“十三五”期間，在能源清潔轉型、煤價高位震蕩、市場激烈競爭、政策導向利空、區(qū)域環(huán)境差異等多因素疊加、綜合作用下，煤電進入“第二個困難期”，出現(xiàn)整體性虧損、行業(yè)性困難，一些嚴重區(qū)域引發(fā)“關停潮”，危及煤電行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。放眼“十四五”，煤電仍然“�！迸c“機”并存，但相對于“十三五”，一些政策的、市場的、行業(yè)的因素出現(xiàn)積極的變化，煤電在長期愿景“不看好”中，或許將迎來轉機，扭虧脫困、修復盈利可期。

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“十四五”煤電所面臨的環(huán)保、轉型、體制、機制等一些固有挑戰(zhàn)，并不會消失，反而會因清潔低碳、安全高效能源體系的構建，更加強化、突顯、擴展：

——傳統(tǒng)煤電被清潔替代加深，來自新能源的挑戰(zhàn)與日俱增。

“十四五”，新能源政策保障、技術進步、快速發(fā)展，風光電成長性、經(jīng)濟性、競爭力顯著增強，而且儲能被認為是未來能源革命的“剛需”，氫能被稱為“21世紀終極能源”，我國能源清潔轉型將主要從“增量綠色發(fā)展”逐步向“存量減煤減碳與增量綠色發(fā)展并舉”轉變，“高效化、清潔化與減量化”將是煤電的戰(zhàn)略方向。因此，煤電逐年被清潔可再生能源“稀釋、擠壓、替代”，其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢難以改變。

——節(jié)能減排的國際承諾，重點控制碳排放將是煤電新挑戰(zhàn)。

《巴黎協(xié)定》的全球約束與打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)，我國承諾單位GDP二氧化碳排放量2030年比2005年減少60%-65%，到2030年達峰。煤電作為高排放、高碳結構的化石能源，環(huán)保政策會更加嚴苛，控制碳排放強度，擴大碳排放權交易，將是“十四五”新的成本增項。同時，煤機環(huán)保電價、獎勵電量在市場競價交易中難以兌現(xiàn)，環(huán)保邊際效應下降也是不容忽視的問題。山東、廣東等沿海的煤電企業(yè)，還會受到“西電東送”“跨區(qū)消納清潔電量”的影響，煤機利用小時承壓。

——煤電率先告別含金量高的“計劃電量”，開啟“全電量競價時代”。

2019年，煤電市場電量占比從2015年的13%提升到50%左右。10月，國家發(fā)改委印發(fā)1658號文明確，已市場化交易形成上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電量，繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行市場規(guī)則；具備市場交易條件的，上網(wǎng)電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，2020年“暫不上浮”；煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。這就意味著煤電將第一個告別“計劃電量、政府定價”模式，實現(xiàn)由近年來“雙軌運行——縮減計劃電量、擴大市場電量”到“全電量市場競價”的根本性轉變，并將貫徹整個“十四五”，預計市場交易價格仍會整體略低于“基準價”。

——煤電“優(yōu)勝劣汰”“適者生存”是我國推進電力市場化改革、全球能源清潔轉型的必然結果。

“十三五”，煤電經(jīng)營形勢嚴峻，造成整體性虧損、行業(yè)性困難，“兩極分化”與“區(qū)域差異”加劇，表現(xiàn)為虧損面大、負債率高、資金鏈緊張，一些企業(yè)面臨被ST、退市、兼并、關停、破產等風險。五大集團火電板塊，2016年實現(xiàn)利潤狂降58.4%；2017年整體凈虧損132億元，虧損面達60%；2018年虧損面54.2%，其中：15個省整體虧損；2019年有所好轉，但虧損面仍超40%�！笆�四五”預計電力消費增速會繼續(xù)減緩，東北、西北、西南等區(qū)域電力產能過剩的風險還不能完全消除，能源清潔轉型和電力市場化改革會進一步提速，“優(yōu)勝劣汰”“適者生存”將是煤電面臨的長期挑戰(zhàn)。

煤電之“機”

2030年我國碳排放達峰前后，煤電還有一定的發(fā)展空間。煤電“十四五”盡管面臨不小挑戰(zhàn)，但經(jīng)營“窗口期”仍有可能開啟。理性預測，主要有以下有利因素：

一是煤電政策導向出現(xiàn)微調，由“全面收緊”到“松緊搭配”。

“十三五”前期的煤電政策，幾乎是“清一色”約束政策。2019年10月，國家發(fā)改委1658號文看似非常“負面”，其中也不乏一些“正能量”：

（1）首次確立了與煤電新定位相一致的“容量補償機制”，推出“兩部制電價”。針對現(xiàn)行單一制電度電價，已不能適應能源清潔轉型、電力市場化改革新形勢，以及煤電從過去的“主體電源”，轉為近中期“基荷電源與調節(jié)電源并重”，再到長遠“調節(jié)電源”的新定位，文中明確“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成”，這為云貴川、青海、廣西等能源清潔大省深陷困局的煤電企業(yè)點亮了“希望之光”。

