|
今年的政府工作報告提出：發揮煤炭、煤電兜底作用，確保經濟社會發展用能需求。煤電作為我國電力的基礎性、保障性電源，在保障國家能源安全和推動新能源發展過程中肩負著歷史使命。“十二五”逐步過剩、“十三五”停緩建的煤電在“十四五”步入一輪新周期。所謂新周期，是缺電背景下重啟一輪煤電建設的窗口期，是煤電向基礎性、調節性電源轉型的過渡期，是電力市場化改革推進中其功能價值被再發現的紅利期。新周期下，煤電發展既面臨著機遇也面臨著挑戰，如何處理好煤電與煤炭的關系是產業和政府部門需要重點思考的問題。
新形勢下煤電迎來建設新周期
政策層面，近兩年在“立足國情”“先立后破”原則下更加重視能源安全與兜底保障。“雙碳”目標提出后，有些地區“減碳”異化為某種形式主義，采取“一刀切”等方式。對此，2021年7月30日，中央政治局會議提出了糾正“運動式減碳”，先立后破的要求。隨后，在年底的中央經濟工作會議上，提出要立足以煤為主的基本國情，推動煤炭和新能源優化組合。2022年印發的《“十四五”現代能源體系規劃》提出，統籌發展和安全，堅持先立后破、通盤謀劃，以保障安全為前提，構建現代能源體系，不斷增強風險應對能力，確保國家能源安全。黨的二十大報告中指出，立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃、分步驟實施碳達峰行動。
據公開信息，為確保能源安全，2022年，國家有關部門明確提出煤電“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8000萬千瓦，并將“十四五”煤電發展目標由12.5億千瓦上調至13.6億千瓦，甚至更高。2023年第19期《求是》雜志刊發的中共國家發展改革委黨組署名文章《深刻把握六方面重大關系的實踐要求 以高質量發展推動中國式現代化》提出，“要加強能源資源安全保障能力建設，推動煤電等支撐性調節性電源建設”。今年的政府工作報告提出，“發揮煤炭、煤電兜底作用，確保經濟社會發展用能需求”。由此看出，統籌發展與安全，煤電在歷經“十三五”的困頓期后，迎來了一個政策調整糾偏期。
在全球能源電力新形勢與國內政策推動下，新一輪煤電建設窗口期打開，核準與投資快速增長。自2021年四季度出現嚴重的缺煤缺電狀況以來，火電投資額逆轉持續多年的下跌趨勢，迎來上升拐點，累計同比持續攀升。2021年，火電年投資額達672億元，同比增速達18.31%；2022年火電年投資額達909億元，同比增速達35.27%；2023年火電工程投資額1029億元，同比增長15%。從側重點上看，大型風光基地、負荷中心以及電網支撐點電源的煤電項目成為主要發力方向，尤其是在近兩年清潔能源出力不足、風光發電占比提升后消納壓力漸顯的背景下，火電的調峰、兜底保障作用愈發凸顯。傳統水電大省云南、四川一改過往對待煤電的態度，在嚴峻的電力保供形勢下，加緊謀劃建設一批支撐性、調節性火電項目。而三北地區“沙戈荒”大基地項目的電力送出同樣需要火電做支撐，新能源上得越多，火電配套建設的規模往往也越大。原本以為將高耗能的重工業轉移到西部，可以拉低用電負荷及電量增速的東部地區，在新興產業尤其是高端裝備制造業和信息技術服務業快速發展的用電拉動下，同樣保持了較高的負荷及用電增速，也呈現出電力供應趨緊從而需要加碼火電的局面。
