随着近年来我国不同区域接连出现拉闸限电以及新能源高比例接入暴露的局限性，煤电兜底保供与灵活调节作用凸显，再加上国家煤电政策调整，2023年煤电出现新的转机，表现为整体实现扭亏、新增装机止跌回升。中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法在“首届发电企业清洁高效与灵活智慧创新发展研讨会”上表示，这种转机与扭亏是初步的、脆弱的、局部的，甚至是不确定的，仍需企业、市场、政府协同发力，从根本上解决煤电企业“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”的问题。
2024年5月21日-22日，由北极星电力网主办的首届发电企业清洁高效与灵活智慧创新发展研讨会在北京召开，中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法对煤电行业的发展进行了回顾与展望。
【回顾】煤电面临巨大的挑战
进入到“十四五”以后，我国煤电到底碰到了哪些具体的挑战？陈宗法分析，2021-2022年，由于上游煤价大涨、煤质下降、长协煤覆盖率履约率偏低，电价传导受限，以及国际能源危机、进口煤减少等因素的影响，煤电严重亏损，缺乏投融资功能，我国煤电面临着“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”五大难题。
具体表现为：
挑战一：煤价高位震荡
2015年秦皇岛5500大卡煤价曾跌破400元/吨，但到了2021年9、10月份，煤价出现飙升，最高峰达到了2600元/吨，这对下游的煤电行业冲击巨大。陈宗法表示，由于煤炭供不应求、煤价冲新高，2021年全国耗用电煤约23亿吨，煤电企业增加采购成本超过6000亿元。
得益于国家的管控和对煤炭产能的释放，高煤价到2022年有所好转，但下游煤电企业仍然持续受到了煤价高位震荡的冲击。陈宗法表示，由于国家高压管控煤炭市场、释放煤炭产能，供需紧张有所缓解、煤价出现阶段性回落，但“电煤综合采购价始终超过基准价上限”，秦皇岛（Q5500）动力煤平仓价平均1300元/吨，同比增长约25%。中电联估算，2022年，煤电企业仍额外增加采购成本约3465亿元。
挑战二：煤电持续亏损
陈宗法坦言，2021年以来的高煤价对下游煤电企业造成了非常大的冲击，使得煤电企业出现严重亏损。
陈宗法表示，2021年煤电陷入全面亏损，发电行业“道是有盈却无盈”，出现“净亏”。入炉标煤单价涨幅超60%，电热价格传导16.6%，煤电比价关系严重扭曲，全国煤电行业亏损面达80%以上，亏损额超过3000亿元。其中，五大集团入炉综合标煤单价高达961元/吨，造成煤电发电供热亏损1360亿元。水电、风光电、核电、气电等合计盈利966亿元，仍不抵煤电巨亏，发电产业净亏损394亿元。2022年，煤价持续高位震荡，但由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%的政策，全国煤电行业有所减亏。其中，五大集团入炉综合标煤单价高达1095元/吨，上涨14%，煤电发电供热亏损784亿元，同比减亏576亿元，但亏损面仍超60%。水电等清洁电源合计盈利1029亿元，发电产业净盈233亿元。
挑战三：保供压力不小
2021年，煤电企业承受了空前巨大的保供压力。陈宗法回顾道，正值水电枯水、北方供暖、冬季用电高峰三期叠加，又面临元旦、春节及冬奥、残奥能源保供任务。当时煤电企业或无煤可买，或无钱买煤，或停机检修，超20个省级电网有序用电，少数省份拉闸限电。国家紧急出台保供稳价措施，要求“高比例开机、高负荷出力”，做到“应发尽发”。在“发得多亏得多”的前提下，装机占比47%的煤电贡献了60%的电量，利用小时高达4568小时，同比提高263小时，关键时刻发挥了“顶梁柱”的作用。
到了2022年，能源保供的责任仍然十分重大、压力不减。陈宗法说，这主要是出现了极端高温的天气，导致川、渝 、苏、浙、皖等省域出现用电紧张。但国家要求“决不允许出现拉闸限电”，因此，保供压力在2021年、2022年凸显。
挑战四：安全隐患增加
由于减利亏损，缺钱改造，叠加配煤掺烧、深度调峰、能源保供，运行在非正常工况，一些煤电企业的发电设备可靠性、经济性“双降”。陈宗法举例道，我国供电煤耗在多年来出现了首次上升，达到302克。
挑战五：改造任务艰巨
2021年10月，国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”推进“三改”联动6亿千瓦。但是，陈宗法认为，煤电亏损严重，配套政策不到位，“三改”联动积极性不如以前。他表示，实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。
挑战六：未来发展堪忧
“双碳”目标下，“严控煤电项目”成为未来发展主基调，但出于能源保供需要，2022年国家调增“十四五”煤电发展目标，鼓励“两个联营”，加快煤电项目核准步伐。而且，新建煤机要求“灵活性制造”，原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的先进机组。
陈宗法说，2021-2022年，煤电企业发电意愿、投资意愿“双低”，总体是“政府热、企业冷”“电企退、煤企进”，与缺电保供下亟需追加资本开支、扩大新增装机成为当前电力行业的主要矛盾。
从国际上来看，应对气候变化、能源绿色低碳转型，是全球的“普遍共识”和“一致行动”。从国内来看，一方面，近年来，我国煤电被可再生能源超越，非化石能源已成为我国投资、装机、新增电量主体，能源保供和清洁替代作用越来越突出；另一方面，受风光电等可再生能源快速发展的影响，煤电市场份额逐年下降。
