您現在的位置是：首頁 > 新聞資訊 > 原創網站首頁原創

2021年，是我國“十四五”開局之年、“雙碳”目標元年，也是能源轉型被舉世關注、高頻熱議的一年。國際上，受極端天氣、經濟恢復、地緣政治等因素影響，引發全球能源危機。同樣，國內經濟快速復蘇、制造業回流，用煤用電需求驟升，煤價暴漲、煤電虧損，疊加可再生能源出力不足，一些地方出現罕見的缺煤限電現象，嚴重影響經濟發展與社會穩定，關鍵時刻裝機占比47%的煤電發揮了“頂梁柱”作用，貢獻了60%的電量。

痛定思痛，我們一方面必須保持能源轉型的戰略定力，積極構建以新能源為主體的新型電力系統，實現“雙碳”目標，絕不能因為全球能源危機、國內缺煤限電而產生動搖；另一方面，全國上下必須對能源安全高度重視，對能源轉型的風險保持警醒，對煤電在新型電力系統與能源保供中的定位、作用需要重新認識與評估，更需要對煤電目前存在的困難與問題引起高度重視，并采取一系列政策舉措予以解決。

我國煤電存在的困難與問題，可以說反復多次，2008-2011年一次，2017-2019年一次，2021年又一次，但始終沒有得到根本、有效的解決。特別是2021年出現的煤電之“憂”，比起前兩次有過之而無不及，梳理、歸納起來，主要表現為以下六個方面。

我國“十三五”煤炭去產能的“后遺癥”——產區集中、運距變長、量缺價漲等因素發酵，疊加2021年用煤用電需求驟升、水電出力減少、煤炭“超產入刑”、進口煤減少，以及資本的惡意炒作，煤炭市場供需錯配，出現了極其罕見的“煤超瘋”現象。

無論是全國煤炭交易中心綜合價格指數、環渤海動力煤綜合價格指數、CCTD秦皇島動力煤綜合交易價格指數、中國沿海電煤采購價格綜合指數，還是全國燃煤電廠平均到廠標煤單價、入爐綜合標煤單價，都創歷史新高。

代表性的秦皇島5500大卡動力煤價從2020年每噸均價577元沖到2021年10月17日的2600元；五大發電集團全年平均到廠標煤單價（含稅）每噸突破千元，達到1041元，比上年651元猛增60%；入爐綜合標煤單價（不含稅）高達961元，比上年647元大漲49%。

根據中電聯測算，去年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右，對煤電板塊形成了“雪崩式”沖擊。盡管隨著國家保供穩價措施的落實，歲末年初動力煤價格有所回落，但仍上了一個新臺階，且受到動蕩的國際環境影響，煤電企業還是難以承受。

2021年9月開始，電煤異常緊張，煤價瘋漲。煤電企業或無煤可買，或無錢買煤，或臨時停機，共有超過20個省級電網采取有序用電措施，少數省份出現拉閘限電，給我國經濟運行和民眾生活帶來負面影響。當時正值冬季、元旦、春節以及冬奧、殘奧的能源保供關鍵期來臨，受冬季用電高峰期、北方供暖期、水電枯水期三期疊加，以及極端天氣、國際通脹等不確定性因素影響，如何讓人民群眾溫暖過冬、確保雙奧如期舉辦、減輕經濟下行壓力，事關國計民生與國際形象。

為此，國家有關部門緊急推出了一系列保供穩價措施。由于煤電提供全國六成的發電量，支撐超七成的電網高峰負荷，承擔北方超八成的冬季供暖任務，更多的擔子壓在了煤電企業肩上。國家要求煤電企業“高比例開機、高負荷出力”，做到“應發盡發”。作為大國頂梁柱的電力央企聞令而動，第一時間成立電熱保供專班，明確保供年度績效“一票否決制”，建立“非?！焙统隽κ茏铏C組領導掛牌督辦制，形成高效運轉的能源保供調度和資金支持響應機制，千方百計尋找煤源、協調運力，不計代價采購電煤、補充庫存，全力以赴多發多供。

經過各方兩個月的共同努力，2021年11月7日起至年底，煤炭供應緊張局面得到有效緩解，全國有序用電規?；厩辶?。這為實現8.1%的經濟增長與溫暖過冬夯實了基礎。進入2022年，兩奧的舉辦、二十大的召開、“六穩”“六?！钡慕洕裆缶?，能源電力保供的責任仍然十分重大。

回顧這場能源保供戰，煤電企業在關鍵時刻扛起了電熱保供的政治責任、社會責任。在“發得多虧得多”的前提下，煤機利用小時創出近年來新高，達到4568小時，比上年提高263小時，為全社會貢獻了60%的電量。

