火电新使命
来源：能源杂志
文章 | 能源杂志王秀强
2021年“电荒”危机后，煤电在与可再生能源发电的博弈中不断拓宽防线。 在“双碳”战略实施中，“运动式”减碳和单边脱煤也暂停。
决策者从战略层面反复强调，不可能通过达到碳的峰值来实现碳中和。 要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，统筹规划。 传统能源的逐步退出，必须建立在新能源安全可靠替代的基础上。
毫无疑问，在清洁能源转型过程中，煤炭和燃煤发电的基本保障和基本调整无可替代。 煤炭和燃煤发电的资产价值在减碳和能源安全方面越来越重要，“双碳”战略的推进也赋予了火电新的使命。
煤电是能源安全的底线，支撑新型电力系统的建设
煤炭和煤电是经济社会发展的基础，电力供应和安全事关经济社会发展全局。 “双碳”棋局下，能源转型、能源安全与供应、能源价格稳定相互交织。
2021年下半年以来，中央政治局、中央经济工作会议、碳中和领导小组会议等多次高调会议，先后纠正了“ “双碳”战略，强调煤炭和燃煤发电的重要性。 调峰和底线供应保障。
2022年1月24日，中共中央政治局开展关于努力实现“碳达峰、碳中和”目标的第三十六次集体学习。 会议提出：（一）把握减碳节奏和力度，在减少碳排放的同时确保能源安全和产业链供应链安全； （二）要加强大型风电和光伏基地规划建设，周边以清洁、高效、先进、节能的煤电为支撑，稳定、安全、可靠。 以特高压输变电线路为载体的新型能源供消系统； （三）要夯实国内能源生产基础，保障煤炭供应安全。 大力推进煤电节能减碳改造、柔性改造、供热改造“三改联动”。
2022年3月2日，碳大丰碳中和领导小组全体会议召开。 会议明确，有序推进煤炭替代转化，解决煤炭供需“大账”，合理规划煤电建设规模和布局，清洁高效利用煤炭资源。 大力推广煤炭，充分发挥煤炭在能源中的基础性和基础性作用。
2022年全国两会政府工作报告再次强调：“有序推进碳达峰和碳中和。落实碳达峰行动计划。推进能源革命，保障能源供应，立足资源禀赋 ，坚持一是统筹推进能源低碳转型。 火电厂。推进大型风电、光伏基地及其配套调整；可再生能源的规划和建设，将提高电网吸收可再生能源发电的能力。”
在我国以煤为主的资源禀赋和以煤为主的装机结构下，火电是能源安全的基础，特别是在极端条件下，煤电的作用更加重要，更重要的重要支撑 新能源并网消纳仍是我国电力结构的基础。
这一判断在国家能源局的电力规划管理中也有明确规定。 2022年全国“两会”期间，国家能源局在对政协委员提案的批复中表示，国家能源局正在多措并举，加快从电力主电源向燃煤发电转变。 到一个支持和调节的电源。 以发电为目的的煤电项目。 “在实现碳调峰和碳中和的过程中，为满足经济社会发展调峰和新能源规模化、高比例发展的需求，在严格控制煤电项目的前提下 ，还需要开发一部分服务于风电和太阳能的发电用电调峰机组和电网安全的配套机组。”
这意味着在“双碳”战略的进程中，火电仍然是不可或缺的能源。 新建煤电项目的属性围绕两个方向：（1）在电力负荷中心部署清洁高效的火电机组作为配套电源，保障供电安全； （二）在大型风电、光伏基地建设中，发挥“风、风、蓄一体化”的作用。 发挥“化工”优势，建设促进新能源消纳的稳压电源。
煤电业绩的底线将走出运行的低谷和困境
煤电企业的经营业绩主要取决于发电量和电价两个因素，利润水平与煤价呈负相关。 燃煤成本占我国燃煤发电企业发电成本的60-70%，煤电企业盈利能力在煤价波动中呈周期性波动。
从中长期来看，随着煤电价格机制的不断完善和电力市场、电价改革的深入，煤电企业经营业绩有望稳定。 2022年，随着国内长期煤价和长期电价的持续实施，特别是煤电价格传导机制的建立，有望帮助煤电企业走出低谷。 盈利能力，火电资产在资本市场的估值水平也将得到提升。
在煤电价格联动机制建设中，政策改善超出预期。 2022年2月24日，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，防止煤炭价格大幅上涨和下跌，引导煤炭价格在合理区间运行，提高煤炭价格 电价传导机制。保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。
《通知》明确了煤炭价格合理区间，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格为每吨570-770元（含税），价格中枢为670元/吨。这一价格与《征求意见稿》550-850元/吨价格区间相比，价格中枢下调30元/吨。同时，明确山西、陕西、内蒙三个重点产区煤炭出矿环节的价格区间。晋陕蒙三个省区煤炭产量和外调量在全国占比中均超过70%，稳住煤炭价格波动的源头，全国煤炭市场调控就可以事半功倍。
国家发改委价格司司长万劲松解释称：“政策的核心内容概括为五个方面：（1）煤炭价格由市场形成，（2）引导煤、电价格主要通过中长期交易形成，（3）价格合理区间是行业共识，（4）合理区间内煤、电价格可以充分传导，（5）超出价格合理区间将及时调控监管。”
对于煤炭企业而言，煤炭企业人士认为，明确的价格区间及调控监管措施可为煤炭行业锁定合理利润提供抓手，亦可为行业供给质量和效率的提升提供有效动能，进一步促进产业结构调整和布局优化；同时，稳定的煤炭价格可促进一系列长效机制的落实，为提升国家煤炭储备实力和应急能力提供保障。
面对煤电顶牛的历史问题，本次煤炭价格机制改革目的是通过建立市场机制，实现煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，从供需两端促进煤电上下游行业平稳健康运行。当煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。
万劲松介绍，“这次完善煤炭市场价格形成机制，与燃煤发电价格机制相衔接，实现了‘区间对区间’。我们这次明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导，燃煤发电企业可在基准价上下浮动不超过20%范围内及时合理传导燃料成本变化。”
从2022年年度电力交易结果来看，江苏、广东、陕西等省成交均价高于燃煤基准价。以江苏为例，2022年年度成交均价为466.69元/兆瓦时，较燃煤基准价上浮19%。
在煤电利用小时方面，在推动煤电向基础保障性电源、系统调节性电源转型的过程中，高效煤电机组仍具有基荷经济运行的条件。根据行业内初步判断，在2030年前，60万千瓦及以上的高效基荷机组年利用小时在5000h左右，火电能够走出系统性亏损。
在煤炭价格合理回归、叠加电价提高、发电利用小时数趋于稳定的预期下，煤电企业的盈利也有望回归。中信证券研究认为，按照300克/千瓦时的煤耗水平、长协煤价格770元/吨测算，煤电企业含折旧的全生产成本为0.38元/千瓦时，销售电价上浮20%，煤电企业度电净利润约为0.01元。
