煤电项目正在全国范围大规模“重启”。在煤电行业，这几乎已成为共识。仅 2022 年 10 月，国家能源集团、大唐集团、中煤集团、华润电力等多家发电集团的 18 个煤电项目已密集通过可研评审和项目核准，原本严控的煤电新增项目开始进入核准加速期。

曾几何时，在绿色转型的背景下，减排与煤炭“水火不容”，总站在此消彼长的两端。如今，尽管减碳目标始终如一，但煤电的境遇已经从“去煤”转变至“重启”，在这背后，中国“先立后破”的能源转型路径已经逐渐清晰。

党的二十大报告提出，未来要积极稳妥推进碳达峰碳中和。立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系。

独立国际策略研究员陈佳向《商学院》记者表示，能源转型战略与煤电项目回暖要辩证客观判定，中国是煤炭供给大国同时也是能源需求大国。根据党中央、国务院为推动实现“双碳”目标作出的重大决策部署，关于煤电项目必须坚持“等容量、减煤量、减排放”原则，包括合理规划建设清洁高效先进节能的支撑性煤电，充分发挥煤电基础保障和系统调节作用，进一步夯实煤电的电力保供“压舱石”作用。在考虑到今冬全球能源短缺可能加剧，欧洲能源危机愈演愈烈的情况下，适度稳定火电企业产能，加大全国能源保供以迎峰度冬具有战略意义。这是宏观层引导企业加快煤电项目投资的一个总体战略考量。

煤电投资回暖

“近期，煤电新建机组招标的主机价格暴涨，几乎是一天一个价。”某电厂从事基建的工作人员透露。实际上，近两年能源领域机组价格短期内飙升的状况并不罕见。2019 年下半年，风电机组就因补贴退坡前的项目抢装而引发一轮价格暴涨。2019 年底，风电机组的招投标价格突破 4000 元 / 千瓦，价格到达近 5 年来的历史高峰。

尽管上述两轮机组涨价涉及的行业并不相同，但机组涨价的逻辑却相似，与风电的行业抢装异曲同工，中国的煤电建设已经提速。

据行业媒体不完全统计，2021 年第四季度以来，中国煤电机组的新增核准量显著增加。2021 年第四季度至 2022 年第二季度，新建煤电项目核准量总计2789 万千瓦，远高于 2021 年前三季度的 754 万千瓦。

2022 年下半年，新建煤电项目的核准继续提速。根据国海证券统计，仅第三季度，中国煤电机组核准数量已达 2520 万千瓦，规模几乎与此前三季度煤电机组核准总量相当。

中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布的《2022 年 1-9 月份电力工业运行简况》显示，前三季度全国主要发电企业电源工程完成投资 3926 亿元，同比增长 25.1%。其中，火电投资 547 亿元，同比增长 47.5%。

与此同时，国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡，逐省督促加快支撑性电源核准，加快开工、加快建设、尽早投运。

然而，值得一提的是，在此轮煤电项目建设提速之前，中国的煤电投资已经沉寂多年。在 2012 年至2021 年的十年间，中国的火电投资除 2015 年和 2016年之外，其他年份均为负增长，直到2021年才重回正值。

在能源转型势在必行、“双碳”目标全力推进的背景下，“去煤”成为高碳排能源顺理成章的路径。2016 年，《关于促进我国煤电有序发展的通知》及成为惯例的《煤电规划建设风险预警的通知》先后落地，严控煤电新增规模的要求，以及对于产能过剩的预警使得煤电装机增速放缓。

电力规划设计总院数据显示，“十三五”时期，中国煤电装机由“十一五”时期年均 6400 万千瓦的规模降至 3600 万千瓦。2021 年，受煤价高企、能耗双控等多重因素影响，全国新增投产的煤电装机仅 2800万千瓦，创下近 15 年以来最低装机水平。

从严控新建煤电项目到督促加快支撑性电源核准，从产能过剩预警到压实电力保供，从“去煤”到“重启”，在同样的能源清洁转型背景下，煤电的境遇何以产生如此大的不同？

对此，IPG 中国首席经济学家柏文喜告诉记者，“双碳”目标在具体实施中的优化，经济下行之下逆周期调节扩大基建的需要，国际能源供应格局与价格变化，以及电力供应不断提升质量的要求，均是煤电项目的建设要求和指标限制松动与调整的影响因素。

续写“黑金时代”？

实际上，关于此轮煤电投资回暖，在众多影响因素中，解决供应缺口，落实电力保供无疑是其中最直接的因素。

近两年来，极端天气的持续、多发及大范围影响使得公众用电需求激增，电网用电负荷屡创新高。在严峻的电力供需形势下，原本早已成为历史的“拉闸限电”不断重回公众视野。而从缺电的成因来看，煤电装机不足对于电力供应充裕度的影响越来越明显。

“2021 年冬天的大范围限电，主要是因为一次燃料不足而制约了电力供应，相关部门调控的侧重点也在于控制煤炭价格和增加煤炭供给，但 2022 年夏天的缺电却不仅仅是煤炭供给的问题。”某不具名的火电行业专家表示，“今年夏天，火电机组最高负荷基本达到了 95% 以上，但电力缺口还是存在，这就说明电力供应不足其实是装机不足的问题。”

此外，国海证券分析称，今年迎峰度夏期间的缺电，直接原因是历史性持续高温天气导致的居民用电需求激增，根本原因是从“十三五”时期至今煤电新增装机有限，而新能源装机量置信容量 ( 等可靠性前提下可再生能源系统可以替代的常规机组的容量 ) 低。

