陈宗法：2021年发电行业大盘点——东边日出西边雨

2021年是“十四五”开局之年。宏观经济、政策导向、市场环境等因素出现了什么变化？发电行业的发展呈现什么新特点？经营业绩又出现了怎样的走势？回眸2021年，发电行业真可谓“东边日出西边雨”，一边是“双碳”目标下大力发展新能源，积极构建新型电力系统，并深化电力市场化改革，健全多层次统一电力市场体系；另一边是用电需求快速恢复，煤炭短缺、煤价暴涨，煤电全面亏损、全力保供，为经济发展和社会稳定发挥了“顶梁柱”作用。 

复杂环境导致“非典型性缺电” 

今年5月以来，尽管PMI新订单、房地产销售、中小企业经营活动、社融信贷等逐月回落，三季度经济下行加速，经济增长面临“三重压力”，但我国经济总体上持续恢复，前三季度增长9.8%，预计全年增长8%。 

今年全社会用电需求受经济恢复、电能替代、寒潮天气、基数较低等因素叠加影响增长较快，1-11月增长11.4%，中电联预计全年增长10-11%。特别是9月以来，辽、吉、宁、苏、浙等20个省份相继发布有序用电或限电通知，引发全社会对今冬明春用电供热的普遍担心，也对拉闸限电的原因众说纷云，如大国博弈说，国际通胀说，全球能源危机说；能源“双控”说，运动式减碳说；国内煤炭去产能说，澳煤限制进口说，煤炭供需短缺说；用电需求快速恢复说，煤电亏损不愿意发电说；新能源出力不足说；电企错过前期补库说；体制机制说；经济转型说；储能电池技术未突破说等等。上述对缺电成因分析都有一定道理，个人认为直接的主因仍然是煤炭供需短缺，且煤电矛盾始终没有得到有效治理，上下游的体制机制没有彻底理顺，希望国家抓紧围绕煤电产业链的体制机制作出系统性改革，并对煤炭去产能、取消煤电联动、工商业电价“只降不升”等政策进行后评估。 

今年的限电属于“非典型性缺电”，并不“硬缺”煤炭、煤电产能，国家10月中旬采取的一系列保供稳价措施两个月内迅速扭转了缺电局面即证明了这一点。随着新能源渗透率大幅提升，储能技术发展尚需突破，高峰或尖峰时段“限电”，或将成为“十四五”电力供需新常态。 

政策导向“利空出尽是利好” 

“十三五”期间，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，党的十九大提出要“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。国家对能源电力行业，不仅推出了清洁转型的中长期发展目标，而且对“能源消费总量”“煤炭消费占比”“煤电装机目标”进行了约束性控制，并加码了安全环保政策。同时，“降低用能成本”成了贯穿“十三五”的一项重要政策，除了直接下调各类电源的上网电价外，还通过电力市场化交易降价。2020年起煤电联动政策不再执行，煤电实行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，且当年暂不上浮；风光电政策也开始转向：发展预警、下调电价、补贴退坡、平价上网；一般工商业电价连降三年，2018、2019年各降10%，2020年再降5%。尽管国家对电力行业也采取了一些正向激励政策，但总体上是“利好不多利空多”。 

进入“十四五”，构建以新能源为主体的新型电力系统、实现“双碳”目标成了行业发展与政策导向的基本指引。2021年电力政策变暖。一是推动新能源高质量跃升发展。强化各省风光电消纳责任权重，建立保障性并网、市场化并网机制，新建项目上网电价可按当地燃煤发电基准价执行，也可以自愿参与绿电绿证市场化交易，开展省间电力现货交易，体现绿色价值；新核准海上风电、光热发电项目上网电价授由当地省级价格主管部门制定；鼓励地方出台土地、财税、金融支持政策，不得将配套产业作为项目开发门槛。当然，“平价元年”的开启以及“白热化”竞争态势也给风光电发展形成一定的冲击。二是进一步完善分时电价政策。合理确定峰谷、季节性电价价差、建立尖峰电价机制，这对引导用户削峰填谷，促进新能源消纳，推进储能快速发展将发挥重要作用。三是鼓励储能多元发展。推出抽水蓄能电站两部制电价政策，明确以竞争方式形成电量电价，将容量电费纳入输配电价回收，并加强与电力市场衔接，为抽蓄发展注入动力。同时，明确新型储能独立市场主体地位，建立电网侧储能电站容量电价机制，健全“新能源+储能”项目激励机制，对于配套建设储能或共享储能模式的新能源项目，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、调度运行、利用小时、辅助服务补偿等方面给予倾斜。四是采取了保供稳价的一系列举措。国家对煤电先后出台了扩大煤炭供应、引导煤价回落、保障合理融资、缓缴税收以及设立煤炭清洁高效利用专项再贷款等举措。其中，最大亮点是国家发展改革委迅速出台了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围（均不超20%），高耗能企业、电力现货市场交易电价不受此限；推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录电价。这标志着新电改实现了新突破，电价“能涨能跌”，并能传导到用户侧。这对改变多年来电价单边下跌、工商业电价“只降不升”、缓解煤电亏损、健全市场机制具有积极意义。 