這固然令人欣慰，但冷靜思考，煤電企業同時也承受了空前巨大的壓力，付出了巨額虧損、設備失修、負債率高企、大量人力投入以及可持續發展能力嚴重削弱的代價。因此，緩解煤電的保供壓力，亟需提高能源供需預警水平，加強煤價的預期管理，改變臨時應急、行政施壓、畸輕畸重的做法，變權宜之計為根本之策。

回顧2021年，發電行業相對于“十三五”，出現了多重利好，本該是全行業利潤增長的豐收年，但始料未及的是煤電虧損之嚴重前所未有。

一是煤電陷入全面虧損，虧損金額之巨創歷史之最。由于入廠標煤單價漲幅過大（60%），電熱價格傳導有限（16.6%），煤電比價關系極度扭曲，全國煤電企業虧損面10月份最高接近100%，年末仍達80%以上，全年全國煤電企業虧損額超過3000億元，其中：五大發電集團燃煤發電虧損1083億元，供熱板塊虧損277億元，合計虧損1360億元，不僅比2020年大幅度減利1609億元，也超過了2008-2011年的煤電累計虧損額921億元。這與煤炭行業實現利潤7023.1億元、飆升221.7%的景象，形成“冰火兩重天”。

二是經營業績“百盈不抵一虧”，發電板塊出現“凈虧”格局。盡管2021年發電行業出現多重利好，如社會用電需求增加、電力政策變暖、新能源大發展、電源結構持續優化、財務費用下降、發電利用小時提高、單位平均電價止跌回升，特別是國家發改委出臺了1439號文件，放開全部燃煤發電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍（均不超20%），推動工商業用戶全部進入市場，但煤價暴漲、煤電巨虧一個因素就淹沒了全行業的全部利好，發電板塊“道是有盈卻無盈”。

以五大發電集團為例，盡管水電、風光電、核電、氣電分別實現利潤266億元、641億元、38億元、266億元、21億元，共計1232億元，仍不抵煤電板塊電熱虧損及相關分攤費用，發電板塊“凈虧”394億元，導致負債率升高、現金流緊張、綜合實力下降、行業信用減弱。

三是五大集團旗艦上市公司同遭史上最慘財務年，令投資者唏噓不已。根據信息披露，華能國際、大唐發電、華電國際、國電電力、中國電力五家以火電為主的大型上市公司共計預虧254-307億元，整體業績較上年下跌243.37-273.29%。特別是地處東北、單一煤電的上市公司更是虧損嚴重、資金鏈斷裂，面臨ST、退市甚至關停、破產風險，不僅影響資本市場再融資，連基本生存都受到威脅。

2021年10月，國家發改委、能源局印發《全國煤電機組改造升級實施方案》，“十四五”總的思路是“深入推進煤電清潔、高效、靈活、低碳、智能化高質量發展”，在存量上推進“三改”聯動，要求節煤降耗改造規模不低于3.5億千瓦，供熱改造規模力爭達到5000萬千瓦，存量煤電機組靈活性改造完成2億千瓦，實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦，并加快淘汰煤電落后產能，合理安排關停機組納入應急備用，并規范燃煤自備電廠運行；到2025年，全國火電平均供電煤耗降至300克/千瓦時以下。

由于“十四五”面臨的政策市場環境發生了深刻而復雜的變化，既對煤電機組升級改造提出了新的要求及更高的標準，也對實施改造帶來了難度與挑戰。

——煤電改造任務重，要求標準高。截止去年底，我國現有煤機11.1億千瓦，約50%為熱電聯產機組，平均機齡13年，單機50%大于60萬千瓦，供電煤耗305克/千瓦時。盡管技術經濟指標優于世界平均水平，但也存在煤電存量巨大、占比過高、設備閑置，調峰能力明顯不足，地區發展不平衡，結構優化潛力較大，能效水平仍需提升，相對競爭力下降等問題。

進入“十四五，“雙碳”目標將倒逼煤電企業積極突破節能減排與綠色低碳轉型技術，創新供熱方式，推進節能降耗改造、供熱改造，努力實現“降耗減碳、節能提效”；新能源大發展、構建新型電力系統，將催生存量煤電機組靈活性改造“應改盡改”，要求最小發電出力達到30%左右額定負荷。另外，煤電機組定位變化、關停機組納入應急備用，都對電力生產運行、技術改造、人員調配提出了新課題。

——煤電虧損嚴重，配套政策不到位，缺乏資金支持，算不過經濟賬?！笆奈濉卑凑諊姨岢龅摹陡脑旆桨浮?，推進煤電“三改”聯動，需要投入上千億元資金。如前所述，由于煤電比價關系扭曲，目前煤電企業普遍存在虧損大、高負債、現金流緊張等問題，顯然缺乏資金支持。

