对于近两年普遍亏损严重的燃煤电企业来说，今年的局面可谓“光明明媚”，重磅改革下的稳定收益模式，实质保障了煤电作为被称作“压舱石”多年的“压舱石”的地位。
根据国家能源局11月发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），自2024年1月1日起实施燃煤电容量电价机制。 这意味着，目前煤电单一电价机制将正式调整为“两段制”。
一般而言，在此前对燃煤发电实行单一电价机制下，燃煤发电机组只能发电盈利。 近年来，煤电利用小时数持续下降，煤炭成本的成倍增长使得煤电企业几乎完全依靠“业绩”生存。 但《通知》提高了不同产能煤电机组固定投资成本对应的“底薪”，使煤电企业收入结构更加稳定多样。
煤电行业人士感受到的“温暖”，也引发了关于中国是否会再次掀起煤电投资热潮的讨论。 国际能源环境保护组织（International Energy and Environmental Protection Organization）一位区域负责人告诉第一财经，搁浅资产的高风险一直是悬在煤电投资者头上的“达摩克利斯之剑”，而煤电机制改革后，企业收入持续稳定**，或将提振我国本已高涨的煤电投资热情，对“煤电阶段”进程产生负面影响。
对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向第一财经强调，燃煤电容量价格的设定，经过全面合理的计算，只能起到“保本”的作用，不能起到超额收益的作用。 从不同的角度来看，各方对煤电发展的态度各不相同。 **而央企负有保障电力供应的责任，因此在新型可再生能源无法满足电力增长的逻辑下，扩大煤电是客观需求。 民营企业更注重投资回报，而煤电并不是一个高质量的投资标的。
我国现有的煤电建设和相应的投资回报机制，是在电力短缺和新建煤电之间做出选择，而不是在新建可再生能源和新建煤电之间做出选择。 毕竟，可再生能源的份额仍然太小，面临着稳定性的考验。 林伯强说。
煤电审批将再度提速。
去年因“巨额亏损”频频上榜的煤电市场，在今年年底几乎被各大研报形容性地“恢复”了。 现实情况是，无论从规模还是收入上看，如今的煤电都已经走过了那个寒冬。
国际环保机构绿色和平发布的《2024年上半年中国电力行业低碳转型进展分析》显示，2024年上半年，全国共核批煤电装机容量5040万千瓦，达到2024年核准装机容量的55%56%，远超2024年获批总数。
事实上，在2024年下半年，全国部分地区限电后，燃煤发电的审批和建设开始明显提速。 据上述统计，2024年，我国新增核准煤电项目82个，核准装机容量9071个60,000千瓦，几乎是2024年批准总量的五倍。 考虑到燃煤电的建设周期为两到三年，从2024年起，我国新建成的火电厂增速明显增加。
数据证实了这一点。 国家能源局发布的《2024年1-10月全国电力行业统计一览表》显示，2024年1-10月新增发电设备装机容量为火电4372万千瓦，较去年同期增加1638万千瓦。
国内能源行业人士普遍认为，煤电扩张的背后是社会用电增长的客观需求。 今年前三季度，全国可再生能源发电量达到207万亿千瓦时，约占总发电量的313%。其中，风电、光伏发电发电量为107万亿千瓦时。 “假设社会用电量每年增长5%，那么即使风电和光伏保持20%的年高增长率，乘以15%的低占比基数，也不足以支撑全社会用电量的增长，剩下的缺口只能靠煤电来填补。 林伯强说。
中国能源研究会能源与环境委员会秘书长王伟全告诉第一财经，国内新建煤电装置有的是为了满足新的电力缺口，有的是为了替代已经陆续淘汰的老旧燃煤机组，有的是为了满足新能源基地的灵活需求。 “目前，我国各地区之间的电网相对独立，在全国范围内难以联动和调度电力资源，因此很多地区选择就地新建火电厂，以便为当地新能源提供配套的稳压电源。 ”
需要注意的是，煤电目前正由基荷电向调峰电转变。 这意味着，煤电装机容量的增长不能等同于煤电在社会总用电量中所占的比重。 可以证实的数据是，国内燃煤机组整体利用小时数正在逐步下降，未来还会更低。 王伟权说。
让电力公司稳定生存。