在目前的电力系统中，煤电依然发挥支撑性作用。中电联发布的《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，截至 9 月底，全国全口径发电装机容量 24.8 亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量12.1 亿千瓦，占总装机比重的 48.7%；煤电装机 11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为 44.8%。

然而，迎峰度夏的高峰电力平衡和应急保障的主力仍是煤电。2022 年前三季度全口径煤电发电量同比增长 0.6%，其中三季度同比增长 9.2%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。

无锡数字经济研究院执行院长吴琦告诉记者，“相比火电、水电等出力可控的常规电源，尽管新能源装机规模不小，但可信出力有限。即新能源受到天气影响，出力与负荷需求无法实时匹配，导致在负荷高峰时段，电力电量平衡支撑能力较弱。同时，由于中国风光等清洁能源多分布在西北等经济欠发达地区，而电力需求则集中在东部地区，新能源电力供需的区位矛盾仍较大，造成了弃光弃水的情况。”

新能源存在的生产消费区域分布不均衡、发电和用能时间不匹配的问题，使得新能源尚不具备与煤电相同的电力保障能力。“短期内，中国以煤炭为主的能源资源禀赋难以改变，煤炭等化石能源在中国能源消费总量中占比较高，‘十四五’时期，稳定煤炭供应、加强煤炭的托底保障、加快煤炭清洁低碳利用依然是中国能源工作的重点。”吴琦向记者补充道。

《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告（2022）》显示，在能源结构转型背景之下，火电的托底作用、煤炭的“压舱石”作用更加凸显。2025 年前，中国煤电仍为电力结构的主力，预计“十四五”期间，中国电力行业用煤需求将增长约 2.4%。用煤需求季节性波动强度进一步提升，电力安全仍将高度依赖电力燃料供应。预计 2025 年，62% 以上高峰负荷仍需煤电承担。

“煤电顶牛”问题待解

在煤电投资回暖、煤电建设提速的背后，作为投资主体，发电企业的扭亏仍未完全实现。

中电联发布的《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2022 年以来，煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算 2022 年前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加 2600 亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

从各发电企业三季报数据来看，尽管行业整体盈利改善，但扭亏幅度仍低于市场预期。2022 年前三季度，华电国际、大唐发电及国电电力等多家企业实现盈利，其中，大唐发电归母净利润为 7.64 亿元，同比增长 418.54%。然而，同一时间，华能国际、华电能源、华润电力等多家发电企业仍延续 2021 年的亏损态势，且亏损规模进一步扩大，其中，华能国际归属于上市公司股东的净亏损达 39.42 亿元，同比下降 476.86%。

国泰君安研报指出，煤价降本进度低于预期是影响火电盈利修复节奏的主因。其一，尽管国家发改委在稳煤价时不断强调煤炭中长期合约要落实“三个 100%”（签约率 100%、履约率 100%、价格政策 100%），但考虑到政策执行周期，火电企业符合价格区间的煤炭采购占比提升节奏慢于预期；其二，2022 年第三季度，迎峰度夏期间火电出力显著提升，然而，由于煤炭中长期合同供应弹性不足，为保障电力供应，火电公司阶段性采购高价现货煤以满足增量电力需求。

2022 年 11 月 8 日中电联发布的《适应新型能源电力系统的电价机制研究报告》（以下简称《电价机制研究报告》）指出，当前电煤价格仍持续高位运行，估算全国煤电机组前三季度亏损总额接近 950 亿元。

根据中电联 11 月 21 日中国电煤采购价格指数（CECI），当期，中国电煤采购价格指数进口指数到岸综合标煤单价 1669 元 / 吨，环比下降 0.1％。但中信证券研报显示，近期煤价处于弱势，预计后续冬季补库还会出现，煤价有望重新走强。

在“市场煤，计划电”的矛盾仍未解决，煤价仍存向上趋势，煤电企业扭亏未竟的情况下，发电企业继续启动煤电项目投资的动力何在呢 ？对此问题，记者向大唐发电及华能国际发函采访，但截至发稿，未收到回复。柏文喜告诉记者，“一方面在于煤电价格联动机制的预期，另一方面也在于逆周期调节扩大基建投资的需要以及提升电网稳定性和供电质量的需要。”

中电联在发布《电价机制研究报告》时表示，要完善煤电基准价联动机制，将秦皇岛港 5500 大卡下水煤基准价 535 元 / 吨对应全国平均煤电基准价 0.38 元 / 千瓦时设置为基点，标煤价格浮动 100 元 / 吨对应煤电基准价浮动 0.03 元 / 千瓦时的标准进行联动。按当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交易均价 675 元 / 吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到 0.4335 元 / 千瓦时的水平。

陈佳告诉记者，在定价机制层面，如何兼顾煤炭资源利用的市场化和国家战略能源保供是一个切实难题。从数据上看，一年来煤炭价格确实存在多次非正常上涨，局部地区和时间里煤电矛盾凸显。一方面，监管部门多年来在价格调控方面具有实践经验优势，预期在持续做好能源保供稳价工作基础上，会充分考虑煤、电市场运行规律，抓住难得时机打出煤价、电价机制改革“组合拳”；另一方面，各方要积极努力进一步完善煤炭市场价格形成机制，深化燃煤发电上网电价市场化改革，摆脱目前“市场煤，计划电”的体制机制矛盾。