2024年煤电企业经营状况将持续好转

春节前夕，随着各大发电集团工作会的召开，五大发电集团煤电企业板块的经营情况陆续公布，总体结果是2023年五大发电集团煤电企业的亏损面仍在40%以上。尽管如此，得益于煤炭供需关系的进一步改善，燃煤发电电价上浮政策的进一步落实落地，2023年煤电企业整体经营情况已大为改善，亏损程度有所缓解。

有关专家认为，尽管电煤热值下降导致煤电机组有效出力受阻等问题依然存在甚至可能加重，但2024年，随着容量电价政策产生效应以及电煤供应保障能力的提高等原因，煤电企业经营状况有望持续好转。

容量电价政策对煤电行业利好将逐渐显现

2023年11月，《关于建立煤电容量电价机制的通知》印发，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。中国迎来煤电容量电价和电量电价的“两部制”电价政策。

中电联规划发展部副主任韩放认为，2023年煤电容量电价政策的出台，实现了电能量价值和容量价值的区分，使我国电价机制进一步完善，煤电企业可通过容量电价回收部分固定成本，在一定程度上缓解企业经营困境，稳定行业预期，鼓励煤电企业进行必要的投资和改造，提高电力系统的充裕度，有利于缓解我国部分地区的缺电问题，对保障全社会用户的安全供电有着至关重要的作用，同时可以增加系统中新能源并网和消纳的能力，支撑新能源高质量发展。

2024年，我国宏观经济以及电力消费需求继续保持平稳增长。同时，电力绿色低碳转型继续推进，新能源发电装机仍将是新增装机的主力。结合近年运行情况，韩放预计2024年发电供热用煤需求继续保持一定增长，增速略低于2023年，主要受水电出力、气温和煤质等因素影响，存在一定不确定性。从电煤供应看，她预计2024年我国煤炭生产有能力继续维持较高水平，但部分尚未完成产能核增手续办理的保供煤矿生产面临政策调整、产能收缩的可能。进口仍将维持较高水平，但增长幅度回落。总体来看，2024年电煤供应总体有保障，需重点关注西南、东北等区域以及度夏、度冬等用煤高峰时段的电煤供应保障，并尽快解决电煤供应质量不断下降的问题。

利用小时数下降不代表煤电产能过剩

在国家发布煤电容量电价政策后，市场上有一种观点认为，有了容量电价的保底，各地就更有动力兴建煤电，煤电去产能的难度就更大了。

中电联规划发展部主任张琳对这种观点持不同意见。他说，这种观点没有正确理解“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上”的要求。因为目前，发展风电、光伏等新能源对煤电机组还不能形成有效替代。

张琳分析，为保障电力供应安全，需要建设一定的煤电项目。一是满足电力平衡要求，保障电力供应。由于新能源发电“靠天吃饭”，有效容量低，为满足实时用电需求，仍需要一定规模的煤电装机发挥“托底保供”的作用。二是需要煤电给电力系统提供电压、频率和转动惯量支撑，保障电力系统运行安全。新能源大规模接入，常规机组开机空间减少，电网转动惯量降低、调频能力下降，需要煤电在复杂气象条件、极端应急场景下提供可靠电力，支撑电力系统稳定运行。

以往，在我国以煤为主的电源结构中，煤电年利用小时数经常可达到5000~5500小时。近年来，电力行业积极推动绿色低碳转型，电源结构已由过去以煤为主向多元化、绿色化转变。随着电源结构和用电特性变化，煤电为新能源发电“让路”，更多地参与系统调节，额定运行工况减少，多数时间运行在低于额定功率以下，甚至是在较低负荷率下运行。这种情况，煤电年利用小时数势必呈下降趋势。因此，煤电利用小时数下降，并不代表煤电产能过剩。

煤电机组不存在提前退役造成高额资产搁浅风险

构建新型电力系统的背景下，煤电从基础保障和系统调节功能逐步向应急保障和灵活调节电源转变目前已成共识。

张琳阐释了双碳目标下煤电发展路径：在碳达峰之前，将按照“增机控量”的原则发展一定规模的煤电项目满足电力平衡要求，控制煤电发电量，优先利用清洁能源发电，降低电力碳排放强度，煤电利用小时保持在4000小时左右，呈现逐步降低态势；从碳达峰到碳中和，煤电经历从“控机减量”再到“减机减量”的发展阶段，这期间，计划退出的大部分煤电机组可通过“关而不拆”方式转为应急备用电源，发挥保供作用的同时为降低整体能耗和碳排放作出贡献；实现碳中和后，仍需保留部分煤电提供转动惯量和调频调压服务，并依靠CCUS技术实现二氧化碳净零排放。

张琳认为，不存在煤电机组提前退役造成高额资产搁浅的风险。因为我国现役煤电机组平均寿命约15年，存量煤电在2040年前陆续满30-40年，如果退役也到了设计年限，不存在资产浪费问题；而当前新建机组将持续运行到碳中和阶段，有40年甚至更长时间的运行期，不会造成巨额资产浪费。