2021年是“十四五”開局之年。宏觀經濟、政策導向、市場環(huán)境等因素出現了什么變化?發(fā)電行業(yè)的發(fā)展呈現什么新特點?經營業(yè)績又出現了怎樣的走勢?回眸2021年，發(fā)電行業(yè)真可謂“東邊日出西邊雨”，一邊是“雙碳”目標下大力發(fā)展新能源，積極構建新型電力系統(tǒng)，并深化電力市場化改革，健全多層次統(tǒng)一電力市場體系;另一邊是用電需求快速恢復，煤炭短缺、煤價暴漲，煤電全面虧損、全力保供，為經濟發(fā)展和社會穩(wěn)定發(fā)揮了“頂梁柱”作用。
一、復雜環(huán)境導致“非典型性電荒”
今年5月以來，盡管PMI新訂單、房地產銷售、中小企業(yè)經營活動、社融信貸等逐月回落，三季度經濟下行加速，經濟增長面臨“三重壓力”，但我國經濟總體上持續(xù)恢復，今年前三季度增長9.8%，預計全年增長8%。
社會用電需求受經濟恢復、電能替代、寒潮天氣、基數較低等因素疊加影響增長較快，1-11月增長11.4%，中電聯預計全年增長10-11%。特別是9月以來，遼、吉、寧、蘇、浙等20個省份相繼發(fā)布有序用電或限電通知，引發(fā)全社會對今冬明春用電供熱的普遍擔心。同時，對拉閘限電的原因眾說紛云，如大國博弈說，國際通脹說，全球能源危機說;能源“雙控”說，運動式減碳說;國內煤炭去產能說，澳煤限制進口說，煤炭供需短缺說;用電需求快速恢復說，煤電虧損不愿意發(fā)電說;新能源出力不足說;電企錯過前期補庫說;體制機制說;經濟轉型說;儲能電池技術未突破說等等。上述對缺電成因分析都有一定道理，個人認為直接的主因仍然是煤炭供需短缺，且煤電矛盾始終沒有得到有效治理，上下游的體制機制沒有徹底理順，希望國家抓緊圍繞煤電產業(yè)鏈的體制機制作出系統(tǒng)性改革，并對煤炭去產能、取消煤電聯動、工商業(yè)電價“只降不升”等政策進行后評估。
今年的限電屬于“非典型性電荒”，并不“硬缺”煤炭、煤電產能，國家10月中旬采取的一系列保供穩(wěn)價措施兩個月內迅速扭轉了缺煤限電局面即證明了這一點。隨著新能源滲透率大幅提升，儲能技術發(fā)展尚需突破，高峰或尖峰時段“限電”，或將成為“十四五”電力供需新常態(tài)。
二、政策導向“利空出盡是利好”
“十三五”，在“四個革命，一個合作”能源安全新戰(zhàn)略指引下，十九大提出要“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”。國家對能源電力行業(yè)，不僅推出了清潔轉型的中長期發(fā)展目標，而且對“能源消費總量”“煤炭消費占比”“煤電裝機目標”進行了約束性控制，并加碼了安全環(huán)保政策。同時，“降低用能成本”成了貫穿“十三五”的一項重要政策，除了直接下調各類電源的上網電價外，還通過電力市場化交易降價。2020年起煤電聯動政策不再執(zhí)行，煤電實行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，且當年暫不上浮;風光電政策也開始轉向：發(fā)展預警、下調電價、補貼退坡、平價上網;一般工商業(yè)電價連降三年，2018、2019年各降10%，2020年再降5%。盡管國家對電力行業(yè)也采取了一些正向激勵政策，但總體上是“利好不多利空多”。
進入“十四五”，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、實現“雙碳”目標成了行業(yè)發(fā)展與政策導向的基本指引。2021年電力政策變暖。一是推動新能源高質量躍升發(fā)展。強化各省風光電消納責任權重，建立保障性并網、市場化并網機制，新建項目上網電價可按當地燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行，也可以自愿參與綠電綠證市場化交易，開展省間電力現貨交易，體現綠色價值;新核海上風電、光熱發(fā)電項目上網電價授由當地省級價格主管部門制定;鼓勵地方出臺土地、財稅、金融支持政策，不得將配套產業(yè)作為項目開發(fā)門檻。當然，“平價元年”的開啟以及“白熱化”競爭態(tài)勢也給風光電發(fā)展形成一定的沖擊。