煤電長期愿景“不被看好”已成電力業內外人士的共識。“十四五”煤電的經營環境較之“十三五”，其政策導向轉向硬約束，市場環境復雜多變，經營業績不確定性增加，其未來生存時間、發展空間被加速縮短、擠壓，系統性風險明顯增加；同時，煤電未來時空預期變得清晰、明確，煤電新定位及政策配套也值得期待。

“雙碳”目標的國際承諾已成為我國能源發展的硬約束，并在接下來將著力“構建以新能源為主體的新型電力系統”。2020年，習近平總書記在第75屆聯大提出“雙碳”目標，不久又在氣候雄心峰會上確立了2030年清潔轉型的具體目標。今年3月，全國兩會繼中央經濟工作會后，再次強調要“制定2030年前碳排放達峰行動方案，推動煤炭清潔高效利用”。在中央財經委員會第九次會議上，習近平總書記首次提出要“構建以新能源為主體的新型電力系統”。同時，聯合國秘書長古特雷斯呼吁各國取消所有計劃中的煤炭項目，認為逐步在電力行業中淘汰煤炭是實現溫控1.5攝氏度的最重要的一步。可見，踐行綠色發展，擁抱低碳革命成了時代潮流。作為碳排放、煤電第一大國的中國，其低碳轉型將成為世界關注的焦點；在能源電力領域中，首當其沖的是傳統煤電的生存發展時空受到嚴峻挑戰。

“十四五”是落實“雙碳”目標分階段任務、路徑的關鍵時期。近期，十九屆五中全會、中央經濟工作會、中央財經委第九次會、全國能源工作會、全國兩會等一系列會議對此進行了部署，國家發改委、生態環境部等部門的相關政策“紛至沓來”。根據中電聯預測，2025年我國電力碳排放達峰。照此類推，2025年煤電達峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和時將全部退出。因此，“十四五”或許是煤電最后的一個發展期，其合理生存期已不到40年。

碳排放配額約束、成本增加，將是煤電“十四五”時期面臨的新挑戰。2021年，我國碳市場從試點到正式啟動，生態環境部首選電力行業，向2225家發電企業下達碳排放配額。碳價反映了燃燒化石燃料的環境成本，是推動節能減排、應對氣候變化的重要手段。從歐洲碳市場發展經驗看，市場建立初期，碳排放配額分配較為寬松，但隨著市場逐步成熟，配額分配趨緊，留出缺口，以倒逼企業實現減排。在平衡條件下，超超臨界、超臨界機組將獲得配額盈余，臨界、高壓、流化床機組將產生配額短缺。相應地，煤電企業必然要增加運營成本（碳成本、技術成本、管理成本）。隨著有償分配比例逐步提高，碳價逐年上升，履約成本將持續上升。因此，在作出電源投資、煤電改造、選擇發電方式決策時，企業應更多地關注碳排放成本、現行碳價及未來走勢。

清潔替代加速，給煤電帶來的挑戰猛增。近年來，在一系列政策保障下，新能源迅速發展、技術進步加快，風光發電成長性、經濟性、競爭力顯著增強，可以與煤電同臺競爭、實現平價上網，“十四五”新能源將發展更快、競爭更激烈、裝機和發電占比更高。而且，光伏被稱為“電力之王”，“一毛錢一度電”已不是空中樓閣；風電已呈規模化發展、基地化建設，陸上與海上開發并舉；儲能被認為是未來能源革命的“剛需”；氫能被稱為“21世紀終極能源”，電力清潔替代勢不可擋。我國“西電東送”“跨區消納清潔電量”的力度增加，東部沿海煤機利用小時承壓。能源清潔轉型將從“增量綠色發展”逐步向“存量減煤減碳與增量綠色發展并舉”轉變，“高效化、清潔化與減量化”將是煤電的戰略方向。在“十三五”期間，我國非化石能源裝機9.8億千瓦、年均增長13.1%，占總裝機容量44.8%，較2015年提高9.8個百分點；煤電裝機容量10.8億千瓦，年均增速3.7%，占總裝機的比重從2015年的59.0%降至2020年的49.1%，首次降至50%以下。因此，煤電逐年被清潔能源“稀釋、擠壓、替代”，其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢在“十四五”期間將更加明顯。