（2）新電改下構建高比例消納清潔能源電力系統(tǒng)（市場）的實踐證明，發(fā)揮煤電“靈活性價值”要有政策保障。遼寧等東北區(qū)域進行了有益的探索，可望在全國推廣，真正形成由發(fā)電、電網(wǎng)、用戶共同參與的輔助服務市場。文中強調要“完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本”。這一政策的完善，將有利于提高煤電靈活性改造的積極性，也有助于未來煤電的長期生存。

（3）將燃煤標桿電價改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，從體制機制解決了產生煤電矛盾的基礎。煤電新的定價機制，改變了過去標桿電價長期固化、政府調價嚴重滯后的缺陷，也實現(xiàn)了“計劃電”到“市場電”的轉變，并與“市場煤”作了對接，有利于電價及時反映電力市場供求變化和發(fā)電燃料成本變化，也有利于促進煤、電上下游產業(yè)的協(xié)調發(fā)展。當然，這種定價機制比較適合山東、內蒙、廣東、江蘇等煤電大省，而且對煤電企業(yè)來講，是“雙刃劍”，如何適應、運用新的市場定價機制，改善電力供求關系、降低燃料成本、提高競爭力成為關鍵。

（4）煤電市場價格只限定“2020年暫不上浮”。這預示著“十四五”有上浮不超過10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原則上不超過15%。而且，要求“規(guī)范政府行為”，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。

（5）“煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行”不現(xiàn)實。由于“煤”熔在“電”里，成本是價格的有機構成，煤電聯(lián)動作為一種“機制”不可能被取消。如果說取消煤電聯(lián)動政策只是關上“一扇窗”，新的市場定價機制則是開了“一道門”。近年來，煤電市價降幅收窄、逐年提高是對煤價高企的正常反應。

當然，上述煤電價改政策，各省能否在“細化實施方案”全面地、非選擇性地貫徹落實，仍有待觀察。另外，“十四五”繼續(xù)實施“降低用能成本”政策的概率，個人預判會大大降低。“十三五”政府、市場雙管齊下，電價一降再降，整個電力行業(yè)出現(xiàn)虧損，從發(fā)電側到電網(wǎng)側紛紛壓減投資。因此，“十四五”必須要有合理的盈利預期，吸引社會投資，推進混改，還原企業(yè)與商品屬性，預計這項政策“事不過三”，否則會危及電力的安全可靠供應。

二是“十四五”煤炭市場可望轉向供需平衡甚至寬松，煤價高位回落，發(fā)電成本穩(wěn)中有降，系統(tǒng)性風險減弱。

由于燃料成本占煤電發(fā)電成本70%左右，近年來動力煤的強周期屬性帶來煤電企業(yè)成本端的高頻波動�！笆�三五”，隨著退出、減量重組10億噸煤炭過剩產能任務完成，煤炭供需緊張、煤價大幅反彈，致使煤、電經(jīng)營業(yè)績“冰火兩重天”�！笆�四五”我國煤炭產消總量仍是全球最大，但在能源結構中比例會持續(xù)下降（55%）；煤炭供需由區(qū)域分散向區(qū)域集中轉變，而且呈“煤礦少，單產高，逆向分布，應急調運難”的特點；煤炭先進產能有序釋放，煤炭需求增長放緩，國家形成了“控產量”“保長協(xié)”“穩(wěn)煤價”“抑消費”“調進口”“構建鐵路大通道運輸網(wǎng)”等一系列政策調控工具；煤炭供需關系由過去的“大起伏波動”向“小起伏微波動”轉變。由此可見，“十四五”或許還會出現(xiàn)煤炭區(qū)域性、時段性的供需矛盾，但未來煤炭供需關系總體可控，不會出現(xiàn)大面積、持續(xù)性“大起大落”的狀況，市場煤價或能“穩(wěn)中有降”。“十四五”發(fā)電燃料成本整體低于“十三五”平均水平將是大概率事件，可望成為煤電企業(yè)扭虧脫困的“基石”。