二是進一步完善分時電價政策。合理確定峰谷、季節(jié)性電價價差、建立尖峰電價機制，這對引導用戶削峰填谷，促進新能源消納，推進儲能快速發(fā)展將發(fā)揮重要作用。三是鼓勵儲能多元發(fā)展。推出抽水蓄能電站兩部制電價政策，明確以競爭方式形成電量電價，將容量電費納入輸配電價回收，并加強與電力市場銜接，為抽蓄發(fā)展注入動力。同時，明確新型儲能獨立市場主體地位，建立電網側儲能電站容量電價機制，健全“新能源+儲能”項目激勵機制，對于配套建設儲能或共享儲能模式的新能源項目，可在競爭性配置、項目核準、并網時序、調度運行、利用小時、輔助服務補償等方面給予傾斜。四采取了保供穩(wěn)價的一系列舉措。國家對煤電先后出臺了擴大煤炭供應、引導煤價回落、保障合理融資、緩繳稅收以及設立煤炭清潔高效利用專項再貸款等舉措。其中，最大亮點是國家發(fā)改委迅速出臺了《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發(fā)電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍(均不超20%)，高耗能企業(yè)、電力現貨市場交易電價不受此限;推動工商業(yè)用戶全部進入市場，取消工商業(yè)目錄電價。這標志著新電改實現了新突破，電價“能漲能跌”，并能傳導到用戶側。這對改變多年來電價單邊下跌、工商業(yè)電價“只降不升”、緩解煤電虧損、健全市場機制具有積極意義。
在電力市場短期趨緊的形勢下，上述政策的實施，發(fā)電側綜合電價水平開始止跌企穩(wěn)，新電改6年來首次出現微幅回升。
三、市場環(huán)境“煤超瘋”“電緊張”“碳啟動”
1、煤炭市場。煤炭供需狀況、煤價漲落，直接影響煤電企業(yè)的盈虧;“煤電超60%”的電量結構，仍左右著發(fā)電行業(yè)整體的盈利水平。事實上，煤炭量缺價漲已在“十三五”呈現。隨著退出、減量重組10億煤炭過剩產能任務的推進、限產以及安全、環(huán)保的嚴格監(jiān)管、督查，煤炭市場一改“十二五”單邊下跌的頹勢。2016-2017前兩年“供需緊張、大幅反彈、廠型走勢、居高不下”，2018-2020后三年“產能釋放、供需趨衡、高位震蕩、小幅回落、期末收漲”，煤炭市場綜合均價都超過國家規(guī)定500-570元/噸的綠色區(qū)間，導致煤電板塊業(yè)績不同于整個發(fā)電行業(yè)的“V”型走勢，呈“W”型震蕩，虧損-微利交替出現，進入歷史上“第二個困難周期”。
進入2021年，國際通脹和能源危機疊加出現，國內煤炭需求快速增長，煤炭去產能的“后遺癥”——量缺、價高、運距變長發(fā)酵，運動式減碳，再加限制進口澳煤以及資本炒作，煤炭市場風云突變，出現了極其罕見的“煤超瘋”現象。前三季，全國原煤產量同比只增長3.7%，累計進口煤炭同比下降3.6%。9月24日，秦皇島港5500大卡動力煤現貨交易價格為每噸1079元;10月11日突破2000元，20日創(chuàng)2557元新高。中電聯統(tǒng)計，1-10月份，電煤價格上漲導致全國燃煤電廠煤炭采購成本增加4318億元，預計全年超過5000億元。對下游煤電板塊造成了空前嚴重的沖擊，造成越發(fā)越虧、發(fā)電意愿下降、限電現象蔓延。關鍵時刻，國家及時采取了一系列保供穩(wěn)價舉措，能源央企擔當作為，使煤炭市場在11、12月回落企穩(wěn)，有效解決了缺煤限電問題，也使煤電板塊虧損減少、困難緩解。
2、電力市場。 “十四五”電力供需格局由“總體過剩、局部緊張”轉向“全局平衡、局部缺口與過剩并存”，今年出現了罕見的拉閘限電現象。根據中電聯分析，一季度，全國電力供需總體平衡，受寒潮天氣等因素影響，浙江、湖南、江西等地在1月出現電力缺口，實施有序用電。二季度，全國電力供需總體平衡，廣東、云南、廣西等地因需求增長較快、來水偏枯、電煤供應緊張等因素影響，電力供應緊張，實施有序用電。三季度，全國電力供需總體偏緊，尤其是9月受電煤供應緊張、電力消費需求較快增長以及加強“能耗雙控”等多因素疊加影響，超過20個省份實施有序用電。四季度，全國電力供需由偏緊轉向平衡，特別是進入11月，用電增速明顯趨緩，只增長3.1%，且保供穩(wěn)價舉措收效顯著，扭轉了有序用電現象。