今年的政府工作报告提出：发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。煤电作为我国电力的基础性、保障性电源，在保障国家能源安全和推动新能源发展过程中肩负着历史使命。“十二五”逐步过剩、“十三五”停缓建的煤电在“十四五”步入一轮新周期。所谓新周期，是缺电背景下重启一轮煤电建设的窗口期，是煤电向基础性、调节性电源转型的过渡期，是电力市场化改革推进中其功能价值被再发现的红利期。新周期下，煤电发展既面临着机遇也面临着挑战，如何处理好煤电与煤炭的关系是产业和政府部门需要重点思考的问题。

新形势下煤电迎来建设新周期

政策层面，近两年在“立足国情”“先立后破”原则下更加重视能源安全与兜底保障。“双碳”目标提出后，有些地区“减碳”异化为某种形式主义，采取“一刀切”等方式。对此，2021年7月30日，中央政治局会议提出了纠正“运动式减碳”，先立后破的要求。随后，在年底的中央经济工作会议上，提出要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。2022年印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划，以保障安全为前提，构建现代能源体系，不断增强风险应对能力，确保国家能源安全。党的二十大报告中指出，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。

据公开信息，为确保能源安全，2022年，国家有关部门明确提出煤电“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦，并将“十四五”煤电发展目标由12.5亿千瓦上调至13.6亿千瓦，甚至更高。2023年第19期《求是》杂志刊发的中共国家发展改革委党组署名文章《深刻把握六方面重大关系的实践要求 以高质量发展推动中国式现代化》提出，“要加强能源资源安全保障能力建设，推动煤电等支撑性调节性电源建设”。今年的政府工作报告提出，“发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求”。由此看出，统筹发展与安全，煤电在历经“十三五”的困顿期后，迎来了一个政策调整纠偏期。

在全球能源电力新形势与国内政策推动下，新一轮煤电建设窗口期打开，核准与投资快速增长。自2021年四季度出现严重的缺煤缺电状况以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，累计同比持续攀升。2021年，火电年投资额达672亿元，同比增速达18.31%；2022年火电年投资额达909亿元，同比增速达35.27%；2023年火电工程投资额1029亿元，同比增长15%。从侧重点上看，大型风光基地、负荷中心以及电网支撑点电源的煤电项目成为主要发力方向，尤其是在近两年清洁能源出力不足、风光发电占比提升后消纳压力渐显的背景下，火电的调峰、兜底保障作用愈发凸显。传统水电大省云南、四川一改过往对待煤电的态度，在严峻的电力保供形势下，加紧谋划建设一批支撑性、调节性火电项目。而三北地区“沙戈荒”大基地项目的电力送出同样需要火电做支撑，新能源上得越多，火电配套建设的规模往往也越大。原本以为将高耗能的重工业转移到西部，可以拉低用电负荷及电量增速的东部地区，在新兴产业尤其是高端装备制造业和信息技术服务业快速发展的用电拉动下，同样保持了较高的负荷及用电增速，也呈现出电力供应趋紧从而需要加码火电的局面。

与此同时，伴随电力市场化改革的推进，煤电的功能价值逐渐得以发掘和定价。电能量方面，在2021年缺煤缺电的能源供需矛盾集中爆发背景下，煤电随《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，率先全部进入市场交易，煤电价格同步形成“上下浮动20%”的市场化定价机制。在电力供应持续紧张的2022年和2023年，全国范围内的火电年度中长期交易价格大多实现高比例上浮，缺电背景下煤电的电能量价值得以体现。调节价值方面（辅助服务费），2021年国家能源局发布新版“两个细则”，明确煤电作为电源侧调节主体的地位和“谁提供，谁获益”的市场化原则。国家能源局2024年一季度新闻发布会表示，今年将研究出台电力辅助服务市场基本规则，推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。煤电作为我国电力系统主要依赖的可调节电源，受益于各地辅助服务市场政策的出台落地，其调节性辅助服务部分收入有望实现增长。备用价值方面（容量电价），2023年国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，从政策层面落实完善煤电“中长期实现功能定位转型，短期兼顾补偿机组效益”的目标。煤电容量电价机制以电价补偿的形式认可煤电的顶峰备用价值，并实现机组部分固定投资成本的回收。从长期趋势来看，煤电容量部分收入将与新型电力系统发展趋势和煤电功能定位转型趋势相匹配，实现逐步抬升。大部分地区的煤电容量电价将从2024至2025年回收固定成本30%左右的水平提升至2026年的不低于50%。

新周期下需统筹好煤和电的关系

在煤电新周期的演进过程中，如何处理好煤电与煤炭的关系是一个现实而又深远的问题。

其一，煤炭与煤电看似两个上下游关系紧密的行业，在实际运行中常常呈现出“顶牛”的矛盾。从“十二五”煤炭产能严重过剩价格大幅下跌，到“十三五”基本平衡，再到“十四五”再度趋紧，煤电效益也是大起大落，未体现出公共事业行业的稳定性。如果单纯把煤炭和电力看做博弈关系，那就会陷入面多了加水、水多了加面的循环之中。从现实看，2023年煤电行业的亏损面是45%左右，然而煤炭行业的亏损面也高达43%左右。种种现象的背后实际反映的是“市场煤”和“计划电”的矛盾。如果总蛋糕不做大，又缺乏动态调整出清机制，仅靠切蛋糕不免会出现大起大落。煤炭紧张了搞计划、煤炭宽松了搞市场，短期看是平抑了市场波动，但长期看反而会由于价格信号失灵从而影响投资决策，进而加大周期的波动性。这一点在2002年至2015年这轮煤炭产业周期中体现得十分明显。如今在“双碳”目标约束下，在煤价和电价的调控下，煤炭和煤电两个行业发展的积极主动性都不高。如何跳出煤电博弈，站在更高层面谋划两个行业的发展问题值得思考。

其二，两个行业由于产能周期的不同，带来的潜在供需错配可能性需要高度关注。自2021年出现缺煤缺电问题以来，伴随政策导向的调整，国家加快了煤电项目的审批建设。然而，煤炭方面主要以挖潜增供来应对，新一轮的产能审批建设尚未实质性启动。考虑到煤电建设周期短（1.5年至2年）、煤炭产能建设周期长（3年至5年），尤其是在“十五五”期间煤炭资源加速枯竭退出问题加剧，煤电供需的周期性错配或将更加严重。

其三，关注煤电新周期下配套产业发展问题。本轮周期下，除大基地配套外，多数煤电项目分布在负荷中心以及电网支撑点。然而，“十四五”乃至“十五五”煤炭开发布局将进一步加速西移，尤其多集中于新疆、陕甘宁等西部地区。同时，中东部资源枯竭问题也将加剧，即煤和电的供需空间错配更加显著。这对铁路、集运、仓储等配套基础设施提出了更高要求，如新疆煤外运等铁路规划建设时间周期较长，需要超前谋划、统筹推进，谨防潜在的运输瓶颈制约煤电产业协同发展。

新周期下必须看到，煤电与煤炭肩负着保障国家能源安全的重任，承载着助力新能源发展的历史使命，也面临着“双碳”目标约束下且战且退的必然局面。统筹好煤电与煤炭以及相关产业的关系，是确保实现上述目标的关键一环，需要我们认真思考、科学应对。