三是“十四五”電力市場供需“寬裕度”可望下降，中東部或轉向緊平衡，煤電需統(tǒng)籌好新增、退役、延壽的關系，煤電利用小時下降趨緩。

面對國際上百年未有之大變局以及國內經(jīng)濟增長能否“保6”的爭議，要準確研判“十四五”電力發(fā)展目標、市場走勢難度不小。

（1）電力需求與電力裝機仍將持續(xù)增長，但增速放緩，高比例新能源配置特征明顯。國網(wǎng)研究院預測，預計全社會用電量年均增速4-5%。這低于“十五”13%、“十一五”11.1%、“十二五”6.27%的增速，也低于“十三五”預計5.9%的增速。中電聯(lián)預計，能源清潔化發(fā)展將邁入加速期，到2025年全國發(fā)電裝機28億千瓦，非化石能源裝機占比48%，保障新能源消納和電網(wǎng)穩(wěn)定仍是一個問題。

（2）電力市場供需“寬裕度”可望下降，中東部或轉向緊平衡。根據(jù)預測，“十四五”電力負荷峰谷差、季節(jié)差將持續(xù)加大，特別是東中部地區(qū)電力平衡壓力加大，2025年華北受端、華東、華中等地區(qū)高峰時段的電力缺口將分別達到2400萬、3400萬和2800萬千瓦。東北、西北、西南等區(qū)域電力“寬裕度”會下降，也不排除個別省份出現(xiàn)短缺。云南電網(wǎng)預測，水電大省云南隨著鋁、硅等高載能產業(yè)的引入和用電量的高速增長，“十三五”棄水問題基本得到解決。全省電力供應2021-2022年“豐平枯緊”，2023年開始缺電，2025年將缺電量320億千瓦時。

（3 ）煤電“十四五”如何發(fā)展，將成為電力平衡的關鍵籌碼。目前爭議很大，氣候專家、新能源企業(yè)認為應該暫緩發(fā)展或不再發(fā)展，為清潔能源發(fā)展騰空間；電網(wǎng)、能建等相關人士認為未來電力平衡問題突出，2030年前煤電還是要適度發(fā)展，新增1-2億千瓦，“可考慮適當放寬東中部地區(qū)煤電建設規(guī)模”。

個人意見： “十四五”煤電發(fā)展既要考慮電力平衡和電網(wǎng)安全，也要考慮電力市場的平衡和新的市場化電價機制，統(tǒng)籌好新增、退役、延壽的關系，煤電要慎鋪“新攤子”，宜控制在1億千瓦之內；存量煤電要“升級改造、重組整合、優(yōu)勝劣汰”，對能效達標又完成超低排放改造的到期機組應予延壽，盡量減少新建。當然，最終要以國家電力規(guī)劃為準。

個人預判： “十四五”電源投資尤其是煤電投資會進一步下降，加上全國電力市場供需“寬裕度”下降，中東部轉向緊平衡，有利于遲緩煤電利用小時的下降，有利于煤電交易價格下降幅度的收窄，防止因電力產能過剩造成“量價齊跌”的局面。

四是企業(yè)戰(zhàn)略與重組整合、關停政策等因素的綜合影響，將有利于“十四五”煤電營商環(huán)境的改善。

近年來我國推進熱電聯(lián)產、多能互補與綜合能源服務，構建煤電發(fā)配售產業(yè)鏈；鼓勵煤電聯(lián)營，實施煤、電央企跨行業(yè)重組，擬分批次對西北等區(qū)域煤電資產進行整合，都將有利于“十四五”煤電提高市場力、降低風險、穩(wěn)定收益�！笆�三五”對煤電諸多約束政策的預后效應將“由負轉正”，如嚴控新增產能、淘汰落后產能，限期完成升級改造，將有利于“十四五”電力市場供求關系的改善，促進增產增收。另外，歐盟正著力實現(xiàn)從煤炭到可再生能源的“公平”轉型。如德國成立煤炭委員會，決定2035年或最晚2038年逐步關閉煤電，提出了包括逐步淘汰煤電、減輕受影響者困難等“五項措施”。盡管國情不同，但清潔轉型的一些做法，值得我國借鑒。

綜合以上情況，“十四五”煤電的經(jīng)營環(huán)境，有喜有憂，“�！迸c“機”并存，但較之“十三五”將有好轉，表現(xiàn)為政策導向轉向“松緊搭配”，煤炭、電力市場系統(tǒng)性風險降低，增收節(jié)支的因素有所增加。因此，只要國家政策合理配套、各省全面落實，煤電企業(yè)又能抓住政策、市場的“窗口期”，千方百計化“�！睘椤皺C”，大力推進管理創(chuàng)新、科技進步、升級改造、資本運作、市場營銷、轉型發(fā)展，減少各種風險與沖擊，實現(xiàn)扭虧增盈、再造一個“小陽春”、增加資本市場投資機會不是沒有可能。（作者：中國華電集團公司副總法律顧問 陳宗法）

來源：中國能源報