绞车----新形势下煤电迎来建设新周期

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   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，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。

　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。

　　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》，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。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年发改委、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%。