煤电长期愿景“不被看好”已成电力业内外人士的共识。“十四五”煤电的经营环境较之“十三五”，其政策导向转向硬约束，市场环境复杂多变，经营业绩不确定性增加，其未来生存时间、发展空间被加速缩短、挤压，系统性风险明显增加；同时，煤电未来时空预期变得清晰、明确，煤电新定位及政策配套也值得期待。

“双碳”目标的国际承诺已成为我国能源发展的硬约束，并在接下来将着力“构建以新能源为主体的新型电力系统”。2020年，习近平总书记在第75届联大提出“双碳”目标，不久又在气候雄心峰会上确立了2030年清洁转型的具体目标。今年3月，全国两会继中央经济工作会后，再次强调要“制定2030年前碳排放达峰行动方案，推动煤炭清洁高效利用”。在中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记首次提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。同时，联合国秘书长古特雷斯呼吁各国取消所有计划中的煤炭项目，认为逐步在电力行业中淘汰煤炭是实现温控1.5摄氏度的最重要的一步。可见，践行绿色发展，拥抱低碳革命成了时代潮流。作为碳排放、煤电第一大国的中国，其低碳转型将成为世界关注的焦点；在能源电力领域中，首当其冲的是传统煤电的生存发展时空受到严峻挑战。

“十四五”是落实“双碳”目标分阶段任务、路径的关键时期。近期，十九届五中全会、中央经济工作会、中央财经委第九次会、全国能源工作会、全国两会等一系列会议对此进行了部署，国家发改委、生态环境部等部门的相关政策“纷至沓来”。根据中电联预测，2025年我国电力碳排放达峰。照此类推，2025年煤电达峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和时将全部退出。因此，“十四五”或许是煤电最后的一个发展期，其合理生存期已不到40年。

碳排放配额约束、成本增加，将是煤电“十四五”时期面临的新挑战。2021年，我国碳市场从试点到正式启动，生态环境部首选电力行业，向2225家发电企业下达碳排放配额。碳价反映了燃烧化石燃料的环境成本，是推动节能减排、应对气候变化的重要手段。从欧洲碳市场发展经验看，市场建立初期，碳排放配额分配较为宽松，但随着市场逐步成熟，配额分配趋紧，留出缺口，以倒逼企业实现减排。在平衡条件下，超超临界、超临界机组将获得配额盈余，临界、高压、流化床机组将产生配额短缺。相应地，煤电企业必然要增加运营成本（碳成本、技术成本、管理成本）。随着有偿分配比例逐步提高，碳价逐年上升，履约成本将持续上升。因此，在作出电源投资、煤电改造、选择发电方式决策时，企业应更多地关注碳排放成本、现行碳价及未来走势。

清洁替代加速，给煤电带来的挑战猛增。近年来，在一系列政策保障下，新能源迅速发展、技术进步加快，风光发电成长性、经济性、竞争力显著增强，可以与煤电同台竞争、实现平价上网，“十四五”新能源将发展更快、竞争更激烈、装机和发电占比更高。而且，光伏被称为“电力之王”，“一毛钱一度电”已不是空中楼阁；风电已呈规模化发展、基地化建设，陆上与海上开发并举；储能被认为是未来能源革命的“刚需”；氢能被称为“21世纪终极能源”，电力清洁替代势不可挡。我国“西电东送”“跨区消纳清洁电量”的力度增加，东部沿海煤机利用小时承压。能源清洁转型将从“增量绿色发展”逐步向“存量减煤减碳与增量绿色发展并举”转变，“高效化、清洁化与减量化”将是煤电的战略方向。在“十三五”期间，我国非化石能源装机9.8亿千瓦、年均增长13.1%，占总装机容量44.8%，较2015年提高9.8个百分点；煤电装机容量10.8亿千瓦，年均增速3.7%，占总装机的比重从2015年的59.0%降至2020年的49.1%，首次降至50%以下。因此，煤电逐年被清洁能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机、电量占比不断下滑的趋势在“十四五”期间将更加明显。

煤电率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。2019年国家发改委发文明确，以市场化交易形成上网电价的燃煤发电量，继续执行现行市场规则；具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，2020年“暂不上浮”；煤电价格联动机制不再执行。这就意味着煤电将第一个告别“计划电量、政府定价”模式，实现近年来由“双轨运行——缩减计划电量、扩大市场电量”到“全电量市场竞价”的根本性转变，并且这一转变将贯彻整个“十四五”，预计市场交易价格仍会整体低于“基准价”。今年两会政府工作报告提出“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”进一步印证了这一判断。

煤电将面临煤炭市场、电力市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场的交织影响，形势复杂多变。其中对业绩影响最大的是两个市场：一是煤炭市场。今年初，受经济复苏、极端天气、新能源出力不足等因素影响，湖南、江西等地出现电力时段性限供，也出现了煤价的新一轮上涨。随着清洁转型与节能减排的加速，煤炭需求增长放缓，煤炭先进产能释放，再加上煤炭“基准价+浮动价”的定价机制，以及中长期合同为主、最高最低库存制度的保障，“十四五”煤炭供需关系总体可控，市场煤价将沿袭“高位震荡”的走势，发电燃料成本“前高后低”，整体可能与“十三五”平均水平持平甚至略低，可望成为煤电企业减亏脱困的“基石”。二是电力市场。在“十四五”期间电力需求仍将持续增长，但增速预计为4.4%~5.3%，比“十三五”5.7%有所放缓；电源投资总体会有所增长，但煤电投资会下降。电力清洁化发展将迈入加速期，高比例新能源配置特征明显。中电联预测，2025年全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时，“十四五”年均增长4.9%；电源装机达到29.5亿千瓦，非化石能源发电装机比重达53%。电力市场供需总体平衡，但“宽裕度”下降，华北、华中和南方区域或转向紧平衡，有利于迟缓煤电利用小时下降、收窄交易价格降幅，防止造成“量价齐跌”的局面。

煤电政策转向“硬约束”的同时也作了微调，为煤电企业点亮“温暖之光”。其一，2020年7月1日，在暂行规则三年有效期满后，国家发展改革委、国家能源局印发修订后的《电力中长期交易“基本规则”》首次提出“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”。目前，广东、河北、山东、云南等省容量市场建设已提上日程。其二，构建高比例消纳清洁能源电力系统需发挥煤电“灵活性价值”。“通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格，以补偿燃煤发电合理成本”。其三，将燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，从体制机制解决了产生煤电矛盾的基础。其四，煤电市场价格只限定“2020年暂不上浮”。这预示着“十四五”有上浮不超过10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原则上不超过15%。其五，鼓励煤电联营、跨行业重组，整合西北区域煤电资产，有利于提高煤电市场力、降低风险、稳定收益。

总之，“十四五”煤电因其高碳特征所面对的一系列挑战，并不会消失，反而会因“双碳”目标的实施，更加强化、突显、扩展；同时，煤电将受到“五大市场”的交织影响，情况复杂多变，不确定因素不小。因此，“优胜劣汰”将是煤电面临的长期挑战。但是，极端情况下煤电的安全兜底保障与长期新能源消纳的需要仍然客观存在，一些政策的、市场的因素也出现了新的变化，希望煤电扭亏脱困不是问题。