【现状】煤电迎来新的转机
随着我国不同区域接连出现拉闸限电以及新能源高比例接入暴露的局限性，煤电兜底保供与灵活调节作用凸显，再加国家煤电政策调整，陈宗法认为，2023年煤电出现新的转机，今年，则是转折之年。
转机表现一：政府社会态度生变
2021年以来，我国缺煤（水）限电以及欧洲能源危机表明，煤电仍是我国能源保供的“顶梁柱”“压舱石”，也是构建新型电力系统最重要的调节性电源，重新引起政府的高度重视。陈宗法谈到，“二十大”强调先立后破、守住能源安全底线，全国“两会”要求发挥煤电兜底保障作用，社会上也不再“妖魔化”煤电。
转机表现二：煤电政策导向生变
2021年9月以来，我国出台一系列稳供保价政策（1439号、303号、1501号），包括缓缴税款、增加贷款、发行保供特别债、拨付国有资本经营预算资金，建立能涨能跌的电价机制，明确煤价合理区间、实施长协煤“三个100%”，出台煤电容量电价机制，鼓励煤电“两个联营”。同时，煤电市场交易电价允许在基准价的基础上上浮20%，现货市场、高耗能企业还不受以此限制。
转机表现三：煤电规划目标生变
为确保能源安全，2022年8月，国家明确提出“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万、两年投产8000万，并将“十四五”发展目标12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦，甚至更高，不再是社会各方预测的“十四五”小目标，大大超出了许多机构与专家的预测。2023年全国煤电新增装机受综合因素影响，一改2021年至2022年颓势，出现“止跌回升”。
转机表现四：煤炭供需形势生变
近年来，增煤保供持续发力，澳煤恢复进口，煤炭市场转向供需平衡，长协煤覆盖率、兑现率明显提升，煤电库存增高，煤价在震荡中下行。2023年由于煤价下降、电量增加、电价继续上浮，煤电产业板块实现“整体扭亏”。
除了转机出现的表现，陈宗法在会上也明确提到了煤电迎来新的转机的标志。
转机标志一：2023年煤价中枢回落
2023年国内动力煤市场价格先抑后扬“V”型波动，波动幅度收窄，价格中枢回落。2023年秦皇岛港动力煤年内均价965元/吨，其中，10月10日最高1033元/吨，12月29日报收于926元/吨，较2022年全年均价下降304元。
转机标志二：2023年煤电产业板块实现“整体扭亏”
煤电企业经营情况走出2021年“巨亏”，2022年“减亏”，到2023年“扭亏”“三步曲”。在电价略升、发电量增加、煤价震荡下行、财务费用下降等因素叠加影响下，2023年，五大集团煤电整体盈利307亿元，亏损面下降到45%。在煤电扭亏为盈、清洁能源增产增收的情况下，发电行业出现“盈利创新高”。
转机标志三：2023年全国煤电新增装机止跌回升
2021年全国新增火电装机4939万千瓦，下降12.7%，其中，煤机2937万千瓦，同比减少1093万千瓦，下降27.1%；2022年全国新增火电装机4568万千瓦，下降9.5%，其中，煤机2920万千瓦，同比减少17万千瓦，下降0.6%；2023年全国新增火电装机6567万千瓦，增长43.8%，其中，煤机4774万千瓦，同比增加1854万千瓦，增长63.5%。
【提醒】煤电发展难题仍需从根本上解决
基于对过往的回顾和对现状的分析，陈宗法给出了他的基本判断：2023年，我国煤电迎来新转机——“煤电扭亏、装机回升”，但这种转机与扭亏是脆弱的、初步的，甚至是不确定的，仍需从根本上解决煤电企业“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”的问题。
特别提醒一：煤电整体“扭亏”不假，但仍未根本摆脱困境
煤电企业经营情况走出“巨亏”“减亏”“扭亏”“三步曲”，2023年五大集团煤电盈利307亿元，行业整体实现扭亏为盈，但仍未从根本上摆脱困境。陈宗法表示，主要是现在煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献极不匹配。而且，目前煤电还有45%的亏损面，还有大量的电厂现在边际贡献为负、净现金流为负，还有巨额的亏损没有消，很多企业仍然严重资不抵债。
特别提醒二：煤电实现“十四五”规划目标仍存在不确定因素
陈宗法预测，以2023年为转折点，随着鼓励煤电“两个联营”、允许电价上浮20%、出台容量电价、煤电整体“扭亏”，2024-2030年煤电发展将会有所增长、提速，但能否吸引社会资本进入煤电领域，实现2025年13.6亿的煤电规划目标仍有待进一步观察。
特别提醒三：容量电价下煤电企业并不能躺赢、更不能躺平
陈宗法表示，容量电价本身是一种好机制。但是，我国容量电价补偿标准低，分年到位，且门槛高、考核严格，获取不易，被网友戏称为“低保”。而且，煤电脱困回收固定成本固然重要，但第一位的还是变动成本燃料费。此外，国家明确要求“2024年煤电中长协价格不得超过2023年中长协价格扣除度电容量电费后的水平”，将出现出现“两个拉低”效应。
最后，陈宗法总结道，我国煤电在巨大挑战中迎来新的转机。但如果煤电转机昙花一现，新能源又未立，将会影响新型电力系统、新型能源体系构建与“双碳”目标的实现，危及国家能源安全大局，影响经济社会稳定发展。因此，我们应该从企业主体、市场机制、国家政策协同发力，加快煤电清洁低碳转型与“两个联营”的步伐，提升灵活调节价值与兜底保供能力，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标保驾护航。
