煤電長期愿景“不被看好”已成電力業(yè)內(nèi)外人士的共識。“十四五”煤電的經(jīng)營環(huán)境較之“十三五”，其政策導(dǎo)向轉(zhuǎn)向硬約束，市場環(huán)境復(fù)雜多變，經(jīng)營業(yè)績不確定性增加，其未來生存時間、發(fā)展空間被加速縮短、擠壓，系統(tǒng)性風(fēng)險明顯增加；同時，煤電未來時空預(yù)期變得清晰、明確，煤電新定位及政策配套也值得期待。

“雙碳”目標(biāo)的國際承諾已成為我國能源發(fā)展的硬約束，并在接下來將著力“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。2020年，習(xí)近平總書記在第75屆聯(lián)大提出“雙碳”目標(biāo)，不久又在氣候雄心峰會上確立了2030年清潔轉(zhuǎn)型的具體目標(biāo)。今年3月，全國兩會繼中央經(jīng)濟工作會后，再次強調(diào)要“制定2030年前碳排放達峰行動方案，推動煤炭清潔高效利用”。在中央財經(jīng)委員會第九次會議上，習(xí)近平總書記首次提出要“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。同時，聯(lián)合國秘書長古特雷斯呼吁各國取消所有計劃中的煤炭項目，認(rèn)為逐步在電力行業(yè)中淘汰煤炭是實現(xiàn)溫控1.5攝氏度的最重要的一步。可見，踐行綠色發(fā)展，擁抱低碳革命成了時代潮流。作為碳排放、煤電第一大國的中國，其低碳轉(zhuǎn)型將成為世界關(guān)注的焦點；在能源電力領(lǐng)域中，首當(dāng)其沖的是傳統(tǒng)煤電的生存發(fā)展時空受到嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

“十四五”是落實“雙碳”目標(biāo)分階段任務(wù)、路徑的關(guān)鍵時期。近期，十九屆五中全會、中央經(jīng)濟工作會、中央財經(jīng)委第九次會、全國能源工作會、全國兩會等一系列會議對此進行了部署，國家發(fā)改委、生態(tài)環(huán)境部等部門的相關(guān)政策“紛至沓來”。根據(jù)中電聯(lián)預(yù)測，2025年我國電力碳排放達峰。照此類推，2025年煤電達峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和時將全部退出。因此，“十四五”或許是煤電最后的一個發(fā)展期，其合理生存期已不到40年。

碳排放配額約束、成本增加，將是煤電“十四五”時期面臨的新挑戰(zhàn)。2021年，我國碳市場從試點到正式啟動，生態(tài)環(huán)境部首選電力行業(yè)，向2225家發(fā)電企業(yè)下達碳排放配額。碳價反映了燃燒化石燃料的環(huán)境成本，是推動節(jié)能減排、應(yīng)對氣候變化的重要手段。從歐洲碳市場發(fā)展經(jīng)驗看，市場建立初期，碳排放配額分配較為寬松，但隨著市場逐步成熟，配額分配趨緊，留出缺口，以倒逼企業(yè)實現(xiàn)減排。在平衡條件下，超超臨界、超臨界機組將獲得配額盈余，臨界、高壓、流化床機組將產(chǎn)生配額短缺。相應(yīng)地，煤電企業(yè)必然要增加運營成本（碳成本、技術(shù)成本、管理成本）。隨著有償分配比例逐步提高，碳價逐年上升，履約成本將持續(xù)上升。因此，在作出電源投資、煤電改造、選擇發(fā)電方式?jīng)Q策時，企業(yè)應(yīng)更多地關(guān)注碳排放成本、現(xiàn)行碳價及未來走勢。

清潔替代加速，給煤電帶來的挑戰(zhàn)猛增。近年來，在一系列政策保障下，新能源迅速發(fā)展、技術(shù)進步加快，風(fēng)光發(fā)電成長性、經(jīng)濟性、競爭力顯著增強，可以與煤電同臺競爭、實現(xiàn)平價上網(wǎng)，“十四五”新能源將發(fā)展更快、競爭更激烈、裝機和發(fā)電占比更高。而且，光伏被稱為“電力之王”，“一毛錢一度電”已不是空中樓閣；風(fēng)電已呈規(guī)模化發(fā)展、基地化建設(shè)，陸上與海上開發(fā)并舉；儲能被認(rèn)為是未來能源革命的“剛需”；氫能被稱為“21世紀(jì)終極能源”，電力清潔替代勢不可擋。我國“西電東送”“跨區(qū)消納清潔電量”的力度增加，東部沿海煤機利用小時承壓。能源清潔轉(zhuǎn)型將從“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(zhuǎn)變，“高效化、清潔化與減量化”將是煤電的戰(zhàn)略方向。在“十三五”期間，我國非化石能源裝機9.8億千瓦、年均增長13.1%，占總裝機容量44.8%，較2015年提高9.8個百分點；煤電裝機容量10.8億千瓦，年均增速3.7%，占總裝機的比重從2015年的59.0%降至2020年的49.1%，首次降至50%以下。因此，煤電逐年被清潔能源“稀釋、擠壓、替代”，其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢在“十四五”期間將更加明顯。

