春節前夕，隨著各大發電集團工作會的召開，五大發電集團煤電企業板塊的經營情況陸續公布，總體結果是2023年五大發電集團煤電企業的虧損面仍在40%以上。盡管如此，得益于煤炭供需關系的進一步改善，燃煤發電電價上浮政策的進一步落實落地，2023年煤電企業整體經營情況已大為改善，虧損程度有所緩解。

有關專家認為，盡管電煤熱值下降導致煤電機組有效出力受阻等問題依然存在甚至可能加重，但2024年，隨著容量電價政策產生效應以及電煤供應保障能力的提高等原因，煤電企業經營狀況有望持續好轉。

容量電價政策對煤電行業利好將逐漸顯現

2023年11月，《關于建立煤電容量電價機制的通知》印發，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。中國迎來煤電容量電價和電量電價的“兩部制”電價政策。

中電聯規劃發展部副主任韓放認為，2023年煤電容量電價政策的出臺，實現了電能量價值和容量價值的區分，使我國電價機制進一步完善，煤電企業可通過容量電價回收部分固定成本，在一定程度上緩解企業經營困境，穩定行業預期，鼓勵煤電企業進行必要的投資和改造，提高電力系統的充裕度，有利于緩解我國部分地區的缺電問題，對保障全社會用戶的安全供電有著至關重要的作用，同時可以增加系統中新能源并網和消納的能力，支撐新能源高質量發展。

2024年，我國宏觀經濟以及電力消費需求繼續保持平穩增長。同時，電力綠色低碳轉型繼續推進，新能源發電裝機仍將是新增裝機的主力。結合近年運行情況，韓放預計2024年發電供熱用煤需求繼續保持一定增長，增速略低于2023年，主要受水電出力、氣溫和煤質等因素影響，存在一定不確定性。從電煤供應看，她預計2024年我國煤炭生產有能力繼續維持較高水平，但部分尚未完成產能核增手續辦理的保供煤礦生產面臨政策調整、產能收縮的可能。進口仍將維持較高水平，但增長幅度回落。總體來看，2024年電煤供應總體有保障，需重點關注西南、東北等區域以及度夏、度冬等用煤高峰時段的電煤供應保障，并盡快解決電煤供應質量不斷下降的問題。

利用小時數下降不代表煤電產能過剩

在國家發布煤電容量電價政策后，市場上有一種觀點認為，有了容量電價的保底，各地就更有動力興建煤電，煤電去產能的難度就更大了。

中電聯規劃發展部主任張琳對這種觀點持不同意見。他說，這種觀點沒有正確理解“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”的要求。因為目前，發展風電、光伏等新能源對煤電機組還不能形成有效替代。

張琳分析，為保障電力供應安全，需要建設一定的煤電項目。一是滿足電力平衡要求，保障電力供應。由于新能源發電“靠天吃飯”，有效容量低，為滿足實時用電需求，仍需要一定規模的煤電裝機發揮“托底保供”的作用。二是需要煤電給電力系統提供電壓、頻率和轉動慣量支撐，保障電力系統運行安全。新能源大規模接入，常規機組開機空間減少，電網轉動慣量降低、調頻能力下降，需要煤電在復雜氣象條件、極端應急場景下提供可靠電力，支撐電力系統穩定運行。

以往，在我國以煤為主的電源結構中，煤電年利用小時數經常可達到5000~5500小時。近年來，電力行業積極推動綠色低碳轉型，電源結構已由過去以煤為主向多元化、綠色化轉變。隨著電源結構和用電特性變化，煤電為新能源發電“讓路”，更多地參與系統調節，額定運行工況減少，多數時間運行在低于額定功率以下，甚至是在較低負荷率下運行。這種情況，煤電年利用小時數勢必呈下降趨勢。因此，煤電利用小時數下降，并不代表煤電產能過剩。

煤電機組不存在提前退役造成高額資產擱淺風險

構建新型電力系統的背景下，煤電從基礎保障和系統調節功能逐步向應急保障和靈活調節電源轉變目前已成共識。

張琳闡釋了雙碳目標下煤電發展路徑：在碳達峰之前，將按照“增機控量”的原則發展一定規模的煤電項目滿足電力平衡要求，控制煤電發電量，優先利用清潔能源發電，降低電力碳排放強度，煤電利用小時保持在4000小時左右，呈現逐步降低態勢;從碳達峰到碳中和，煤電經歷從“控機減量”再到“減機減量”的發展階段，這期間，計劃退出的大部分煤電機組可通過“關而不拆”方式轉為應急備用電源，發揮保供作用的同時為降低整體能耗和碳排放作出貢獻;實現碳中和后，仍需保留部分煤電提供轉動慣量和調頻調壓服務，并依靠CCUS技術實現二氧化碳凈零排放。

張琳認為，不存在煤電機組提前退役造成高額資產擱淺的風險。因為我國現役煤電機組平均壽命約15年，存量煤電在2040年前陸續滿30-40年，如果退役也到了設計年限，不存在資產浪費問題;而當前新建機組將持續運行到碳中和階段，有40年甚至更長時間的運行期，不會造成巨額資產浪費。