 點擊:

          2023年,煤電一改往年的頹勢,出現(xiàn)“兩大轉(zhuǎn)機”,一是煤電企業(yè)經(jīng)營情況有所改善,實現(xiàn)整體“扭虧”;二是煤電新增裝機規(guī)模實現(xiàn)“正增長”,改變了連年大幅下滑的趨勢。在“雙碳”目標下,隨著新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建、電力市場化改革的深入、長周期能源保供的持續(xù)以及國家對煤電政策的調(diào)整,如何正確認識傳統(tǒng)煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來的新轉(zhuǎn)機?“十四五”煤電規(guī)劃目標能否順利實現(xiàn)?這些關系到我國能源保供、清潔轉(zhuǎn)型、經(jīng)濟發(fā)展三大目標的協(xié)調(diào)統(tǒng)一,必須引起高度重視并給予正確對待。

          煤電整體“扭虧”,但仍未從根本上擺脫困境

          2021年,我國不同區(qū)域接連出現(xiàn)拉閘限電現(xiàn)象,加上新能源的局限性,煤電兜底保供作用凸顯,再加上國家煤電政策的修正、優(yōu)化,煤電在巨大挑戰(zhàn)中迎來新的轉(zhuǎn)機,煤電企業(yè)經(jīng)營情況開始改善。

          2021年,五大發(fā)電集團(國家能源投資集團、華能集團、國家電力投資集團、大唐集團、華電集團)煤電發(fā)電供熱虧損1360億元,比2020年減利1609億元,超過2008年至2011年煤電4年虧損之和。盡管風力發(fā)電、光伏發(fā)電等清潔源盈利1232億元,仍不抵煤電虧損。2022年,由于落實電煤中長期合同“三個100%”(發(fā)電供熱企業(yè)全年用煤量簽約100%、電煤中長期合同月度履約率100%、執(zhí)行國家電煤中長期合同價格政策100%)及“煤電基準價+上下浮動不超過20%”(2021年10月,國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》,明確燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進入電力市場,通過市場交易,在“基準價+上下浮動”的范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。同時,擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動的范圍。由原來的上浮不超過10%、下浮原則上不超15%,擴大為上下浮動原則上均不超過20%)的市場化電價機制,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。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,實現(xiàn)由虧轉(zhuǎn)盈。

          2023年,在多種因素綜合作用下,煤電行業(yè)整體實現(xiàn)扭虧為盈。五大發(fā)電集團煤電發(fā)電供熱終于迎來整體盈利307億元。局面的好轉(zhuǎn),一是得益于國家嚴格管控煤炭產(chǎn)銷環(huán)節(jié)、強力推動電煤中長期合同“三個100%”政策的兌現(xiàn);二是來水偏枯,燃煤機組邊際貢獻、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%;三是繼續(xù)落實“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的市場化電價機制政策,使煤電價格比上年略有增加,約占全部增收因素的5%。

          2023年煤電行業(yè)實現(xiàn)整體“扭虧”可喜可賀,但冷靜思考,煤電企業(yè)仍未從根本上擺脫困境。

          一是目前仍有45%左右的煤電企業(yè)虧損,主要集中在東北、西南以及新疆、寧夏、河北、河南、內(nèi)蒙古等區(qū)域。

          二是煤電企業(yè)發(fā)電邊際貢獻為負、經(jīng)營凈現(xiàn)金流為負。經(jīng)營凈現(xiàn)金不足以支付利息的煤電企業(yè)還有不少,分布也很廣。一些企業(yè)現(xiàn)金流短缺、投融資功能減弱、企業(yè)信用評級下降。