與此相對應，1-11月份，全國發(fā)電設備平均利用小時3483小時，比上年同期增加87小時。其中，煤電設備平均利用小時4155小時，比上年同期增加325小時。全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量73827億千瓦時，同比增長9.2%。隨著深化電改舉措的推出，2021年電力市場交易品種增加、市場交易比例提高，放寬煤電漲跌幅度限制以及電力過剩風險的降低，市場交易電價比基準價降幅進一步收窄，改變了近年來“量價齊跌”的現象，出現了增產增收的好局面。
3、碳市場。隨著“雙碳”目標的硬約束，今年國家向2225家發(fā)電企業(yè)下達碳排放配額。7月16日，全球最大的碳市場在上海環(huán)交所正式啟動，采取協(xié)議轉讓(掛牌交易、大宗交易)、單向競價交易方式。首日交易410.4萬噸、2.1億元、價格51元/噸。截至12月22日，參與交易發(fā)電企業(yè)2162家，年覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，碳排放配額累計成交量1.4億噸，累計成交額58.02億元，平均碳成交價41.4元/噸。預測碳價走勢到2030年達到93元/噸，2050年超過167元/噸。碳價反映了燃燒化石燃料的環(huán)境成本，是推動節(jié)能減排、應對氣候變化、實現可持續(xù)發(fā)展的重要手段。今年由于初次核定碳排放配額相對寬松，總體對煤電企業(yè)碳成本上升影響不大，但長期會隨著配額趨緊顯現出來，將會影響煤電企業(yè)的技改、投資決策及CCUS技術的研發(fā)、應用。
四、行業(yè)發(fā)展“綠色低碳成主旋律”
2020年風光電“搶裝潮”烽煙未消，“十四五”一開局，業(yè)內外眾多投資主體敏銳地捕捉到“雙碳”目標下，構建新型電力系統(tǒng)給新能源帶來的巨大機遇，紛紛搶灘新能源領域，又掀起新一輪資源“爭奪戰(zhàn)”，或派出精兵強將奔赴全國各地摸排資源、簽約布局，或調整規(guī)劃、加碼投資，或收購兼并、重組上市。根據“到2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上”的目標，北京國際風能大會發(fā)布《風能北京宣言》，提出“十四五”年均新增裝機5000萬千瓦以上;中國光伏行業(yè)協(xié)會年度大會也提出光伏年均新增裝機7000萬或9000萬千瓦。按風光電協(xié)會建議目標計算，則每年新增1.2-1.4億千瓦，“十四五”末風光電將達到11.3-12.3億千瓦。
實際落地時，新能源也面臨“白熱化”競爭態(tài)勢帶來的發(fā)展壓力和風險挑戰(zhàn)，如補貼退坡、競價交易、配套產業(yè)、組件上漲、用地限制、消納能力等。1-11月份，全國新增風電2470萬千瓦、太陽能發(fā)電3483萬千瓦，合計5953萬千瓦，占全國基建新增裝機12254萬千瓦的49%，同比多投產901萬千瓦;累計風電3.0億千瓦，同比增長29.0%;太陽能發(fā)電2.9億千瓦，同比增長24.1%。
中電聯預計，2021年全國新增裝機1.8億千瓦，其中非化石能源裝機1.4億千瓦，到年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，同比增長7.7%。其中，煤電裝機11.1億千瓦、水電3.9億千瓦、并網風電3.3億千瓦、并網太陽能發(fā)電3.1億千瓦、核電5441萬千瓦、生物質發(fā)電3600萬千瓦。非化石能源發(fā)電裝機達到11.2億千瓦，占總裝機容量比重上升至47.3%，比2020年提高2.5個百分點，非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模及比重將首次超過煤電。