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年國家發(fā)改委發(fā)文明確，以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(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)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)近年來由“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(zhuǎn)變，并且這一轉(zhuǎn)變將貫徹整個“十四五”，預(yù)計市場交易價格仍會整體低于“基準(zhǔn)價”。今年兩會政府工作報告提出“允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價”進一步印證了這一判斷。

煤電將面臨煤炭市場、電力市場、輔助服務(wù)市場、資本市場、碳市場的交織影響，形勢復(fù)雜多變。其中對業(yè)績影響最大的是兩個市場：一是煤炭市場。今年初，受經(jīng)濟復(fù)蘇、極端天氣、新能源出力不足等因素影響，湖南、江西等地出現(xiàn)電力時段性限供，也出現(xiàn)了煤價的新一輪上漲。隨著清潔轉(zhuǎn)型與節(jié)能減排的加速，煤炭需求增長放緩，煤炭先進產(chǎn)能釋放，再加上煤炭“基準(zhǔn)價+浮動價”的定價機制，以及中長期合同為主、最高最低庫存制度的保障，“十四五”煤炭供需關(guān)系總體可控，市場煤價將沿襲“高位震蕩”的走勢，發(fā)電燃料成本“前高后低”，整體可能與“十三五”平均水平持平甚至略低，可望成為煤電企業(yè)減虧脫困的“基石”。二是電力市場。在“十四五”期間電力需求仍將持續(xù)增長，但增速預(yù)計為4.4%~5.3%，比“十三五”5.7%有所放緩；電源投資總體會有所增長，但煤電投資會下降。電力清潔化發(fā)展將邁入加速期，高比例新能源配置特征明顯。中電聯(lián)預(yù)測，2025年全社會用電量將達到9.5萬億千瓦時，“十四五”年均增長4.9%；電源裝機達到29.5億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機比重達53%。電力市場供需總體平衡，但“寬裕度”下降，華北、華中和南方區(qū)域或轉(zhuǎn)向緊平衡，有利于遲緩煤電利用小時下降、收窄交易價格降幅，防止造成“量價齊跌”的局面。

煤電政策轉(zhuǎn)向“硬約束”的同時也作了微調(diào)，為煤電企業(yè)點亮“溫暖之光”。其一，2020年7月1日，在暫行規(guī)則三年有效期滿后，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)修訂后的《電力中長期交易“基本規(guī)則”》首次提出“對于燃煤機組利用小時嚴(yán)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”。目前，廣東、河北、山東、云南等省容量市場建設(shè)已提上日程。其二，構(gòu)建高比例消納清潔能源電力系統(tǒng)需發(fā)揮煤電“靈活性價值”。“通過市場機制形成燃煤機組參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等輔助服務(wù)價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本”。其三，將燃煤標(biāo)桿電價改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制，從體制機制解決了產(chǎn)生煤電矛盾的基礎(chǔ)。其四，煤電市場價格只限定“2020年暫不上浮”。這預(yù)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%。其五，鼓勵煤電聯(lián)營、跨行業(yè)重組，整合西北區(qū)域煤電資產(chǎn)，有利于提高煤電市場力、降低風(fēng)險、穩(wěn)定收益。

總之，“十四五”煤電因其高碳特征所面對的一系列挑戰(zhàn)，并不會消失，反而會因“雙碳”目標(biāo)的實施，更加強化、突顯、擴展；同時，煤電將受到“五大市場”的交織影響，情況復(fù)雜多變，不確定因素不小。因此，“優(yōu)勝劣汰”將是煤電面臨的長期挑戰(zhàn)。但是，極端情況下煤電的安全兜底保障與長期新能源消納的需要仍然客觀存在，一些政策的、市場的因素也出現(xiàn)了新的變化，希望煤電扭虧脫困不是問題。