在促进煤电有序发展系列政策措施推动之下，近年来煤电扩张冲动得到有效遏制，燃煤电厂也在通过超低排放改造等举措实现减污降碳。不过，受低利用小时数、高煤价、低电价等因素影响，整个煤电行业近些年普遍亏损。业内认为，电力行业碳达峰，关键看煤电，而“十四五”时期煤电如何谋划绿色低碳转型，又成为关键中的关键。

　　煤电扩张冲动“刹住车”

　　按照2020年6月国家发展改革委等六部委的要求，至2020年底全国煤电装机规模需控制在11亿千瓦以内。来自中国电力企业联合会的数据显示，全国煤电装机总量在2020年底达10.8亿千瓦，如期完成前述约束性目标。

　　这表明，在“十三五”时期出台的促进煤电有序发展系列政策措施之下，2014年以来的煤电扩张冲动得到有效遏制。

　　据部分受访的业内人士介绍，当时火电项目的审批权与环评审批权相继下放至省一级，煤炭价格也处于较低水平，地方政府和企业对上马煤电项目热情高涨，投资热度迅速上升，市场在短时间内走向饱和，产能过剩的潜在风险逐步显现。

　　2016年，国家发展改革委、国家能源局接连下发三份重要调控文件，对煤电项目规划建设情况开展专项监管，提出要“取消一批、缓核一批、缓建一批”。这也为我国稳步改善能源结构、推动绿色低碳转型打下坚实基础。

　　据中电联统计，“十三五”期间我国煤电装机年均增速为3.7%，占发电总装机容量的比重从2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%。这是我国多年来煤电装机占比首次低于50%，对于一个“富煤、贫油、少气”的国家来说，要实现这一成果并不容易。

　　同时，淘汰关停落后煤电机组、燃煤电厂超低排放改造等工作有序开展，也助推了“减污降碳”。

　　国务院新闻办公室去年12月发布的《新时代的中国能源发展》白皮书披露，截至2019年底，经过改造后实现超低排放煤电机组达8.9亿千瓦，占当年煤电总装机的86%，建成世界最大的清洁煤电供应体系;超过7.5亿千瓦煤电机组实施节能改造，供电煤耗率逐年降低，发电效率、污染物排放控制达到世界先进水平。

　　今年全国两会上，碳达峰、碳中和成为热点，不少代表委员都围绕能源转型提出建议。对此，国家能源局主要负责人表示，将制定更积极的新能源发展目标，锚定2030年非化石能源消费比重25%和风电光伏装机12亿千瓦以上的目标，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

　　《经济参考报》记者在部分省份走访了解到，各地“十四五”期间对煤电项目的安排更趋理性。例如，安徽省强调“因地制宜、合理有序发展”，除继续推进阜阳华润、淮南潘集、大唐滁州等“十三五”核准在建项目、落实国家新批复的2023年270万千瓦煤电项目外，主要着眼于“十四五”中后期供需形势，有序发展一定规模的煤电项目。

　　四川省除已经在建的天明电厂2×100万千瓦燃煤机组外，“十三五”开始未再规划新增煤电装机，“十四五”后仍无新增计划。为应对新增用电需求，除了水电和新能源，四川还考虑新建一定容量的天然气发电机组。

　　煤价电价“两头挤压”

　　近年来，我国电力供给总体宽松，并且新能源装机快速增长。在清洁能源优先调度的安排下，煤电设备平均利用小时数不断降低。据中电联统计，2020年全国煤电机组的设备平均利用小时数仅4340小时，与2019年同期相比减少了89小时。

　　在此背景下，煤电企业的盈利空间还受到高煤价、低电价的“两头挤压”，行业出现大面积亏损，转型发展、高质量发展艰难。

　　记者走访部分煤电企业发现，2016年煤炭去产能开展以来，电煤供应从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张，带动煤价上涨，令煤电企业承受很大压力。

　　此前，中电联的一份报告显示，2017年电煤价格绝大多数时间处于“红色区间”运行，全行业电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。

　　国家电投集团下属的西南地区某电厂负责人告诉记者，电厂有2/3的煤需要外调，最远的要从山西、陕西运来，到厂价格不算运费就已经达到每大卡12.8分，比本地煤8分至9分的价格高出约50%，但本地煤产能又因多方面原因无法完全释放，只能干着急。

　　另一方面，新一轮电改释放红利，市场化交易电量扩大，电力用户得到了实惠，但对于煤电企业来说，更多的感受是上网电价不断降低、盈利空间被压缩。甚至有企业认为，这一轮电改初期由于市场机制不完善，地方政府干预较多，形成了发电企业单边降电价的局面。

　　记者从国投集团所属国投电力控股股份有限公司获得的一份资料显示，其控股的、分布在多地的5家火电企业电价降幅逐年增大，现已达5.15分/千瓦时，2020年累计市场化让利达15.52亿元。