广东火电企业大亏！因市场化交易中年度交易量太低而亏损面达到50%以上，导致11家大亏火电企业向主管部门联合要说法！
近期，中国华能集团有限公司南方分公司、国家电投集团广东电力有限公司、中国大唐集团有限公司广东分公司、国家能源集团广东电力有限公司、中国华电集团有限公司广东分公司、华润电力投资有限公司华南分公司等广东省内11家发电公司联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局致函，表示：
“当前市场机制难以支撑火电企业发电成本的回收，当前电价无法回收固定成本，无法实现火电“压舱石”的基础作用，导致‘主要发电集团亏损面达50%以上’。”
11家火电企业指出，当前年度市场呈现出两大矛盾：
一是部分售电公司罔顾发电成本因素，频频下探零售用户价格，通过中长期错配方式谋图高额利润；二是由于当前现货、月度、年度价格偏差巨大，市场用户更倾向签约联动合同，大幅增加用能成本巨大波动风险。在此影响下年度零售固定价格已经呈现出更进一步走低的态势。
因此，这11家发电企业提出了两点建议：
一是要落实国家文件要求，保障年度中长期交易稳定。建议零售用户，固定价格电量比例不低于实际用电量的80%；售电公司（含批发用户），年度交易电量（不含年内交易窗口）应不低于代理用户实际用电量的80%，不足电量部分以月度为周期，按年度市场成交均价与月竞均价价差（为负时置零）的1.1倍进行收益回收，为负时置零，相应收益回收电费由发电机组按照市场电量比例分享。发电机组，年度交易电量（不含年内交易窗口）应不低于年度交易上限或上网电量的80%，不足电量部分以月度为周期，按月竞均价与年度市场成交均价价差（为负时置零）的1.1倍进行收益回收，相应收益回收电费由售电公司（含批发用户）按照用电量比例分享。
二是优化月度供需比机制。月度供需比为价差模式下的产物，在现货模式下，发电侧已在现货市场进行了充分竞争，并且还是单边竞争，在中长期市场中，发、售两侧根据月度及现货价格制定交易策略，只有双方对等的交易上限电量及考核约束，才可在一定程度上体现市场公平。
11家发电企业建议：现阶段在现货模式下，有序缩小月度市场供需比，将发电侧月度中长期交易上限修改为：售电侧月度需求上限*90%+售电侧月度需求上限*10%*1.02(测算年度成交比例为80%时，月度供需比为2.02)。
11家火电企业联合告状的背后，是一个难以掩盖的现实：投资煤电代价很大，收益却不划算。
截至2023年年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，约占全国电力总装机的40%；约占全球燃煤发电总装机的55%。机组平均利用小时数约4685小时，远未达到5500小时的设计标准，造成相当比例的无效投资。
关于煤电的投资风险，早在2020年年中，全球能源互联网发展合作组织发布的《新发展理念的中国能源变革转型研究》、《中国“十四五”电力发展规划研究》两份报告就指出：我国煤电投资逆势大增，如果继续投资新建煤电，将来资产损失越大。
报告认为，我国煤电加速退出迫在眉睫，如果继续投资新建煤电，将来资产损失越大，新能源等新兴产业越难发展，受到国际攻击和压力越大，代价巨大，难以承受。必须下定决心，加快煤电达峰并逐步退出。如果煤电装机峰值达到13亿千瓦，预计在2050年前，煤电强制提前退役导致资产损失高达2万亿元。
报告指出，当前每新增1亿千瓦煤电机组，将产生三大方面重大负面影响：一是未来将增加超过3000亿元资产损失；二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦，挤压2万亿元清洁能源投资；三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨，相当于2018年我国全部碳排放的1.6倍。
然而，面对众多警示，2021年以来，在保障能源安全大环境下，我国煤电投资大幅增长——“十四五”以来全国新核准了2亿多千瓦煤电。中电联预测，到2024年底，我国火电装机容量将达到14.6亿千瓦，包含煤电12亿千瓦。
根据不完全统计，仅今年上半年我国就有161个火电项目正在各地拟建/在建/投产，其中，有9个火电项目新获得核准批复，26个项目正式开工建设，21个项目投入运行。因此，如果限制火电增速，新核准的项目就不能开工，但实际挑战难度非常大。
分集团来看，2024年上半年，五大发电集团和中煤集团仍是投建火电项目的主力。其中，国家能源集团拟、在建的项目数量最多，共有25个项目拟建、在建，其中9个项目核准、开工；紧随其后的是大唐集团，上半年共有14个火电项目拟建、在建；国家电投12个火电项目拟、在建。此外，中煤集团上半年迎来开工潮，3个大型煤电项目开工；陕煤集团也有两个百万千瓦火电项目核准、开工。
分地区来看，广东、安徽、陕西、浙江、内蒙古、新疆6个省份均有10个以上的项目拟、在建，而此次被11家火电企业联名控诉的广东高居首位。2024年，广东省继续发展“气代煤”、“煤改气”工程，上半年，广东省内在建项目中天然气发电项目占比高，多个气电项目启动运行：肇庆鼎湖天然气热电联产项目、大亚湾综合能源站项目、东莞高埗燃气热电联产项目等实现投产、投运。
既然未来风险极大，为何仍有众多企业继续投资煤电？
2021年全国一度出现“碳跃进”，导致能源安全难以得到保障，新能源暂时无法成为主力电源，煤电仍然需要承担能源安全“压舱石”作用，从当时形势看，迫切需要煤电兜底。
但是煤电的投资效益并不乐观，且竞争愈发激烈的电力市场放大了煤电的投资风险，以五大发电集团旗下煤电板块上市公司为例，其业绩压力非常明显。
伴随新能源占比越来越大，煤电让渡电量空间给新能源，自然伴随自身发电量减少。目前全国煤电平均利用小时数已从“十二五”时期的5000小时降到4300小时左右。叠加煤价近几年始终高位运行，以及为了弥补新能源带来的波动性，煤电更多承担调峰任务，甚至部分地区需频繁启停机，导致煤电成本升高。
在“电量减少+成本升高”的双重压力下，煤电企业经营状况持续承压。即便全国已出台煤电容量电价补偿等激励措施，但煤电转型过程中仍面临较大的经济压力与效率损失。
火电利用小时数显著下降
因此，重新厘清我国煤电定位，为我国能源安全、能源变革转型提出了一套可行性方案迫在眉睫。
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