随着电力供应形势局部阶段性偏紧，煤电的价值正在被加快重新评估。
2022年12月15日，云南省发展改革委公布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，提出建立燃煤发电调节容量市场，鼓励风电和光伏发电企业自行向煤电企业购买系统调节服务。
近年来，由于电煤价格高涨，新能源装机增长迅速，云南省内煤电企业处境艰难。国家能源局云南监管办组织开展的2021年度电力行业经营情况分析显示，2021年云南火电行业同比减亏，但无煤炭资源优势的火电企业经营状况依然不佳。
为了缓解煤电企业经营压力，保障电力稳定供应，云南成为全国首个建设煤电调节容量市场的省份。
“双碳”目标下，能源绿色低碳转型的基调已经定下，要在保障能源安全稳定供应的前提下，实现新能源对传统能源的逐步替代。在能源转型过程中，叠加安全供应风险，重估煤电价值更加迫切。
煤电不堪重负
自2021年以来，受电煤价格上涨的影响，发电集团煤电板块出现大面积亏损。根据中电联测算，2021年，五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。2022年1—9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。
为保障能源电力供应，随后国家发展改革委对煤炭销售价格设定合理区间，同时对发电侧煤电交易价格按基准价从上浮10%、下降15%，扩大为上下浮动均不超过20%。煤电企业的电煤成本压力得以部分疏导，经营压力有所缓解。
2022年11月，多家发电上市公司公布三季度报告，其中部分火电企业实现盈利。国电电力、大唐发电的归母净利润分别达到50.15亿元、7.64亿元，两家上市公司均将盈利的重要原因归为结算电价上涨，缓解了燃料成本上涨的压力。
动力煤价格仍然居高不下，普遍高于煤电企业的承受能力。最新数据显示，2022年12月，环渤海动力煤价格指数仍处于734元/吨的高位。
中电联在报告《适应新型电力系统的电价机制研究》中指出，现行的煤电基准价于2019年确定，对应秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨。2022年以来，电煤价格持续在800元/吨以上。2022年1—9月，发电集团到厂电煤价格（折合5500大卡）约865元/吨，度电成本约0.48元/千瓦时，全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。
在自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院主办的“‘双碳’目标下电力低碳保供策略与政策研究系列研讨会”中，中国能源研究会理事、中国华电集团公司副总会计师陈宗法表示，由于国内煤价持续处于高位，再加上电价传导受限，煤电企业亏损严重，缺乏投融资功能，面临“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”。
电力市场也在改变煤电的盈利模式。随着电力市场化改革不断推进，全国多个省份已经启动电力现货市场建设，现货市场只考虑电力电量平衡，在单一的电能量市场中，煤电机组的收入只能覆盖变动成本，无法回收固定投资成本。
有研究显示，截至2020年7月，除蒙西外，其余7个现货试点地区的日前市场出清价格均低于燃煤机组上网电价，与边际机组的运行成本相当。
随着新能源装机规模增加，新能源参与市场后，由于其边际成本较低，将进一步压低市场价格，煤电机组面临更大的生存压力。
当前全国电力供应总体趋紧，煤电的兜底保障作用凸显。电规总院的电力平衡测算结果显示，“十四五”期间，全国电力供需形势总体趋紧，电力缺口逐年扩大，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方等部分地区。按照当前支撑电源建设进度，2023年，京津冀鲁、华东、华中、重庆和粤桂黔等地区电力缺口分别在1000万千瓦、400万千瓦、1000万千瓦、400万千瓦和200万千瓦以上，2025年进一步扩大到2500万千瓦、1700万千瓦、2500万千瓦、700万千瓦和1000万千瓦。
改变当前煤电亏损的境遇对于保障能源电力供应更加迫切。陈宗法表示，2035年以前，煤电稳则行业稳，能源保供无大碍，但亟须解决煤电企业严重亏损问题，否则会影响能源安全保供、煤电清洁低碳转型以及新能源的高比例消纳。
煤电价值几何
尽管不少煤电企业经营困难，但煤电机组的核准规模在2022年创下新高。根据北京大学能源研究院的统计，2022年新核准的煤电装机容量达到6500万千瓦，是2021年核准规模的3倍。
为了保障电力供应，地方政府纷纷加快核准煤电项目。据eo统计，截至2022年12月，江苏规划建设的煤电装机达到1000万千瓦，广东的煤电核准规模也达到1818万千瓦，山东计划到2025年建成投产1000万千瓦煤电机组。