在电力市场短期趋紧的形势下，上述政策的实施，发电侧综合电价水平开始止跌企稳，新电改6年来首次出现微幅回升。 

市场环境“煤超疯”“电紧张”“碳启动” 

1、煤炭市场。煤炭供需状况、煤价涨落，直接影响煤电企业的盈亏；“煤电超60%”的电量结构，仍左右着发电行业整体的盈利水平。事实上，煤炭量缺价涨已在“十三五”呈现。随着退出、减量重组10亿煤炭过剩产能任务的推进、限产以及安全、环保的严格监管、督查，煤炭市场一改“十二五”单边下跌的颓势。2016-2017前两年“供需紧张、大幅反弹、厂型走势、居高不下”，2018-2020后三年“产能释放、供需趋衡、高位震荡、小幅回落、期末收涨”，煤炭市场综合均价都超过国家规定500-570元/吨的绿色区间，导致煤电板块业绩不同于整个发电行业的“V”型走势，呈“W”型震荡，亏损-微利交替出现，进入历史上“第二个困难周期”。 

进入2021年，国际通胀和能源危机叠加出现，国内煤炭需求快速增长，煤炭去产能的“后遗症”——量缺、价高、运距长发酵，运动式减碳，再加限制进口澳煤以及资本炒作，煤炭市场风云突变，出现了极其罕见的“煤超疯”现象。前三季，全国原煤产量同比只增长3.7%，累计进口煤炭同比下降3.6%。9月24日，秦皇岛港5500大卡动力煤现货交易价格为每吨1079元；10月11日突破2000元，20日创2557元新高。中电联统计，1-10月份，电煤价格上涨导致全国燃煤电厂煤炭采购成本增加4318亿元，预计全年超过5000亿元。对下游煤电板块造成了空前严重的冲击，造成越发越亏、发电意愿下降、限电现象蔓延。关键时刻，国家及时采取了一系列保供稳价举措，能源央企担当作为，使煤炭市场在11、12月回落企稳，有效解决了缺煤限电问题，也使煤电板块亏损减少、业绩回升。 

2、电力市场。“十四五”电力供需格局由“总体过剩、局部紧张”转向“全局平衡、局部缺口与过剩并存”，今年出现了罕见的拉闸限电现象。根据中电联分析，一季度，全国电力供需总体平衡，受寒潮天气等因素影响，浙江、湖南、江西等地在1月出现电力缺口，实施有序用电。二季度，全国电力供需总体平衡，广东、云南、广西等地因需求增长较快、来水偏枯、电煤供应紧张等因素影响，电力供应紧张，实施有序用电。三季度，全国电力供需总体偏紧，尤其是9月受电煤供应紧张、电力消费需求较快增长以及加强“能耗双控”等多因素叠加影响，超过20个省份实施有序用电。四季度，全国电力供需由偏紧转向平衡，特别是进入11月，用电增速明显趋缓，只增长3.1%，且保供稳价举措收效显著，扭转了有序用电现象。与此相对应，1-11月份，全国发电设备平均利用小时3483小时，比上年同期增加87小时。其中，煤电设备平均利用小时4155小时，比上年同期增加325小时。全国规模以上电厂发电量73827亿千瓦时，同比增长9.2%。随着深化电改举措的推出，2021年电力市场交易品种增加、市场交易比例提高，放宽煤电涨跌幅度限制以及电力过剩风险的降低，市场交易电价比基准价降幅进一步收窄，改变了近年来“量价齐跌”的现象，出现了增产增收的好局面。 

3、碳市场。随着“双碳”目标的硬约束，2021年国家向2225家发电企业下达碳排放配额。7月16日，全球最大的碳市场在上海环交所正式启动，采取协议转让（挂牌交易、大宗交易）、单向竞价交易方式。首日交易410.4万吨、2.1亿元、价格51元/吨。截至12月22日，参与交易发电企业2162家，年覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，碳排放配额累计成交量1.4亿吨，累计成交额58.02亿元，平均碳成交价41.4元/吨。预测碳价走势到2030年达到93元/吨，2050年超过167元/吨。碳价反映了燃烧化石燃料的环境成本，是推动节能减排、应对气候变化、实现可持续发展的重要手段。今年由于初次核定碳排放配额相对宽松，总体对煤电企业碳成本上升影响不大，但长期会随着配额趋紧显现出来，将会影响煤电企业的技改、投资决策及CCUS技术的研发、应用。 

行业发展“绿色低碳成主旋律” 

2020年风光电“抢装潮”烽烟未消，“十四五”一开局，业内外众多投资主体敏锐地捕捉到“双碳”目标下，构建新型电力系统给新能源带来的巨大机遇，纷纷抢滩新能源领域，又掀起新一轮资源“争夺战”，或派出精兵强将奔赴全国各地摸排资源、签约布局，或调整规划、加码投资，或收购兼并、重组上市。根据“到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的目标，北京国际风能大会发布《风能北京宣言》，提出“十四五”年均新增装机5000万千瓦以上；中国光伏行业协会年度大会也提出光伏年均新增装机7000万或9000万千瓦。按风光电协会建议目标计算，则每年新增1.2-1.4亿千瓦，“十四五”末风光电将达到11.3-12.3亿千瓦。 