回顧今年發(fā)電行業(yè)的發(fā)展歷程，電源綠色低碳特征更加明顯。新能源發(fā)展尤其海上風電、戶用光伏、整縣分布式光伏跑出了“加速度”，風光水火儲綜合一體化發(fā)展趨勢明顯。光伏不斷拓寬應用場景，創(chuàng)新商業(yè)模式，如光伏+儲能、光伏治沙、光伏制氫、光伏建筑一體化等。“三北”地區(qū)風電以規(guī)模化、基地式發(fā)展為主，中東部和南方地區(qū)主要發(fā)展分散式風電。生物質發(fā)電發(fā)展提速，水電、核電、氣電也實現了有序發(fā)展。圍繞新型電力系統(tǒng)建設，儲能(抽水蓄能、新型儲能)、氫能，以及減污降碳技術(CCUS)、綠色低碳技術，多能聯供技術、源網荷儲協(xié)同發(fā)展技術等引起業(yè)內高度重視，加大投入，紛紛取得技術突破和項目落地。煤電告別了傳統(tǒng)的規(guī)模擴張階段，與新能源快速發(fā)展形成很大反差，進入了“投資下降、精準布局、淘汰落后、重組整合、轉變定位”的減量發(fā)展階段。今年的巨虧勢必會減緩煤電明后年的投資，與各地出現限電后要求新上煤電形成沖突。
五、經營業(yè)績“百盈不抵一虧”
2021年，發(fā)電行業(yè)盡管迎來電力市場轉機、電力政策變暖、電源結構持續(xù)優(yōu)化、發(fā)電利用小時增加、單位平均電價微升、財務費用下降、清潔發(fā)電利潤增長等多重利好，但不抵燃料供應短缺，煤價、氣價暴漲，煤電巨虧、氣電減利一個因素，全行業(yè)整體財務狀況急劇惡化，預計全年難改煤電全面虧損、發(fā)電板塊“凈虧”格局。
進入9月，燃料市場供求形勢突變，煤炭、天然氣供應全線告急。本以高企的煤價暴漲，燃料成本急增，再加電熱價疏導不到位，煤電板塊9-10月虧損面接近100%。近期國家強力調控煤炭市場，供需改善、煤價回落、電價提升，煤電虧損面略有下降(11月80%以上)，但煤電比價關系仍然不合理，煤電企業(yè)虧損嚴重、負債率高企、現金流緊張，再現生存難、發(fā)展難。據統(tǒng)計，新五大集團1-11月平均到廠發(fā)電標煤單價高達1017元/噸 ，同比大漲59%，燃煤發(fā)電利潤由去年同期的盈利變?yōu)榫揞~虧損，預計全年虧損近千億元，相當于2008-2011四年煤電的累計虧損額。同樣，本已虧損的供熱板塊更是雪上加霜，大幅增虧超過10倍。由于天然氣價格上漲，氣電聯動不及時，燃機發(fā)電利潤也同比下滑超過21%。盡管風電、光電、核電、水電等清潔發(fā)電利潤同比增加24%，預計發(fā)電板塊全年盈虧互抵后仍然處于凈虧損狀態(tài)。希望國家根據今年煤電面臨的嚴峻形勢及新的戰(zhàn)略定位，落實今年出臺的各項煤電扶持政策，考核既重業(yè)績更重保供，并出臺煤電新政，體現煤電兜底保供、系統(tǒng)調節(jié)、應急備用等多維價值，讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進煤電“有回報”。
值得關注的一點是，煤價暴漲在歷史上發(fā)生了兩次，2008-2011年一次，2016.6-2021年一次，其中：2021年創(chuàng)歷史之最。前一次發(fā)生時，五大發(fā)電集團虧損“無一幸免”。而這一次發(fā)生時，由于產業(yè)結構、電源結構不同，出現了明顯的分化。以煤電為主(平均占比61%)的發(fā)電集團受到沖擊最為嚴重，1-11月利潤總額平均下降91%，個別集團甚至出現整體虧損。但處于清潔轉型領先地位的國家電投，清潔能源裝機占比突破60%，雖然實現利潤總額同比下降，但下降幅度只有21%。國家能源煤炭產能、煤炭產量均超5億噸，位居國內第一;發(fā)電裝機超過2.6億千瓦，其中：煤機占比達72%，居新五大集團之首。盡管電力利潤下降84%，但煤炭利潤大增69%，全集團利潤總額仍同比增長8.1%，充分體現了“煤電產業(yè)鏈、收益與風險對沖”的優(yōu)勢。五大之外的三峽集團一直聚焦清潔能源主業(yè)，清潔能源裝機占比約96%，幾乎不受煤價影響，公司業(yè)績優(yōu)良，股東回報穩(wěn)定，成“業(yè)內翹楚”。因此，以煤電為主的發(fā)電集團今后要加大清潔轉型力度，努力構建發(fā)配售或煤電一體產業(yè)鏈，實現多能聯供，開展綜合能源服務，建設世界一流清潔能源企業(yè)。(作者：中國能源研究會理事)
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