          三是煤電板塊的盈利水平與其在電力行業(yè)的地位、貢獻不匹配。截至2023年底,我國煤電裝機11.65億千瓦,占總裝機容量的比重降到約39.9%,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。與此形成鮮明對比的是,2016年以來煤電投資收益率在電源結(jié)構(gòu)中一直墊底。五大發(fā)電集團煤電占比51%,但在2023年發(fā)電產(chǎn)業(yè)利潤中,煤電只貢獻了22%,在全部產(chǎn)業(yè)利潤中,煤電只貢獻了12%,由能源保供中的“主角”變成效益考核中的“配角”。

          2024年,煤電容量電價開始執(zhí)行,煤電企業(yè)大概率能迎來一個“小陽春”,但仍需關注三個不確定因素。一是2024年電力供需趨向平衡,煤電價格上浮20%政策落實難度增加。二是近年來發(fā)電設備故障頻發(fā),供電煤耗不降反升。在容量電價機制下,如何優(yōu)化調(diào)整煤電的生產(chǎn)運營模式,提升燃煤機組靈活調(diào)節(jié)能力、工控系統(tǒng)自主可控能力,將是新挑戰(zhàn)。三是煤價的不確定性。

          煤電發(fā)展出現(xiàn)“轉(zhuǎn)機”,但達到規(guī)劃目標仍存變數(shù)

          “十四五”前2年,我國年度新增煤電裝機罕見出現(xiàn)連續(xù)下滑,與缺電保供下亟需追加資本開支、擴大新增裝機成為電力行業(yè)的主要矛盾。

          “十一五”“十二五”“十三五”期間年均煤電新增裝機分別為6400萬千瓦、4900萬千瓦、3600萬千瓦。2021年,我國新增煤電裝機2937萬千瓦,同比減少1093萬千瓦,降幅為27.1%;2022年新增煤電裝機2920萬千瓦,同比減少17萬千瓦,降幅為0.6%。五大發(fā)電集團中有兩大集團煤電裝機規(guī)模“凈減少”,只有煤電一體的國家能源投資集團投資煤電積極性較高。長此以往,這種情況將危及中長期能源保供與新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建。

          面對煤電新增裝機持續(xù)下降、能源保供持續(xù)進行的嚴峻形勢,以及可再生能源“靠天吃飯”的局限性,煤電的發(fā)展重新引起了各級政府、社會各方的高度重視。

          2021年9月以來,國家有關部門“雙管齊下”。一方面,積極調(diào)整煤電政策導向,幫助煤電企業(yè)渡過難關。國家出臺了一系列煤電穩(wěn)供保價政策,包括緩繳稅款、增加貸款、撥付國有資本經(jīng)營預算資金,建立能漲能跌的電價機制,出臺煤電容量電價,增加煤炭產(chǎn)能、釋放煤炭產(chǎn)量、高壓管控煤價,鼓勵開展“兩個聯(lián)營”(煤炭與煤電聯(lián)營、煤電與可再生能源聯(lián)營)。不再延續(xù)“十三五”期間全面打壓的政策,包括煤炭、煤電去產(chǎn)能,要求工商業(yè)電價“只降不升”。另一方面,適度調(diào)增“十四五”煤電規(guī)劃目標,合理布局清潔高效煤電。2022年國家發(fā)改委明確提出煤電“三個8000萬”目標,要求2022年、2023年煤電各開工8000萬千瓦、兩年投產(chǎn)8000萬千瓦,并將“十四五”煤電發(fā)展目標12.5億千瓦調(diào)增到13.6億千瓦。為推進新型電力系統(tǒng)建設,國家要求重點在沙戈荒大基地周邊、川渝滇黔等水電富集地區(qū)、電力負荷中心以及主要電力輸入地區(qū)“合理布局清潔高效煤電”。近年來,國家加快了煤電核準步伐。2023年,全國累計新增煤電裝機4774萬千瓦,同比增加1854萬千瓦,增長63.5%,呈現(xiàn)“止跌反彈”跡象。煤炭企業(yè)出于建鏈穩(wěn)鏈、平衡收益與風險的需要,積極“進軍”煤電領域。

