2025年煤電精選報告報告

  中國報告大廳網訊，煤電運行成本不斷上漲，2022年煤電企業現狀普遍困難。當下，煤電市場供需平衡狀況加大難度，為了保障能源安全，「十四五」期間煤電發展要堅持嚴控增量、優化存量，適度安排煤電新增規模，同時要增加煤電為新能源提供輔助服務的收益，來緩解目前煤電的壓力。

  煤電政策進一步提升標準

  國家能源局綜合司、國家發展改革委辦公廳、國家市場監督管理總局辦公廳日前印發《關於進一步提升煤電能效和靈活性標準的通知》(以下簡稱《通知》)。《通知》提出，組織制修訂發布一批考核約束性標準、組織制修訂發布一批關鍵配套標準、持續推動其他配套標準制修訂，以標準支撐和規範煤電機組清潔高效靈活性水平提升。

  《通知》要求，重點修訂新建機組的設計供電煤耗門檻要求、對應的負荷率基準，以及現役機組的運行供電煤耗要求、對應的修正方式等。有關標準制修訂工作原則上在2023年底前完成。《通知》還提出，依託「三改聯動」(煤電節能降碳改造、供熱改造和靈活性改造)組織開展先進適用標準試點示範，將採用「揭榜掛帥」等方式，擇優遴選並嚴格控制示範項目數量，並於項目投運1年後組織驗收。符合條件的示範項目可享受相關支持政策。

  中國電力企業聯合會提供的數據顯示，截至2021年底，全國達到超低排放限值的煤電機組約10.3億千瓦，約占全國煤電總裝機容量的93%。

  煤電企業遭遇至暗時刻

  受燃煤採購成本上漲影響，煤電企業在2021年遭遇至暗時刻，業績隨之「變臉」。2021年，華能國際、大唐發電、華電國際、中國電力歸屬於上市公司股東淨利潤分別為-102.64億元、-92.64億元、-49.65億元、 -5.16億元，分別同比減少324.85%、404.71%、211.8%、130.2%。而根據國電電力預虧公告，國電電力預計2021年實現歸屬於上市公司股東的淨利潤虧損16億~23億元，同比減少137.88%~154.45%。

  在燃料成本上漲的情況下，一些煤電企業的毛利率已降至負值。例如，2021年，華能國際電力及熱力板塊的營業成本上升45.96%，毛利率為-2.79%。華電國際電力板塊的營業成本上升49.79%，毛利率為-5.76%。

  2019-2024年中國煤電行業專項調研及投資前景調查研究分析報告指出，2021年，因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤採購成本額外增加6000億元左右。自去年8月以來，大型發電集團煤電板塊整體虧損，8~11月，部分集團的煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。2021年的電煤價格水平仍顯著高於煤電企業的承受能力。

  進入2021年四季度，國家相關主管部門多措並舉，出台保供穩價措施。2021年10月，國家發改委發布新政，全面放開燃煤發電上網電價，燃煤發電市場交易電價上下浮動範圍原則上不超過20%，高耗能企業不限。2022年2月，國家發改委進一步完善煤炭市場價格形成機制，明確秦皇島港5500千卡下水煤中長期交易價格每噸570～770元(含稅)，對煤價理性回歸起到積極的促進作用。隨後，國家發改委還下發了做好2022年煤炭中長期合同監管工作的文件，對進一步簽實煤炭中長期合同、加強合同履約監管作出部署安排。

  此外，加強煤電市場的增產保供工作也在穩步推進。4月18日，國家能源局近幾個月已批覆山西、陝西、寧夏等地多個煤礦項目，優質煤炭產能正依法合規加快釋放。近期，全國煤炭產量保持高位水平，自2月中下旬以來，日產量在1200萬噸以上，同比增長超過10%。

  國外煤電市場價格普遍大幅上漲，2022年煤電能源市場供應平穩有序。隨著政策端和基本面共同發力，煤電價格逐漸回歸合理區間。前段時間，煤炭每噸價格已經降低了數百元，對於煤電企業而言，經營狀況正逐漸轉好。當前煤電市場價仍處於1000元/噸以上，如果全部採用市場煤，煤電企業肯定虧損。目前，煤電企業的煤源主要還是來自長協煤，長協煤處於570~770元/噸的價格區間，對於煤電企業來說，仍有利潤空間。

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  中國報告大廳網訊，政策保障煤電行業平穩健康發展，2022年市場防備解決煤電產能過剩風險。當下，煤電推動構建新型電力系統，促進新能源占比逐漸提高。未來應著力解決煤電為保障電力安全提供兜底功能的經濟性問題，確保煤電公正轉型。以下對2022年煤電產業布局分析。

