經過2021年“缺電”危機，煤電在與可再生能源發電的博弈中不斷擴大自身的防線。在“雙碳”戰略的實施中，“運動式”減碳、單邊去煤減煤的行動也被叫停。
決策層從戰略層面反復強調，實現碳達峰碳中和不可能畢其功于一役。需要立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破、通盤謀劃，傳統能源逐步退出必須建立在新能源安全可靠的替代基礎上。
毋庸置疑，在清潔能源轉型的進程中，煤炭、煤電的兜底保障和基礎調節作用無可替代。煤炭、煤電的資產價值在安全降碳、能源保障中愈加重要，“雙碳”戰略的推進也賦予火電新的使命。
煤電為能源安全兜底
支撐新型電力系統建設
煤炭、煤電是經濟社會發展的基礎，電力供應和安全事關經濟社會發展全局。在“雙碳”大棋局下，能源轉型、能源安全保供、能源價格穩定等錯綜交織。
2021年下半年以來，中央政治局會議、中央經濟工作會議、碳達峰碳中和工作領導小組會議等多個高規格會議先后對“雙碳”戰略糾偏，強調煤炭、煤電的調峰和兜底保供作用。
2022年1月24日，中共中央政治局就努力實現“碳達峰碳中和”目標進行第三十六次集體學習，會議提出：(1)把握好降碳的節奏和力度，在降碳的同時確保能源安全、產業鏈供應鏈安全;(2)要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系;(3)要夯實國內能源生產基礎，保障煤炭供應安全。大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”。
2022年3月2日，碳達峰碳中和工作領導小組全體會議召開。會議明確，推進煤炭有序替代轉型，算清煤炭供需的“大賬”，合理規劃煤電建設規模和布局，推動煤炭清潔高效利用，發揮好煤炭在能源中的基礎和兜底保障作用。
在2022年全國兩會上，政府工作報告再次予以強調：“有序推進碳達峰碳中和工作。落實碳達峰行動方案。推動能源革命，確保能源供應，立足資源稟賦，堅持先立后破、通盤謀劃,推進能源低碳轉型。加強煤炭清潔高效利用，有序減量替代，推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造。推進大型風光電基地及其配套調節性電源規劃建設，提升電網對可再生能源發電的消納能力。”
在我國以煤為主的資源稟賦、以煤電為主的裝機結構下，火電是能源安全保障的基礎，尤其是在極端條件下煤電的兜底保障作用更為重要，更是保障新能源并網消納的重要支撐，其仍是我國電力結構中的基礎性。
這一判斷在國家能源局的電力規劃管理中亦得以明確。2022年全國“兩會”期間，國家能源局在對政協委員提案答復中表示，國家能源局正多措并舉加快推動煤電由電量主體電源向支撐性、調節性電源轉型，原則上不再新建單純以發電為目的的煤電項目。“在實現碳達峰、碳中和目標過程中，為滿足經濟社會發展以及新能源大規模高比例發展的調峰需求，在嚴控煤電項目前提下，仍需要發展一部分為服務風電、太陽能發電消納的調峰機組和為電網安全保供的支撐性機組。”
這即意味著，在“雙碳”戰略的進程中，火電仍然是不可或缺的能源品種。新建煤電項目的屬性圍繞兩個方向：(1)在電力負荷中心布局清潔高效火電機組，作為保障電力供應安全的支撐性電源;(2)在大型風光電基地建設，發揮“風光火儲一體化”優勢，建設促進新能源消納的調節性電源。
煤電業績觸底
將走出經營低谷和困境
煤電企業的經營業績主要取決于發電量、電價兩個因素，利潤水平與煤價負相關。在我國煤電企業的發電成本中，燃煤成本占比為60-70%，煤電企業的盈利能力在煤價的起伏中周期性波動。
從中長期的維度看，在煤炭價格機制不斷完善、電力市場和電價改革深度推進的過程中，煤電企業經營業績有望平穩。2022年內，伴隨國內長協煤價、長協電價將陸續落地，尤其是煤電價格傳導機制的建立，有望助力煤電企業走出盈利低谷，火電資產在資本市場的估值水平也將得到提高。
火電企業盈利模式
在煤、電價格聯動機制的建設上，政策上的改良超過預期。2022年2月24日，國家發改委出臺《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，防止煤炭價格大漲大跌，引導煤炭價格在合理區間運行，完善煤、電價格傳導機制，保障能源安全穩定供應，推動煤、電上下游協調高質量發展。
《通知》明確了煤炭價格合理區間，秦皇島港下水煤(5500千卡)中長期交易價格為每噸570-770元(含稅)，價格中樞為670元/噸。這一價格與《征求意見稿》550-850元/噸價格區間相比，價格中樞下調30元/噸。同時，明確山西、陜西、內蒙三個重點產區煤炭出礦環節的價格區間。晉陜蒙三個省區煤炭產量和外調量在全國占比中均超過70%，穩住煤炭價格波動的源頭，全國煤炭市場調控就可以事半功倍。
國家發改委價格司司長萬勁松解釋稱：“政策的核心內容概括為五個方面：(1)煤炭價格由市場形成，(2)引導煤、電價格主要通過中長期交易形成，(3)價格合理區間是行業共識，(4)合理區間內煤、電價格可以充分傳導，(5)超出價格合理區間將及時調控監管。”
對于煤炭企業而言，煤炭企業人士認為，明確的價格區間及調控監管措施可為煤炭行業鎖定合理利潤提供抓手，亦可為行業供給質量和效率的提升提供有效動能，進一步促進產業結構調整和布局優化;同時，穩定的煤炭價格可促進一系列長效機制的落實，為提升國家煤炭儲備實力和應急能力提供保障。
面對煤電頂牛的歷史問題，本次煤炭價格機制改革目的是通過建立市場機制，實現煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”，從供需兩端促進煤電上下游行業平穩健康運行。當煤炭中長期交易價格在合理區間內運行時，燃煤發電企業可在現行機制下通過市場化方式充分傳導燃料成本變化，鼓勵在電力中長期交易合同中合理設置上網電價與煤炭中長期交易價格掛鉤的條款，有效實現煤、電價格傳導。
萬勁松介紹，“這次完善煤炭市場價格形成機制，與燃煤發電價格機制相銜接，實現了‘區間對區間’。我們這次明確了合理區間內煤、電價格可以有效傳導，燃煤發電企業可在基準價上下浮動不超過20%范圍內及時合理傳導燃料成本變化。”
從2022年年度電力交易結果來看，江蘇、廣東、陜西等省成交均價高于燃煤基準價。以江蘇為例，2022年年度成交均價為466.69元/兆瓦時，較燃煤基準價上浮19%。
在煤電利用小時方面，在推動煤電向基礎保障性電源、系統調節性電源轉型的過程中，高效煤電機組仍具有基荷經濟運行的條件。根據行業內初步判斷，在2030年前，60萬千瓦及以上的高效基荷機組年利用小時在5000h左右，火電能夠走出系統性虧損。
在煤炭價格合理回歸、疊加電價提高、發電利用小時數趨于穩定的預期下，煤電企業的盈利也有望回歸。中信證券研究認為，按照300克/千瓦時的煤耗水平、長協煤價格770元/噸測算，煤電企業含折舊的全生產成本為0.38元/千瓦時，銷售電價上浮20%，煤電企業度電凈利潤約為0.01元。