实际落地时，新能源也面临“白热化”竞争态势带来的发展压力和风险挑战，如补贴退坡、竞价交易、配套产业、组件上涨、用地限制、消纳能力等。1-11月份，全国新增风电2470万千瓦、太阳能发电3483万千瓦，合计5953万千瓦，占全国基建新增装机12254万千瓦的49%，同比多投产901万千瓦；累计风电3.0亿千瓦，同比增长29.0%；太阳能发电2.9亿千瓦，同比增长24.1%。 

中电联预计，2021年全国新增装机1.8亿千瓦，其中非化石能源装机1.4亿千瓦，到今年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%。其中，煤电装机11.1亿千瓦、水电3.9亿千瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.1亿千瓦、核电5441万千瓦、生物质发电3600万千瓦。非化石能源发电装机达到11.2亿千瓦，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年提高2.5个百分点，非化石能源发电装机规模及比重将首次超过煤电。 

回顾今年发电行业的发展历程，电源绿色低碳特征更加明显。新能源发展尤其海上风电、户用光伏、整县分布式光伏跑出了“加速度”，风光水火储综合一体化发展趋势明显。光伏不断拓宽应用场景，创新商业模式，如光伏+储能、光伏治沙、光伏制氢、光伏建筑一体化等。“三北”地区风电以规模化、基地式发展为主，中东部和南方地区主要发展分散式风电。生物质发电发展提速，水电、核电、气电也实现了有序发展。围绕新型电力系统建设，储能（抽水蓄能、新型储能）、氢能，以及减污降碳技术（CCUS)、绿色低碳技术，多能联供技术、源网荷储协同发展技术等引起业内高度重视，加大投入，纷纷取得技术突破和项目落地。煤电告别了传统的规模扩张阶段，与新能源快速发展形成很大反差，进入了“投资下降、精准布局、淘汰落后、重组整合、转变定位”的减量发展阶段。今年的巨亏势必会减缓煤电明后年的投资，与各地出现限电后要求新上煤电形成冲突。 

经营业绩“百盈不抵一亏” 

2021年，发电行业尽管迎来电力市场转机、电力政策变暖、电源结构持续优化、发电利用小时增加、单位平均电价微升、财务费用下降、清洁发电利润增长等多重利好，但不抵燃料供应短缺，煤价、气价暴涨，煤电巨亏、气电减利一个因素，全行业整体财务状况急剧恶化，预计全年难改煤电全面亏损、发电板块“净亏”格局。 

进入9月，燃料市场供求形势突变，煤炭、天然气供应全线告急。本已高企的煤价暴涨，燃料成本急增，再加电热价疏导不到位，煤电板块9-10月亏损面接近100%。近期国家强力调控煤炭市场，供需改善、煤价回落、电价提升，煤电亏损面略有下降（11月80%以上），但煤电比价关系仍然不合理，煤电企业亏损严重、负债率高企、现金流紧张，再现生存难、发展难。据统计，新五大集团1-11月平均到厂发电标煤单价高达1017元/吨 ，同比大涨59%，燃煤发电利润由去年同期的盈利变为巨额亏损，预计全年亏损近千亿元，相当于2008-2011四年煤电的累计亏损额。同样，本已亏损的供热板块更是雪上加霜，大幅增亏超过10倍。由于天然气价格上涨，气电联动不及时，燃机发电利润也同比下滑超过21%。尽管风电、光电、核电、水电等清洁发电利润同比增加24%，预计发电板块全年盈亏互抵后仍然处于净亏损状态。希望国家根据今年煤电面临的严峻形势及新的战略定位，落实今年出台的各项煤电扶持政策，考核重业绩更重保供，并出台煤电新政，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”。 

值得关注的一点是，煤价暴涨在历史上发生了两次，2008-2011年一次，2016.6-2021年一次，其中：2021年创历史之最。前一次发生时，五大发电集团亏损“无一幸免”。而这一次发生时，由于产业结构、电源结构不同，出现了明显的分化。以煤电为主（平均占比61%）的发电集团受到冲击最为严重，1-11月利润总额平均下降91%，个别集团甚至出现整体亏损。但处于清洁转型领先地位的国家电投，清洁能源装机占比突破60%，虽然实现利润总额同比下降，但下降幅度只有21%。国家能源煤炭产能、煤炭产量均超5亿吨，位居国内第一，发电装机超过2.6亿千瓦，其中：煤机占比达72%，居新五大集团之首。尽管电力利润下降84%，但煤炭利润大增69%，全集团利润总额仍同比增长8.1%，充分体现了“煤电产业链、收益与风险对冲”的优势。五大之外的三峡集团一直聚焦清洁能源主业，清洁能源装机占比约96%，几乎不受煤价影响，公司业绩优良，股东回报稳定，成“业内翘楚”。因此，以煤电为主的发电集团今后要加大清洁转型力度，努力构建发配售或煤电一体产业链，实现多能联供，开展综合能源服务，建设世界一流清洁能源企业。 

（陈宗法 中国能源研究会理事）