  一季度，國內進口煤炭5181萬噸，同比下降24.2%。2019-2024年中國煤電行業專項調研及投資前景調查研究分析報告指出，國家煤炭增產保供政策措施效果明顯，一季度全國原煤產量10.8億噸，同比增長10.3%。2022年以來電煤價格總體呈持續上漲態勢，導致一季度全國煤電企業電煤採購成本同比額外增加1300億元左右。

  煤電是我國的主力電源，長期以來對支撐電力安全可靠供應做出了巨大貢獻。我國的資源稟賦條件決定了煤炭在能源和電力結構中的重要地位在相當長時期內不會改變，但煤炭消費減量化應成為我國中長期能源發展中的重要趨勢。同時，我國煤電產能擴張與利用水平偏低長期並存，防範化解煤電產能過剩風險成為深化供給側結構性改革的重要著力點。現從區域布局和電源結構來分析2022年煤電產業布局。

  從區域布局來看，華東地區與華北地區是中長期煤電減量化潛力最大的區域，2050年裝機容量相對於當前水平都將下降1億千瓦左右。東北地區、華中地區、西南地區、南方地區煤電減量化潛力適中。西北地區煤電達峰時間最晚，將持續增長至2035年前後，達到近3.5億千瓦，2050年裝機規模仍高於當前水平。我國仍需在西北資源富集區建設一批技術先進的煤電機組。

  從在電源結構中的份額來看，未來我國煤電裝機容量占比呈持續下降趨勢，2050年全國煤電裝機占比下降至15%左右。除西南地區電源結構特殊外，其餘地區煤電裝機普遍下降至當地電源結構的約10%-20%區間。基於生產模擬結果來看，煤電將長期在我國電力系統中發揮關鍵作用，在電力平衡和系統調峰中占據重要位置，我國未來始終需要保持一定規模的煤電機組參與電力系統調度運行。

  當下為了助力煤電優化，2022年煤電市場實現全國範圍內煤電資源優化配置。隨著我國碳達峰、碳中和目標的提出，電力系統清潔低碳轉型的步伐將進一步加快，煤電裝機占比和發電量占比將不斷降低，靈活調節能力和清潔高效水平要繼續提升。

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  雙碳政策下節能環保是重中之重，從目前的的政策來看，十三五明確規定淘汰的機組容量目標是煤電落後產能的最大推動力。2008年煤電行業發展以來，一直處於全行業虧損的情況，去年的虧損更是達到了一個最新高度，有人認為新能源的擠壓和電力行業產能過剩導致煤電行業長期虧損。下面跟隨筆者來看一下煤電行業市場現狀以及煤電行業虧損原因。

  煤電行業市場現狀

  目前30萬級及以下機組容量占比約20%，煤電機組近1.5億千瓦，由於部分機組目前尚承擔民生供熱責任，且機組替代的周期約需1-2年，因此預計此部分機組淘汰大機率會採取循序漸進的方式，但也不排除國家採取與目前煤炭、鋼鐵、水泥等行業強度相當的政策和措施的可能性。

  就目前的政策看，《電力發展「十三五」規劃》中提出，「十三五」期間將繼續淘汰火電落後產能2000萬千瓦，其中2016年淘汰目標為491.8萬千瓦，2017年淘汰400萬千瓦以上，2018-2020年均淘汰容量將超過400萬千瓦。除政策明確規定淘汰的機組容量目標外，能效與環保也有可能成為「硬約束」，成為煤電落後產能淘汰的最大推動力。

  目前，「去產能」已初見成效，2017年煤電淨增裝機容量4000萬千瓦左右，較2016年減少1700萬千瓦，新增裝機占比顯著回落，利用小時同比降幅收窄;煤電投資同比下降4.7%。雖然行業新增裝機量較少，但是行業本身總的裝機量一直處於上升的勢頭，截止2017年年底，煤電行業的總裝機量達到9.9億千瓦。

  煤電行業為什麼虧損

  煤電博弈之下，今年前三季度，煤炭和煤電企業的境遇可謂「冰火兩重天」。一邊是煤炭企業數錢數到手抽筋，一邊是煤電企業賠錢賠個底掉。由於煤電是我國電力安全的壓艙石，為了保障國計民生和經濟發展，在煤炭價格這些年一路飆升之際，煤電企業即便是虧錢也得滿負荷運行。長期下來一些煤電企業早已資不抵債，依靠集團擔保、委貸維持生存，發電集團的資產負債率長期高位運行，旗下電廠有的甚至被關停、破產。

  關於煤電行業長期虧損的原因，有人指出是電力行業產能過剩，新能源擠壓生存空間造成的，其實真正的原因還在於煤炭的市場化、期貨化。我國電力過剩是相對的，工業生產領域拉閘限電基本上是常態，人均用電水平與西方已開發國家差距依然很大，在供電側我們對電的需求空間依然很大。以風電和光伏為代表的新能源發電裝機規模增速雖然很大，但是其發電占比並不高，對煤電的衝擊微乎其微，不存在擠壓煤電的可能。