與此同時，伴隨電力市場化改革的推進，煤電的功能價值逐漸得以發掘和定價。電能量方面，在2021年缺煤缺電的能源供需矛盾集中爆發背景下，煤電隨《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，率先全部進入市場交易，煤電價格同步形成“上下浮動20%”的市場化定價機制。在電力供應持續緊張的2022年和2023年，全國范圍內的火電年度中長期交易價格大多實現高比例上浮，缺電背景下煤電的電能量價值得以體現。調節價值方面（輔助服務費），2021年國家能源局發布新版“兩個細則”，明確煤電作為電源側調節主體的地位和“誰提供，誰獲益”的市場化原則。國家能源局2024年一季度新聞發布會表示，今年將研究出臺電力輔助服務市場基本規則，推動輔助服務費用由主要在發電側分擔，逐步向用戶側合理疏導。煤電作為我國電力系統主要依賴的可調節電源，受益于各地輔助服務市場政策的出臺落地，其調節性輔助服務部分收入有望實現增長。備用價值方面（容量電價），2023年國家發改委、國家能源局聯合發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，從政策層面落實完善煤電“中長期實現功能定位轉型，短期兼顧補償機組效益”的目標。煤電容量電價機制以電價補償的形式認可煤電的頂峰備用價值，并實現機組部分固定投資成本的回收。從長期趨勢來看，煤電容量部分收入將與新型電力系統發展趨勢和煤電功能定位轉型趨勢相匹配，實現逐步抬升。大部分地區的煤電容量電價將從2024至2025年回收固定成本30%左右的水平提升至2026年的不低于50%。
新周期下需統籌好煤和電的關系
在煤電新周期的演進過程中，如何處理好煤電與煤炭的關系是一個現實而又深遠的問題。
其一，煤炭與煤電看似兩個上下游關系緊密的行業，在實際運行中常常呈現出“頂牛”的矛盾。從“十二五”煤炭產能嚴重過剩價格大幅下跌，到“十三五”基本平衡，再到“十四五”再度趨緊，煤電效益也是大起大落，未體現出公共事業行業的穩定性。如果單純把煤炭和電力看做博弈關系，那就會陷入面多了加水、水多了加面的循環之中。從現實看，2023年煤電行業的虧損面是45%左右，然而煤炭行業的虧損面也高達43%左右。種種現象的背后實際反映的是“市場煤”和“計劃電”的矛盾。如果總蛋糕不做大，又缺乏動態調整出清機制，僅靠切蛋糕不免會出現大起大落。煤炭緊張了搞計劃、煤炭寬松了搞市場，短期看是平抑了市場波動，但長期看反而會由于價格信號失靈從而影響投資決策，進而加大周期的波動性。這一點在2002年至2015年這輪煤炭產業周期中體現得十分明顯。如今在“雙碳”目標約束下，在煤價和電價的調控下，煤炭和煤電兩個行業發展的積極主動性都不高。如何跳出煤電博弈，站在更高層面謀劃兩個行業的發展問題值得思考。
其二，兩個行業由于產能周期的不同，帶來的潛在供需錯配可能性需要高度關注。自2021年出現缺煤缺電問題以來，伴隨政策導向的調整，國家加快了煤電項目的審批建設。然而，煤炭方面主要以挖潛增供來應對，新一輪的產能審批建設尚未實質性啟動?？紤]到煤電建設周期短（1.5年至2年）、煤炭產能建設周期長（3年至5年），尤其是在“十五五”期間煤炭資源加速枯竭退出問題加劇，煤電供需的周期性錯配或將更加嚴重。
其三，關注煤電新周期下配套產業發展問題。本輪周期下，除大基地配套外，多數煤電項目分布在負荷中心以及電網支撐點。然而，“十四五”乃至“十五五”煤炭開發布局將進一步加速西移，尤其多集中于新疆、陜甘寧等西部地區。同時，中東部資源枯竭問題也將加劇，即煤和電的供需空間錯配更加顯著。這對鐵路、集運、倉儲等配套基礎設施提出了更高要求，如新疆煤外運等鐵路規劃建設時間周期較長，需要超前謀劃、統籌推進，謹防潛在的運輸瓶頸制約煤電產業協同發展。
新周期下必須看到，煤電與煤炭肩負著保障國家能源安全的重任，承載著助力新能源發展的歷史使命，也面臨著“雙碳”目標約束下且戰且退的必然局面。統籌好煤電與煤炭以及相關產業的關系，是確保實現上述目標的關鍵一環，需要我們認真思考、科學應對。
來源：中國煤炭報3月9日七版 原標題《煤電新周期的機遇和挑戰》
|
集團OA 