由于煤电的高碳排放量，叠加连年亏损，发电集团并不看好煤电的发展前景，投资意愿也不强。有发电集团人士对eo表示，地方政府主要是从保障能源安全的角度新建煤电，企业本身动力并不足，很多核准的煤电是扩建项目，“政府推动去建二期，企业也不好拒绝”。
煤电仍是电力系统稳定运行的重要保障。有电力系统专家对eo表示，煤电不可能短时间全部退出市场，煤电仍将是重要的电源，但趋势是逐步退减。保留煤电主要是平衡电力电量和保障电力安全的需要。电力系统要确保一定比例的保障出力，通常把煤电、气电、核电、水电和储能计为保障电源。当保障出力大于一年中的最大负荷时，就认为可靠性是可以满足的。一方面，火电要为新能源让出电量；另一方面，火电还要在新能源出力不足时提供电力支撑，承担核心的平衡调节作用。
与此同时，常规煤电机组对系统惯量、频率、电压的支撑作用要比新能源机组强得多，因此还要承担保障系统安全的作用。我国煤电机组平均服役年限只有15年，都是非常“年轻”的机组，到2060年还有相当一部分机组能使用，一部分可能要改为调相机，另一部分可能要作为应急电源。
煤电行业普遍认为，煤电目前仍是我国电力系统的主力电源，并将保持一定规模的容量，随着新能源装机规模不断增长，煤电的调节和容量价值需要尽快被重新认识和评估。
陈宗法也在上述研讨会中表示，煤电的定位已经发生改变，但政策、市场机制是滞后的，煤电机组的利用小时数下降以后，电能量、备用容量和清洁低碳的价值怎样通过市场机制兑现，需要加快探索。
中电联在报告《适应新型电力系统的电价机制研究》中指出，为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
在电力供应趋紧的背景下，如何让煤电企业可持续稳定运营？建立容量补偿机制是其中一条重要的出路。早在2019年，国家发展改革委就在《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中提出，对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。随后，云南、广东、山东等11个省份在各自出台的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》中提出研究建立容量补偿机制。
云南之所以成为全国首个建立容量调节市场的省份，在于云南作为水电大省，其煤电机组长期作为季节性调峰电源，利用小时数持续下降，已经严重影响到煤电企业的生存。有云南煤电企业负责人对eo表示，“目前云南煤电企业仍处于苟延残喘、背负重任的状态”。
同时，云南正在大力发展铝材硅材产业，省内用电需求快速增长。云南正在加快电源建设，除了已经开工建设的480万千瓦的煤电装机，云南还计划在3年内新增5000万千瓦的新能源装机。除了新建电源，1500万千瓦的存量火电也是保障电力供应的关键，建立容量补偿机制有助于缓解煤电企业的经营压力。
云南省煤电利用小时数
根据《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，前期容量调节市场的购买方为未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），容量提供方为省内煤电企业。调节容量价格为220元/千瓦·年上下浮动，由买卖双方在上下浮动30%的区间内自主协商形成。
除了云南，山东从2020年开始对参与电力现货市场的煤电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时，容量补偿费用从用户侧收取。
有政策研究人士对eo表示，容量补偿机制带有计划色彩，其补偿标准不是由市场形成，现在的容量补偿机制更多的是从存量机组视角出发，主要是想解决存量机组的生存问题。存量机组进入市场以后，没有补偿机制就无法回收前期投资。同时他也表示，当一个市场中既有煤电，也有气电、可再生能源等多种电源时，需要进行差异化的补偿。
煤电清洁低碳利用
煤电是全国电力供应的主要电源。截至2022年11月，全国发电装机容量25.1亿千瓦，其中煤电11.2亿千瓦，占比达到44.6%，煤电发电量占全国总发电量的比重接近6成。
同时，煤电也是我国碳排放的主要来源之一，发电和供热行业的二氧化碳排放量占全国排放总量的比重超过40%。全国碳市场第一个履约周期结束后，煤电企业切身感受到碳减排的压力。在实现“双碳”目标的背景下，煤电需要兼顾保供和减排，而煤电的清洁低碳利用将是兑现其多维价值的重要基础。
在政策层面，国家发展改革委、国家能源局于2021年11月印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，明确“十四五”期间，节煤降耗改造规模不低于3.5亿千瓦，供热改造规模力争达到5000万千瓦，灵活性改造规模达到2亿千瓦。
节煤降耗改造的对象是供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组。供热改造是利用煤电机组替代采暖和工业供汽的小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造。灵活性改造主要是为了增加系统调节能力，促进清洁能源消纳。
