傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)如何應對低碳轉型挑戰(zhàn)

　　近年來，國際局勢激烈動蕩，能源危機席卷全球，給世界各國能源和電力結構帶來深遠影響。受煤炭去產(chǎn)能進程加速、可再生能源出力不穩(wěn)定、極端天氣頻發(fā)等多種因素疊加影響，我國電力供需局部性、時段性偏緊，2021、2022年的冬季和夏季用電高峰期多地均出現(xiàn)電力供應緊張甚至短缺的情況。對此，我國多次提出要充分發(fā)揮煤電的“壓艙石”和“調(diào)節(jié)器”作用，保障電力的安全穩(wěn)定供應。

　　煤電作為我國電力供應的主體電源，成為兼顧保供與減碳的關鍵點：既要控制規(guī)模增長，又要平穩(wěn)煤電電量;既要保障基礎供應，又要靈活平衡供需。目前的體制機制尚不能適應新型電力系統(tǒng)構建過程中的煤電轉型需求，煤電業(yè)務發(fā)展陷入困境，導致傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)面臨諸多嚴峻挑戰(zhàn)。

　　低碳減排任務重，安全保供責任大

　　發(fā)電企業(yè)作為實現(xiàn)“雙碳”目標的重點減排對象，必須全面貫徹新發(fā)展理念，加快構建綠色低碳的新型電力供應體系。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)煤電資產(chǎn)份額較高，低碳減排任務重。發(fā)電企業(yè)中具有代表性的五大發(fā)電集團的電力裝機容量在全國裝機總容量當中占比高，其煤電資產(chǎn)占比在發(fā)電企業(yè)當中同樣處于較高水平。2021年煤電裝機容量為11.10億千瓦，占全國發(fā)電總裝機容量的46.7%，其中五大發(fā)電集團控股的煤電資產(chǎn)占比高達50%左右。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)低碳轉型的主要著力點是燃煤電廠，但在煤電業(yè)務持續(xù)虧損的狀態(tài)下，龐大的煤電資產(chǎn)份額成為企業(yè)低碳轉型的負擔和阻礙。

　　在供電碳排放強度方面，2015年五大發(fā)電集團的平均碳排放強度為600～700克/千瓦時，2020年平均碳排放強度下降至525～650克/千瓦時。2016年發(fā)布的《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》要求2020年大型發(fā)電集團單位供電二氧化碳排放控制在550克/千瓦時以內(nèi)。據(jù)五大發(fā)電集團公布的供電煤耗數(shù)據(jù)，國家電投和華電集團2020年的供電碳排放已經(jīng)得到有效控制，而華能集團、大唐集團和國家能源集團由于2015年基數(shù)較大，距離完成550克/千瓦時的目標還有較大差距。總體來看，以五大發(fā)電集團為代表的傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)在碳排放強度等技術指標方面仍有待優(yōu)化，在綠色低碳轉型發(fā)展道路上面臨較大的壓力和挑戰(zhàn)。

　　煤電是當前我國最主要的電力來源，2021年煤電發(fā)電量為5.04萬億千瓦時，占全國總發(fā)電量的60%。我國“富煤貧油少氣”的基本國情決定了短期內(nèi)以煤為主的能源結構不會改變，煤電仍是保障我國能源電力安全穩(wěn)定供應的重要電源，推動煤炭清潔高效利用將發(fā)揮能源安全供應“壓艙石”和能源低碳轉型“助推器”的雙重作用。煤電具有較大的轉型優(yōu)化空間，但若轉型過程不平穩(wěn)，過快以新能源電源大量替代煤電，電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行將受到嚴重威脅。

　　2021年10月19日，國家發(fā)展改革委召開煤電油氣運重點企業(yè)保供穩(wěn)價座談會，要求煤電機組應發(fā)盡發(fā)，壓實屬地責任和電力企業(yè)保供主體責任，加強資源統(tǒng)籌調(diào)度，全力保障煤電機組高比例開機、高負荷出力。在此要求下，即使電煤價格不協(xié)調(diào)、煤價高漲，五大發(fā)電集團作為央企和發(fā)電行業(yè)的“頂梁柱”，也應堅決履行經(jīng)濟責任、政治責任、社會責任，形成高效運轉的能源保供調(diào)度和資金支持響應機制，千方百計尋找煤源、協(xié)調(diào)運力，不計代價采購電煤、補充庫存，全力以赴多發(fā)多供。最終煤電以不足50%的裝機占比，生產(chǎn)了全國超60%的電量，承擔了70%的頂峰任務，發(fā)揮了保障電力安全穩(wěn)定供應的“頂梁柱”作用。