煤電率先告別含金量高的“計劃電量”，開啟“全電量競價時代”。2019年國家發改委發文明確，以市場化交易形成上網電價的燃煤發電量，繼續執行現行市場規則；具備市場交易條件的，上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，2020年“暫不上浮”；煤電價格聯動機制不再執行。這就意味著煤電將第一個告別“計劃電量、政府定價”模式，實現近年來由“雙軌運行——縮減計劃電量、擴大市場電量”到“全電量市場競價”的根本性轉變，并且這一轉變將貫徹整個“十四五”，預計市場交易價格仍會整體低于“基準價”。今年兩會政府工作報告提出“允許所有制造業企業參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價”進一步印證了這一判斷。

煤電將面臨煤炭市場、電力市場、輔助服務市場、資本市場、碳市場的交織影響，形勢復雜多變。其中對業績影響最大的是兩個市場：一是煤炭市場。今年初，受經濟復蘇、極端天氣、新能源出力不足等因素影響，湖南、江西等地出現電力時段性限供，也出現了煤價的新一輪上漲。隨著清潔轉型與節能減排的加速，煤炭需求增長放緩，煤炭先進產能釋放，再加上煤炭“基準價+浮動價”的定價機制，以及中長期合同為主、最高最低庫存制度的保障，“十四五”煤炭供需關系總體可控，市場煤價將沿襲“高位震蕩”的走勢，發電燃料成本“前高后低”，整體可能與“十三五”平均水平持平甚至略低，可望成為煤電企業減虧脫困的“基石”。二是電力市場。在“十四五”期間電力需求仍將持續增長，但增速預計為4.4%~5.3%，比“十三五”5.7%有所放緩；電源投資總體會有所增長，但煤電投資會下降。電力清潔化發展將邁入加速期，高比例新能源配置特征明顯。中電聯預測，2025年全社會用電量將達到9.5萬億千瓦時，“十四五”年均增長4.9%；電源裝機達到29.5億千瓦，非化石能源發電裝機比重達53%。電力市場供需總體平衡，但“寬裕度”下降，華北、華中和南方區域或轉向緊平衡，有利于遲緩煤電利用小時下降、收窄交易價格降幅，防止造成“量價齊跌”的局面。

煤電政策轉向“硬約束”的同時也作了微調，為煤電企業點亮“溫暖之光”。其一，2020年7月1日，在暫行規則三年有效期滿后，國家發展改革委、國家能源局印發修訂后的《電力中長期交易“基本規則”》首次提出“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成”。目前，廣東、河北、山東、云南等省容量市場建設已提上日程。其二，構建高比例消納清潔能源電力系統需發揮煤電“靈活性價值”。“通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務價格，以補償燃煤發電合理成本”。其三，將燃煤標桿電價改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，從體制機制解決了產生煤電矛盾的基礎。其四，煤電市場價格只限定“2020年暫不上浮”。這預示著“十四五”有上浮不超過10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原則上不超過15%。其五，鼓勵煤電聯營、跨行業重組，整合西北區域煤電資產，有利于提高煤電市場力、降低風險、穩定收益。

總之，“十四五”煤電因其高碳特征所面對的一系列挑戰，并不會消失，反而會因“雙碳”目標的實施，更加強化、突顯、擴展；同時，煤電將受到“五大市場”的交織影響，情況復雜多變，不確定因素不小。因此，“優勝劣汰”將是煤電面臨的長期挑戰。但是，極端情況下煤電的安全兜底保障與長期新能源消納的需要仍然客觀存在，一些政策的、市場的因素也出現了新的變化，希望煤電扭虧脫困不是問題。