尽管“三改联动”的改造目标已经明确，但国家层面尚未出台相应的激励政策，各地辅助服务市场建设进程不一，能否完成既定改造目标存在不确定性。
有从事煤电节能改造的人士对eo表示，煤电企业能够拿出多少钱进行灵活性改造，取决于能够在辅助服务市场得到多少收益。“煤电机组的改造，永远是通过经济杠杆来撬动”。
但煤电的定位已经发生转变，逐渐由基荷电源转变为支撑性和调节性电源。“十四五”电力发展规划也明确严控煤电项目，原则上不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源。
角色的转变也意味着煤电企业需要改变经营思路，煤电企业之间的差异并不只体现在技术水平上，而是要结合市场环境和自身条件，制定最适合的竞争策略。有业内人士认为，煤电利用小时上不去，发电量也随之下降，此前依靠电价支撑运营的模式无法维系，煤电企业需要在新的市场环境下找到生存路径。
有燃煤电厂负责人对eo表示，煤电的定位已经改变了，以后的主要作用是调峰、保供，这也意味着调峰能力越强的机组生存条件越好。虽然煤电提高调峰能力会降低发电效率，但不能简单地与煤电度电成本对比，而要与抽水蓄能、电化学储能去比调峰成本，整体来看，煤电依然具有竞争力。
但实际上，“三改联动”中煤电机组的灵活性改造和节煤降耗改造之间也存在互斥的情况。煤电在参与深度调峰时，煤耗会上升。有研究显示，超临界60万千瓦的空冷机组负荷由50%降至40%时，机组的发电标准煤耗由325.52克/千瓦时升高到328.77克/千瓦时，继续深度调峰至30%额定负荷时，发电标准煤耗升高到359.83克/千瓦时。
上述从事煤电节能改造的人士表示，煤电“三改联动”必须因地制宜，有的工业园区需要蒸汽，有些地区需要供热，煤电企业需要向综合能源服务商转变，只要能满足用户的能源需求，就可以提高机组的经济性。
供热改造是很多发电集团正在努力拓展的新方向。华能集团的供热面积相比2017年增加了3.6亿平方米，华电集团的供热面积也在2022年达到了7.8亿平方米。
此外，碳捕集封存与利用（Carbon Capture Utilization and Storage，CCUS）也是一项具有潜力的减排手段。根据生态环境部环境规划院发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）——中国CCUS路径研究》，从实现碳中和目标的减排需求来看，依照现在的技术发展预测，到2050年和2060年，需要通过CCUS技术实现的减排量分别为6亿—14亿吨和10亿—18亿吨。从我国源汇匹配的情况看，CCUS技术可提供的减排潜力，基本可以满足实现碳中和目标的需求（6亿—21亿吨二氧化碳）。
国内已经建成投运11个煤电CCUS示范项目，整体规模相对较小，碳捕集能力只有59.4万吨/年。上述报告指出，火电是我国CCUS示范的重点行业，预计到2025年，煤电CCUS的减排量将达到600万吨/年，2040年达到峰值，为2亿—5亿吨/年，随后保持不变。
2022年以来，煤电装机占比较高的发电集团开始加大CCUS投入力度。2022年10月，国家能源集团江苏泰州公司50万吨/年二氧化碳捕集示范项目进入主体施工环节。华能集团的150万吨级CCUS项目计划在2023年建成投运。
广东南方碳捕集利用与封存产业中心秘书长梁希对eo表示，长期来看，CCUS在煤电的清洁利用中能够发挥多大的作用，主要取决于“煤电+CCUS”与“新能源+储能”的度电成本之间的比较，如果煤炭价格下降，那么“煤电+CCUS”还是具有竞争力的。
现阶段，高成本和高能耗仍然是制约CCUS大规模应用的主要障碍。CCUS的成本主要包括投资成本和运行成本，目前CCUS的投资成本在100元/吨左右，由于捕集装置在运行过程中需要不断补充溶剂，因此CCUS项目的运行成本通常要比投资成本更高。根据上述报告，第一代碳捕集技术趋于成熟，到2025年，燃烧前、燃烧后、富氧燃烧三种技术的捕集成本分别为100—180元/吨、230—310元/吨、300—400元/吨。
国内已经建成的CCUS示范工程主要采用了燃烧后捕集的技术路线，即在燃烧排放的烟气中捕集二氧化碳，但相比水泥、钢铁等行业，煤电机组排放的烟气中二氧化碳浓度较低，二氧化碳体积分数为8%—15%，捕集难度更大，能耗也更高。梁希认为，如果在分离、吸附等环节上有技术突破，未来还是存在降本空间。
当二氧化碳捕集规模扩大以后，如何利用二氧化碳也面临很多挑战。梁希表示，目前二氧化碳主要应用于驱油、工业和食品方面，但规模相对有限。如果把二氧化碳加氢制甲醇，转化成本又太高，并且当二氧化碳应用于食品，二氧化碳还是会释放到空气中，这是否能算作碳减排也是问题。
此外，煤电机组加装CCUS以后，更适合在稳定工况下运行，但随着新能源占比逐步提升，煤电机组需要频繁参与深度调峰，这会影响二氧化碳的捕集效率。梁希认为，在现有技术条件下，加装CCUS肯定会影响煤电机组的灵活性，但考虑到未来形势，CCUS的设计也需要进行调整，这不是技术问题，而是经济性问题。
