2021年是“十四五”開局之年。宏觀經濟、政策導向、市場環境等因素出現了什么變化?發電行業的發展呈現什么新特點?經營業績又出現了怎樣的走勢?回眸2021年，發電行業真可謂“東邊日出西邊雨”，一邊是“雙碳”目標下大力發展新能源，積極構建新型電力系統，并深化電力市場化改革，健全多層次統一電力市場體系;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，為經濟發展和社會穩定發揮了“頂梁柱”作用。

　　一、復雜環境導致“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個省份相繼發布有序用電或限電通知，引發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鏈的體制機制作出系統性改革，并對煤炭去產能、取消煤電聯動、工商業電價“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。

　　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，不僅推出了清潔轉型的中長期發展目標，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：發展預警、下調電價、補貼退坡、平價上網;一般工商業電價連降三年，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、實現“雙碳”目標成了行業發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電基準價執行，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，不得將配套產業作為項目開發門檻。當然，“平價元年”的開啟以及“白熱化”競爭態勢也給風光電發展形成一定的沖擊。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，推進儲能快速發展將發揮重要作用。三是鼓勵儲能多元發展。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，最大亮點是國家發改委迅速出臺了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍(均不超20%)，高耗能企業、電力現貨市場交易電價不受此限;推動工商業用戶全部進入市場，取消工商業目錄電價。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，發電側綜合電價水平開始止跌企穩，新電改6年來首次出現微幅回升。

　　三、市場環境“煤超瘋”“電緊張”“碳啟動”

　　1、煤炭市場。煤炭供需狀況、煤價漲落，直接影響煤電企業的盈虧;“煤電超60%”的電量結構，仍左右著發電行業整體的盈利水平。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、環保的嚴格監管、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定500-570元/噸的綠色區間，導致煤電板塊業績不同于整個發電行業的“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2557元新高。中電聯統計，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，造成越發越虧、發電意愿下降、限電現象蔓延。關鍵時刻，國家及時采取了一系列保供穩價舉措，能源央企擔當作為，使煤炭市場在11、12月回落企穩，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。全國規模以上電廠發電量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家發電企業下達碳排放配額。7月16日，全球最大的碳市場在上海環交所正式啟動，采取協議轉讓(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，參與交易發電企業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境成本，是推動節能減排、應對氣候變化、實現可持續發展的重要手段。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，將會影響煤電企業的技改、投資決策及CCUS技術的研發、應用。

　　四、行業發展“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”，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;中國光伏行業協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”競爭態勢帶來的發展壓力和風險挑戰，如補貼退坡、競價交易、配套產業、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、并網太陽能發電3.1億千瓦、核電5441萬千瓦、生物質發電3600萬千瓦。非化石能源發電裝機達到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，非化石能源發電裝機規模及比重將首次超過煤電。

　　回顧今年發電行業的發展歷程，電源綠色低碳特征更加明顯。新能源發展尤其海上風電、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展趨勢明顯。光伏不斷拓寬應用場景，創新商業模式，如光伏+儲能、光伏治沙、光伏制氫、光伏建筑一體化等。“三北”地區風電以規模化、基地式發展為主，中東部和南方地區主要發展分散式風電。生物質發電發展提速，水電、核電、氣電也實現了有序發展。圍繞新型電力系統建設，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、源網荷儲協同發展技術等引起業內高度重視，加大投入，紛紛取得技術突破和項目落地。煤電告別了傳統的規模擴張階段，與新能源快速發展形成很大反差，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、經營業績“百盈不抵一虧”

　　2021年，發電行業盡管迎來電力市場轉機、電力政策變暖、電源結構持續優化、發電利用小時增加、單位平均電價微升、財務費用下降、清潔發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，全行業整體財務狀況急劇惡化，預計全年難改煤電全面虧損、發電板塊“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，煤電企業虧損嚴重、負債率高企、現金流緊張，再現生存難、發展難。據統計，新五大集團1-11月平均到廠發電標煤單價高達1017元/噸 ，同比大漲59%，燃煤發電利潤由去年同期的盈利變為巨額虧損，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、水電等清潔發電利潤同比增加24%，預計發電板塊全年盈虧互抵后仍然處于凈虧損狀態。希望國家根據今年煤電面臨的嚴峻形勢及新的戰略定位，落實今年出臺的各項煤電扶持政策，考核既重業績更重保供，并出臺煤電新政，體現煤電兜底保供、系統調節、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生了兩次，2008-2011年一次，2016.6-2021年一次，其中：2021年創歷史之最。前一次發生時，五大發電集團虧損“無一幸免”。而這一次發生時，由于產業結構、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“煤電產業鏈、收益與風險對沖”的優勢。五大之外的三峽集團一直聚焦清潔能源主業，清潔能源裝機占比約96%，幾乎不受煤價影響，公司業績優良，股東回報穩定，成“業內翹楚”。因此，以煤電為主的發電集團今后要加大清潔轉型力度，努力構建發配售或煤電一體產業鏈，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。(作者：中國能源研究會理事)