多年來的煤電改造實踐證明，只有政策上到位、技術上可行、經濟上合算，才能落到實處?！笆濉泵簷C靈活性改造目標為2.2億千瓦，實際不到6000萬千瓦，僅完成26%，主要原因在于靈活性改造成本高，不僅包括調峰容量改造成本，還需增加運維成本、煤耗成本、頻繁啟停成本，而輔助服務市場不完善、只在發電側內部分攤、成本疏導不到位。

另外，CCUS技術的示范應用是煤電降碳、清潔利用的重要途徑。但是在現有技術條件下，我國CCUS的成本約在500～1000元/噸二氧化碳，每度電增加成本0.26～0.4元，能耗水平增加14%～25%；地質封存時還存在泄漏的風險。

因此，迫切需要加大投入力度，推動CCUS技術示范應用與產業培育，加速成本下降與技術升級，盡早實現大規模應用。同時，煤電企業面臨兜底保供、系統調峰、市場競爭、扭虧增盈、擇優發展等“多重壓力”，很難面面俱到，在眼下“榮光又至暗時刻”，保供與扭虧成了主要任務，或將影響升級改造的有序進行。

盡管《改造方案》提到各地要“在財政、金融、價格等方面健全完善相關政策，對煤電機組改造升級工作予以支持”，并“健全市場化交易機制”，但如果政策不明確、沒有實質內容、不具備操作性，煤電升級改造將會大打折扣。

由于深度調峰、能源保供、長期虧損缺錢改造，一些煤電企業的發電設備存在安全隱患。

近年來，為促進新能源消納，構建新型電力系統，各地按下煤電機組靈活性改造“快進鍵”，煤機深度調峰的最低負荷率不斷創出新紀錄，國內試點示范項目最小技術出力可低至額定容量30%—35%，部分機組低至20%—25%，個別的甚至低至15%。由于我國推進深度調峰工作時間短，技術、經驗普遍不足，存量煤機都沒有深度調峰的技術設計，只能冒著風險先試先做，不僅造成機組能耗異常、經濟性下降，而且致使設備部件損傷，影響安全穩定運行。

據業內專家分析，“深度調峰需要機組頻繁快速變負荷，甚至快速啟停，易產生鍋爐爐膛應力變形，分離器等厚壁容器、發電機及主管道性能劣化，汽輪機被腐蝕等，造成發電機組主設備故障”。因此，亟需總結煤電深度調峰的試點經驗，出臺輔助服務政策，制定改造、調峰管理辦法，完善安全技術標準，真正實現技術、經濟、安全的統一。

另外，目前很多電廠虧損嚴重，發展前景不確定，又面臨缺電保供壓力，投入大量資金進行升級改造困難可想而知，一些煤電企業的技術骨干流失增多，設備多因檢修不足運行狀態欠佳，安全生產的壓力越來越大。值得注意的是東北區域本為電力過剩，因缺煤、新能源出力不足造成去年臨時性缺電。隨著煤炭供需矛盾的緩解，又恢復了電力過剩的常態，但因保供不能停機，一些煤電企業只能低負荷、高能耗運行。

在“雙碳”目標下，煤電要不要發展、發展多少、如何發展，“十四五”一開始爭議很大，但隨著國家文件的出臺、缺電保供的出現以及對構建新型電力系統的深入討論，“嚴控煤電項目”成了未來發展主基調，但“嚴控不等于不要發展”。根據有關機構預測，2025年煤電裝機規劃目標為12.5-13億千瓦，凈增1.7-2.2億千瓦。而且，新建煤機要求“靈活性制造”，原則上采用超超臨界、且供電煤耗更低的先進機組。應該說，對煤電的新定位、發展目標、技術路線已逐漸清晰，但作為一名業內人士對“十四五”煤電發展目標的實現仍然十分擔憂，主要基于以下因素：

（1）煤電長期愿景“不看好”。盡管煤電在煤炭轉化、電熱保供、系統調峰、消納新能源等方面發揮著基礎性作用，決定了煤電近中期內不可或缺，但“雙碳”目標、構建新型電力系統、COP26達成的“減少煤炭消費”共識，以及歐美推進的退煤時間表，又決定了高碳的煤電遠期將不可避免地被可再生能源替代?？梢灶A見，我國2030年碳達峰前是煤電最后的發展期，煤電產業生存期約為40年。

