经过2021年“缺电”危机，煤电在与可再生能源发电的博弈中不断扩大自身的防线。在“双碳”战略的实施中，“运动式”减碳、单边去煤减煤的行动也被叫停。
决策层从战略层面反复强调，实现碳达峰碳中和不可能毕其功于一役。需要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。
毋庸置疑，在清洁能源转型的进程中，煤炭、煤电的兜底保障和基础调节作用无可替代。煤炭、煤电的资产价值在安全降碳、能源保障中愈加重要，“双碳”战略的推进也赋予火电新的使命。
煤电为能源安全兜底
支撑新型电力系统建设
煤炭、煤电是经济社会发展的基础，电力供应和安全事关经济社会发展全局。在“双碳”大棋局下，能源转型、能源安全保供、能源价格稳定等错综交织。
2021年下半年以来，中央政治局会议、中央经济工作会议、碳达峰碳中和工作领导小组会议等多个高规格会议先后对“双碳”战略纠偏，强调煤炭、煤电的调峰和兜底保供作用。
2022年1月24日，中共中央政治局就努力实现“碳达峰碳中和”目标进行第三十六次集体学习，会议提出：(1)把握好降碳的节奏和力度，在降碳的同时确保能源安全、产业链供应链安全;(2)要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系;(3)要夯实国内能源生产基础，保障煤炭供应安全。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。
2022年3月2日，碳达峰碳中和工作领导小组全体会议召开。会议明确，推进煤炭有序替代转型，算清煤炭供需的“大账”，合理规划煤电建设规模和布局，推动煤炭清洁高效利用，发挥好煤炭在能源中的基础和兜底保障作用。
在2022年全国两会上，政府工作报告再次予以强调：“有序推进碳达峰碳中和工作。落实碳达峰行动方案。推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划,推进能源低碳转型。加强煤炭清洁高效利用，有序减量替代，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造。推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。”
在我国以煤为主的资源禀赋、以煤电为主的装机结构下，火电是能源安全保障的基础，尤其是在极端条件下煤电的兜底保障作用更为重要，更是保障新能源并网消纳的重要支撑，其仍是我国电力结构中的基础性。
这一判断在国家能源局的电力规划管理中亦得以明确。2022年全国“两会”期间，国家能源局在对政协委员提案答复中表示，国家能源局正多措并举加快推动煤电由电量主体电源向支撑性、调节性电源转型，原则上不再新建单纯以发电为目的的煤电项目。“在实现碳达峰、碳中和目标过程中，为满足经济社会发展以及新能源大规模高比例发展的调峰需求，在严控煤电项目前提下，仍需要发展一部分为服务风电、太阳能发电消纳的调峰机组和为电网安全保供的支撑性机组。”
这即意味着，在“双碳”战略的进程中，火电仍然是不可或缺的能源品种。新建煤电项目的属性围绕两个方向：(1)在电力负荷中心布局清洁高效火电机组，作为保障电力供应安全的支撑性电源;(2)在大型风光电基地建设，发挥“风光火储一体化”优势，建设促进新能源消纳的调节性电源。
煤电业绩触底
将走出经营低谷和困境
煤电企业的经营业绩主要取决于发电量、电价两个因素，利润水平与煤价负相关。在我国煤电企业的发电成本中，燃煤成本占比为60-70%，煤电企业的盈利能力在煤价的起伏中周期性波动。
从中长期的维度看，在煤炭价格机制不断完善、电力市场和电价改革深度推进的过程中，煤电企业经营业绩有望平稳。2022年内，伴随国内长协煤价、长协电价将陆续落地，尤其是煤电价格传导机制的建立，有望助力煤电企业走出盈利低谷，火电资产在资本市场的估值水平也将得到提高。
火电企业盈利模式
在煤、电价格联动机制的建设上，政策上的改良超过预期。2022年2月24日，国家发改委出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，防止煤炭价格大涨大跌，引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展。
《通知》明确了煤炭价格合理区间，秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格为每吨570-770元(含税)，价格中枢为670元/吨。这一价格与《征求意见稿》550-850元/吨价格区间相比，价格中枢下调30元/吨。同时，明确山西、陕西、内蒙三个重点产区煤炭出矿环节的价格区间。晋陕蒙三个省区煤炭产量和外调量在全国占比中均超过70%，稳住煤炭价格波动的源头，全国煤炭市场调控就可以事半功倍。
国家发改委价格司司长万劲松解释称：“政策的核心内容概括为五个方面：(1)煤炭价格由市场形成，(2)引导煤、电价格主要通过中长期交易形成，(3)价格合理区间是行业共识，(4)合理区间内煤、电价格可以充分传导，(5)超出价格合理区间将及时调控监管。”
对于煤炭企业而言，煤炭企业人士认为，明确的价格区间及调控监管措施可为煤炭行业锁定合理利润提供抓手，亦可为行业供给质量和效率的提升提供有效动能，进一步促进产业结构调整和布局优化;同时，稳定的煤炭价格可促进一系列长效机制的落实，为提升国家煤炭储备实力和应急能力提供保障。
面对煤电顶牛的历史问题，本次煤炭价格机制改革目的是通过建立市场机制，实现煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，从供需两端促进煤电上下游行业平稳健康运行。当煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。
万劲松介绍，“这次完善煤炭市场价格形成机制，与燃煤发电价格机制相衔接，实现了‘区间对区间’。我们这次明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导，燃煤发电企业可在基准价上下浮动不超过20%范围内及时合理传导燃料成本变化。”
从2022年年度电力交易结果来看，江苏、广东、陕西等省成交均价高于燃煤基准价。以江苏为例，2022年年度成交均价为466.69元/兆瓦时，较燃煤基准价上浮19%。
在煤电利用小时方面，在推动煤电向基础保障性电源、系统调节性电源转型的过程中，高效煤电机组仍具有基荷经济运行的条件。根据行业内初步判断，在2030年前，60万千瓦及以上的高效基荷机组年利用小时在5000h左右，火电能够走出系统性亏损。
在煤炭价格合理回归、叠加电价提高、发电利用小时数趋于稳定的预期下，煤电企业的盈利也有望回归。中信证券研究认为，按照300克/千瓦时的煤耗水平、长协煤价格770元/吨测算，煤电企业含折旧的全生产成本为0.38元/千瓦时，销售电价上浮20%，煤电企业度电净利润约为0.01元。