          筆者預計,以2023年為轉(zhuǎn)折點,隨著鼓勵煤電“兩個聯(lián)營”、“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的市場化電價機制政策的執(zhí)行、容量電價的出臺、煤電企業(yè)整體“扭虧”,“十四五”后2年以及“十五五”期間,煤電發(fā)展將會有所提速。但能否吸引社會資本進入煤電領域,如期實現(xiàn)國家調(diào)增后的煤電規(guī)劃目標仍有待進一步觀察。

          目前,世界能源格局重塑,實現(xiàn)能源電力技術(shù)領先、自主可控成為各國競爭的“高地”。能源綠色低碳轉(zhuǎn)型成為全球的“普遍共識”和“一致行動”。盡管能源危機的發(fā)生為保留化石能源開啟了一個窗口期,但應對氣候變化、加快清潔轉(zhuǎn)型的呼聲和趨勢并沒有減弱和改變。煤電長期愿景不被看好,這給投資者帶來相當大的影響。同時,我國新能源全產(chǎn)業(yè)鏈領先世界,風光電裝機呈爆發(fā)式增長,其成長性、經(jīng)濟性顯著增強。相反,煤電的燃料成本、升級改造成本、碳排放成本快速上升,近期設備造價上漲了近三分之一,其市場競爭力與盈利能力大幅下降。2022年至2023年,國家要求煤電裝機投產(chǎn)8000萬千瓦,實際投產(chǎn)7694萬千瓦,完成96%;到2023年底,全國煤電裝機116493萬千瓦,距離2025年13.6億千瓦的煤電規(guī)劃目標仍差19507萬千瓦,意味著2024年至2025每年要投產(chǎn)近1億千瓦,任務依然艱巨。

          因此,仍需要加大對煤電投資和碳捕獲與利用技術(shù)(CCUS)的政策支持力度,推動新出臺的容量電價相關政策盡快落實到位。

          實現(xiàn)煤電可持續(xù)發(fā)展,需多方協(xié)同發(fā)力

          煤電出現(xiàn)轉(zhuǎn)機,但盈利的基石并不牢,若要實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展,仍需政府、企業(yè)、社會協(xié)同發(fā)力。

          煤電仍是我國能源保供的“壓艙石”。可以預見,2030年前,煤電穩(wěn)則行業(yè)穩(wěn),能源保供無大礙。盡管我國煤電出現(xiàn)了新的轉(zhuǎn)機、實現(xiàn)了整體“扭虧”,但這種轉(zhuǎn)機與扭虧是暫時的、初步的、不確定的。

          一方面,煤電承擔了長周期保供重任。近年來,為保供煤電企業(yè)積累了大量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,還需要投入資金,對存量機組進行“三改聯(lián)動”(節(jié)能降耗改造、供熱改造、靈活性改造)、增量實現(xiàn)多能互補發(fā)展。此外,電價一改“標桿電價+煤電聯(lián)動”政策,在全電量競價機制下面臨電價下降的風險。新出臺的煤電容量電價重在建立固定成本回收機制,但由于容量電價補償標準偏低,分年到位,且門檻高、考核嚴格,煤電企業(yè)并不能“躺贏”。另一方面,在“雙碳”目標下,煤電面臨低碳轉(zhuǎn)型的長期挑戰(zhàn)。綠色低碳是能源電力行業(yè)的戰(zhàn)略方向,也是未來企業(yè)的核心競爭力,傳統(tǒng)煤電必須走清潔低碳轉(zhuǎn)型的發(fā)展之路。

          因此,必須從企業(yè)主體、市場機制、國家政策等方面共同發(fā)力,從根本上解決煤電發(fā)展問題,提升市場主體的投資意愿,加快新型能源體系建設,堅決守住能源安全的底線。