对于燃煤发电企业来说，过去影响业绩的三个主要因素是工时、煤价和电价。 利用小时数减少，煤炭价格上涨，电价上涨带来的收益不足以弥补前两者的损失。 于是，2024年和2024年，A股上市公司的煤电业务陷入大规模亏损下滑。 直到多家上市公司发布的2024年财报，才披露出“扭亏为盈”的好转迹象。
根据今年第三季度财报，以华能国际、国电电力、大唐发电、浙能电力等为代表的煤电龙头企业实现营业收入和净利润同比增长。 火电概念股“黑马”华能国际，前三季度营收1913亿元，同比增长4%;归母净利润126亿元，同比增长419%，去年同期净亏损3942亿元，扭亏为盈。 在A股上市公司净利润榜中排名第29位，比去年同期增加4735家。
其“复苏”的原因，根据公开财报和业内人士观点，主要是由于煤炭下降导致发电成本低，全社会用电量增长刺激消费需求，以及国家加强煤电保供稳价政策。
一位煤炭行业资深分析师告诉第一财经，在国家政策调控下，动力煤长期协议相对稳定，煤炭长期合同签订率提高，是导致燃煤煤稳步下滑的关键因素。 同时，今年煤炭需求释放未达预期，导致煤炭从年初的1070元吨下降到12月的950元左右。
另一方面，新的利好因素已经在酝酿中。 上述《通知》明确煤电电价“市场化形成”，容量电价水平按照一定比例的煤电机组固定成本确定，并根据煤电改造进度等实际情况逐步调整。
具体而言，用于计算容量电价的燃煤发电机组固定成本，以每年每千瓦330元的国家统一标准为准2024年 2024年，大部分地方固定成本通过容量电价占比在30%左右，部分煤电功能转换较快的地方将适当提高从2024年起，固定成本占容量电价**的比例将提高到不低于50%。
全球第三大评级机构惠誉评级（Fitch Ratings）在一份研究报告中表示，中国最近的新规定对燃煤发电公司产生了积极的信用影响，这将有助于提高其现金流的可见性。 惠誉预计，在2024年之前的过渡期内，容量电价将占燃煤发电商利润总额的15%至30%，当容量电价固定成本率**达到100%时，将达到50%以上，显著提高燃煤发电商的盈利稳定性。
寻求更平衡的能源战略。
如果从全球的角度来看，近两年中国市场煤电行业的巨大变化并不少见。 无论是煤电规模的扩大，还是“两段制”电价的推广，都有可循的痕迹。
2024年世界经济论坛的能源转型指数显示，在短短十多年的时间里，对多种形式的可再生能源的投资已经超过了对化石燃料的投资。 然而，今年煤电行业的关停是八年来最慢的。 可再生能源的发展伴随着煤电项目的回归，这在许多国家正在发生。
我们确实看到全球的政策制定者权衡不同的优先事项，包括能源转型、经济复苏、地缘政治冲突等，这可能会导致一些矛盾。 但这也表明，各国现在比以往任何时候都更需要进一步加快能源转型，以平衡和满足对公平、可持续和安全能源系统的需求。 这不是一件容易的事——我们需要确保我们目前的决策对现在和未来都是正确的。 世界经济论坛能源与材料中心产业生态转型部负责人宋哲瑞在接受第一财经采访时表示。
在电力市场成熟的国家，“两段制”电价是一种“常规操作”，即容量电价主要是单位的固定成本，电价主要是可变成本。 有业内人士认为，与此形成鲜明对比的是，原来国内电价法要求企业仅通过发电量增加来收回成本，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑和调节价值，不利于新能源发展下煤电角色定位的转变。 在这个维度上，是时候改革煤电机制了。
但与此同时，另一个不容忽视的声音是，煤电容量电价给企业送来了一粒“安心丸”，有业内人士担心，该政策将为煤电提供更好的增长条件，可能会挤出可再生能源的生存空间，这也是长期未出台容量电价改革的重要原因。
上述国际能源行业认为，在大部分地区“常年用电充沛，短期缺电”的电力供需状况下，当出现电力缺口时，并不意味着必须新建动力机组来满足。 在保证电力安全的前提下，可采用电力资源充足性技术经济对比的方法，优化电力结构，在规划层面设计削峰资源保障体系，以更经济的方式满足相同的电力服务，从而最大限度地减少整个规划的社会总投资，避免整体效率进一步下降。电力系统。
在热烈讨论下，煤电机制改革的“靴子”落地。 如何寻求更加平衡高效的能源发展战略，仍将是业界不断思考的话题。