煤电之“危”

“十四五”煤电所面临的环保、转型、体制、机制等一些固有挑战，并不会消失，反而会因清洁低碳、安全高效能源体系的构建，更加强化、突显、扩展：

——传统煤电被清洁替代加深，来自新能源的挑战与日俱增。

“十四五”，新能源政策保障、技术进步、快速发展，风光电成长性、经济性、竞争力显著增强，而且储能被认为是未来能源革命的“刚需”，氢能被称为“21世纪终极能源”，我国能源清洁转型将主要从“增量绿色发展”逐步向“存量减煤减碳与增量绿色发展并举”转变，“高效化、清洁化与减量化”将是煤电的战略方向。因此，煤电逐年被清洁可再生能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机、电量占比不断下滑的趋势难以改变。

——节能减排的国际承诺，重点控制碳排放将是煤电新挑战。

《巴黎协定》的全球约束与打赢蓝天保卫战，我国承诺单位GDP二氧化碳排放量2030年比2005年减少60%-65%，到2030年达峰。煤电作为高排放、高碳结构的化石能源，环保政策会更加严苛，控制碳排放强度，扩大碳排放权交易，将是“十四五”新的成本增项。同时，煤机环保电价、奖励电量在市场竞价交易中难以兑现，环保边际效应下降也是不容忽视的问题。山东、广东等沿海的煤电企业，还会受到“西电东送”“跨区消纳清洁电量”的影响，煤机利用小时承压。

——煤电率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。

2019年，煤电市场电量占比从2015年的13%提升到50%左右。10月，国家发改委印发1658号文明确，已市场化交易形成上网电价的燃煤发电量，继续执行现行市场规则;具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，2020年“暂不上浮”;煤电价格联动机制不再执行。这就意味着煤电将第一个告别“计划电量、政府定价”模式，实现由近年来“双轨运行——缩减计划电量、扩大市场电量”到“全电量市场竞价”的根本性转变，并将贯彻整个“十四五”，预计市场交易价格仍会整体略低于“基准价”。

——煤电“优胜劣汰”“适者生存”是我国推进电力市场化改革、全球能源清洁转型的必然结果。

“十三五”，煤电经营形势严峻，造成整体性亏损、行业性困难，“两极分化”与“区域差异”加剧，表现为亏损面大、负债率高、资金链紧张，一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。五大集团火电板块，2016年实现利润狂降58.4%;2017年整体净亏损132亿元，亏损面达60%;2018年亏损面54.2%，其中：15个省整体亏损;2019年有所好转，但亏损面仍超40%。“十四五”预计电力消费增速会继续减缓，东北、西北、西南等区域电力产能过剩的风险还不能完全消除，能源清洁转型和电力市场化改革会进一步提速，“优胜劣汰”“适者生存”将是煤电面临的长期挑战。

煤电之“机”

2030年我国碳排放达峰前后，煤电还有一定的发展空间。煤电“十四五”尽管面临不小挑战，但经营“窗口期”仍有可能开启。理性预测，主要有以下有利因素：

一是煤电政策导向出现微调，由“全面收紧”到“松紧搭配”。

“十三五”前期的煤电政策，几乎是“清一色”约束政策。2019年10月，国家发改委1658号文看似非常“负面”，其中也不乏一些“正能量”：

(1)首次确立了与煤电新定位相一致的“容量补偿机制”，推出“两部制电价”。针对现行单一制电度电价，已不能适应能源清洁转型、电力市场化改革新形势，以及煤电从过去的“主体电源”，转为近中期“基荷电源与调节电源并重”，再到长远“调节电源”的新定位，文中明确“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容