（2）煤電虧損墊底，新投資意愿低。投資收益率是企業投資項目的主要決策指標。許多社會資本早已在前兩次煤電虧損中轉讓、撤退了，煤電板塊國有成份之高居各產業前列。

2016年以來，煤電經營形勢嚴峻，整體業績低迷，呈現行業性困難。具體表現為成本高企、業績下滑、虧損面大，一些煤電企業資不抵債，依靠擔保、委貸維持生存，有的甚至關停、破產，投資收益率在所有電源項目中連續數年墊底，經常被銀行、國資委列為高風險資產、“僵尸”企業。

2021年更是陷入全面虧損窘境，以煤電為主的發電集團受到沖擊最為嚴重，個別集團甚至出現整體虧損。相反，以清潔能源為主的三峽集團、國家電投則沖擊不大。如此殘酷的現實，將不可避免地導致近期煤電發電意愿、投資意愿“雙降”，加速能源清潔轉型步伐，新增投資重點轉向新能源。因此，這與國家、地方要求新上煤電、兜底保供形成矛盾。

（3）負債率高，項目融資難。2021年，由于煤電板塊大幅增虧，導致55%的煤電企業資產負債率超80%，25%的企業資不抵債，相當一部分企業經營現金流不足支付利息。特別在四季度能源保供期間，資金缺口巨大，外部融資難以滿足，不得不依靠股東委貸和集團內金融機構融資。

在當前煤電比價關系下，2022年保供資金缺口和到期債務仍然巨大，融資接續壓力攀升，資金鏈斷裂風險持續增加。近年來，金融監管嚴格，推行綠色信貸，銀行對高碳、虧損、產能過剩、負債率高、信譽評級較低的煤電行業愈加謹慎，要求借貸主體上移到集團總部，或要求上級增信，對煤電基層企業或新建項目信用投放意愿較低，“不貸抽貸斷貸壓貸”時有發生。

（4）成本上升，相對競爭力削弱。煤電一向以經濟性、穩定性著稱電力系統，但近年來煤電成本不斷攀升，最主要的一個因素是煤價大漲，單位燃料成本不斷上升。五大發電集團的入爐綜合標煤單價2021年達到了961元/噸，比2015年481元/噸提高了93%，而同期的平均上網電價不僅沒有增加，反而下降了0.8%。

其次，安全、環保成本不斷增加。煤電產能過剩，為新能源讓路，長期低負荷運行，造成設備損耗增加，臨時的限電保供又以犧牲經濟性為代價。環保政策的日益嚴苛，需對機組進行超低排放改造，增加CCUS技術開發和裝置投入。隨著碳市場的啟動，碳排放配額的約束，碳價的逐年上升，履約成本將持續上升。

最后，新能源滲透率提升，要求煤電推進靈活性改造，提高調節能力，而發電量持續減少，投入成本不斷提高，若缺少輔助服務補償和容量電價機制，煤電經營形勢將更加嚴峻。相反，近年來，新能源隨著技術進步快速發展，其成長性、經濟性、競爭力顯著增強，已實現平價上網，可以與煤電同臺競爭。放眼未來，煤電相對競爭力削弱，逐年被清潔能源“稀釋、擠壓、替代”，其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢將更加明顯。

（5）煤電定位改變，配套政策滯后。近年來，我國煤電定位已悄然發生改變，向“基礎保障性和系統調節性電源并重”轉型，但政策調整或約束、或滯后、或空缺，煤電矛盾始終沒有得到有效治理，上下游的體制機制沒有徹底理順，特別是煤電價格傳導機制不暢、發售電價格形成機制仍不完善；電能量市場現貨交易與中長期交易價格長期偏低，影響燃料成本回收；建立容量市場、兩部制電價仍在研究、探索中，缺乏固定成本回收機制；煤電關停退出政策多變、不完善，“關而不拆”機組轉為應急備用與人員分流安置還有不少困難。

總之，一個整體判斷，煤電企業經營“入不敷出”，嚴重缺乏投融資功能，呈現生存難、改造難、發展難。如果煤電困難長此以往，新能源又未立，將會危及國家能源安全大局，影響經濟社會的可持續發展。令人欣慰的是，去年9月以來，煤電問題已引起黨和國家高度重視，國家有關部門也推出了穩供保價的一系列政策。但是，仍然未能從根本上解決煤電之“憂”。

因此，需要國家、企業、社會三方繼續共同發力，從保障能源安全、國民經濟發展的高度，綜合施策。特別要對“十三五”煤炭去產能、取消煤電聯動、電力市場單邊下行競價、工商業電價“只降不升”等政策進行后評估，并根據煤電新的戰略定位推出“煤電新政”，圍繞煤電產業鏈的體制機制作出系統性改革，對電煤價格管控、電力市場化改革、電價形成機制及煤電未來發展進一步做出重大政策調整，充分體現煤電兜底保供、系統調節、應急備用等多維價值，讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進煤電“有回報”。