          一,容量電價下煤電企業(yè)不能“躺贏”,更不能“躺平”。要轉(zhuǎn)變觀念,找準定位,通過技術(shù)進步與管理創(chuàng)新,改造存量、嚴控增量、有序減量、低碳轉(zhuǎn)型,實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。煤電存量機組,可通過淘汰關停、容量替代、重組整合、“三改聯(lián)動”、應急備用,并開展多能聯(lián)供、輔助服務、綜合能源服務,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(diào)節(jié)、清潔低碳等多維價值,對沖燃煤機組利用小時下降、電能量價值減小的風險,努力提高度電價值。

          2030年前,各大發(fā)電集團要從國家大局出發(fā),適當調(diào)增煤電發(fā)展規(guī)模,重點做好沙戈荒大基地煤電配套項目的開工、投產(chǎn)工作,力爭早見效;對在建煤電項目,努力實現(xiàn)按計劃投產(chǎn);對已納入規(guī)劃的煤電項目,做好投資決策以及核準、開工工作;對煤電儲備項目,做好評估、優(yōu)選、納規(guī)工作。同時,要圍繞負荷中心、風光電外送基地、新能源調(diào)峰需求以及煤炭資源富集省份,分區(qū)域推進煤電結(jié)構(gòu)調(diào)整和布局優(yōu)化,并以“兩個聯(lián)營”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,實現(xiàn)多能互補、清潔轉(zhuǎn)型。因地制宜發(fā)展“煤電聯(lián)營”、“港電一體”項目,建設坑口、輸電端口煤電廠,提升市場競爭與抗風險能力。融合發(fā)展風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(tǒng)。此外,要發(fā)展虛擬電廠,進一步研發(fā)、突破燃煤發(fā)電技術(shù),特別是研發(fā)推廣新一代碳捕獲與利用技術(shù),加快燃煤發(fā)電數(shù)字化升級,實現(xiàn)靈活、高效、清潔、低碳、智能發(fā)電。

          總之,煤電企業(yè)未來要走“煤電+”及“嚴建、改造、延壽、減發(fā)、退出”的清潔高效、低碳轉(zhuǎn)型的路子,支撐新型電力系統(tǒng)建設。

          二,要完善與新型電力系統(tǒng)相適應的煤電市場機制,以體現(xiàn)煤電的多維價值,增強市場抗風險能力。目前,煤電已全面參與市場交易,如何體現(xiàn)煤電的多維價值,需要國家健全市場機制和企業(yè)綜合決策。在國家層面,探索建立容量市場,完善輔助服務市場,深化中長期、現(xiàn)貨電能量市場,形成以容量電價、調(diào)節(jié)性電價、電能量電價組成的電價體系。目前,重點要落實容量電價補償機制,繼續(xù)落實“煤電基準價+上下浮動不超過20%”的政策,或提高煤電基準價。在企業(yè)層面,努力實現(xiàn)供電、供熱、輔助服務綜合效益最大化,要力爭中長期交易電量占比不低于裝機占比、交易價格不低于市場均價,現(xiàn)貨市場收益不低于區(qū)域平均水平,輔助服務市場凈收益同比正增長。

          三,政府部門綜合施策,提升煤電的可持續(xù)發(fā)展能力。建議政府相關部門認真總結(jié)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(zhuǎn)型的風險保持警醒,對煤電在能源保供、新型電力系統(tǒng)中的定位、作用重新認識,督促各方不折不扣落實近年來出臺的一系列能源保供穩(wěn)價政策。同時,還要根據(jù)煤電新的戰(zhàn)略定位,創(chuàng)新、完善既有煤電政策,建立全國統(tǒng)一的電力市場體系,健全有效競爭的電力市場交易機制,堅持動力煤價、上網(wǎng)電價、用戶電價“三價聯(lián)動”不動搖,并推出煤電存量機組“三改聯(lián)動”的激勵政策。繼續(xù)加大煤電關停、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“兩個聯(lián)營”,實現(xiàn)煤電上下游產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)調(diào)發(fā)展。

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