　　在煤價高漲的情況下持續(xù)安全保供，2021年五大發(fā)電集團燃煤發(fā)電虧損和供熱虧損合計超過1360億元，不僅較2020年大幅減利逾1600億元，也超過了2008～2011年的煤電累計虧損額。2022年第一季度，因全力保供而嚴重虧損的煤電企業(yè)仍未走出困難期，飽受燃料成本壓力影響，煤電企業(yè)仍大面積虧損。盡管國家相關部門推出了一系列保供穩(wěn)價措施，但2022年上半年煤價同比增長仍達到50%左右，而煤電企業(yè)上網(wǎng)電價漲幅僅為20%左右，大型發(fā)電集團仍有一半以上的企業(yè)處于虧損狀態(tài)。煤電企業(yè)為了安全保供，付出了巨額虧損、設備失修、負債率高企、大量人力投入的代價，同時還面臨結構調(diào)整和低碳轉型的要求，如何尋找二者的平衡點成為困擾發(fā)電企業(yè)低碳轉型的難題。

　　煤電改造任務重，融合發(fā)展需求多

　　發(fā)電企業(yè)的低碳轉型需要大量的資金投入，涉及煤電機組改造升級、大力發(fā)展新能源的投資以及低碳技術研發(fā)投入等方面，這意味著電力轉型的資金投入將占據(jù)主要部分。“十三五”期間在煤電虧損嚴重、配套政策不到位的情形下，發(fā)電企業(yè)“不敢”“不愿”投資，煤電機組改造推進緩慢。“十四五”時期，煤電行業(yè)的發(fā)展存在巨大的資金需求，需要投入大量的資金用以提高煤電效率，實現(xiàn)鍋爐升級改造、靈活性改造以及低碳減排改造等。

　　在煤電轉型方面，《全國煤電機組改造升級實施方案》要求節(jié)煤降耗改造規(guī)模不低于3.5億千瓦，供熱改造規(guī)模力爭達到5000萬千瓦，存量煤電機組靈活性改造完成2億千瓦，實現(xiàn)煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，煤電靈活性改造單位千瓦調(diào)峰容量成本為500~1500元，加上后期運維、煤耗等成本，若沒有合理的經(jīng)濟回報，電廠難以承受改造代價。目前，煤電企業(yè)普遍存在虧損大、高負債、現(xiàn)金流緊張等問題，企業(yè)自身已經(jīng)沒有足夠的能力支持煤電改造的艱巨任務。煤電改造任務的順利完成不能單純依靠煤電企業(yè)，政策、財政、金融、成本等均需要提供后續(xù)保障。

　　煤電與其他發(fā)電技術的耦合方式單一，火水風光多能融合發(fā)展深度不足，需要進一步投資研發(fā)。例如，燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電技術存在發(fā)電側耦合、蒸汽側耦合和燃燒側耦合等多種技術形式。相關技術在國際上的運用已較為成熟，我國對此的研究尚處于起步階段，目前燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電是以氣化為主，發(fā)展規(guī)模還不理想，面臨缺乏系統(tǒng)規(guī)劃、行業(yè)標準化建設不夠完善等問題。項目從秸稈收購、儲藏、運輸?shù)拳h(huán)節(jié)都需要相應的人力和資金投入，在缺乏補貼的情況下，企業(yè)的投資積極性不高，項目難以落地。未來還需進一步加大政策支持力度，從電價制度、碳市場交易等方面著手，促進形成行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的良性機制。

　　碳捕集、封存與利用(CCUS)作為具有前景的低碳技術，其研發(fā)推廣同樣需要大量的資金投入。CCUS是一項流程復雜的技術，具有較長的產(chǎn)業(yè)鏈，產(chǎn)業(yè)內(nèi)各行業(yè)間的相關性較強，對資金的需求量很大，資金交叉普遍、關聯(lián)度高，融資關系復雜，投資風險高。現(xiàn)有技術條件下，我國CCUS的成本為300～600元/噸，每度電增加成本0.26～0.4元，能耗水平增加14%～25%;地質(zhì)封存時還存在泄漏的風險。CCUS的發(fā)展也是一個長期的過程，研發(fā)周期長，市場不確定性強。發(fā)電企業(yè)在資金、技術等方面的投資需要具備持久性和穩(wěn)定性。

　　燃料成本疏導不暢，市場機制有待完善

　　目前我國電力市場執(zhí)行的是以電量價格為主的市場機制。單純計算電量收益時，煤電運行小時數(shù)低、電煤價格不協(xié)調(diào)、煤電上網(wǎng)電價機制不完善，導致煤電生存困難、電廠收益難以保障。作為煤電的主要成本，燃煤成本在總成本中的占比達到70%左右。2021年9月以來，全國燃煤價格更是出現(xiàn)大幅上漲，動力煤價格屢創(chuàng)歷史新高。代表性的秦皇島5500大卡動力煤價格從2020年每噸均價577元沖到2021年10月17日的2600元;五大發(fā)電集團2021年平均到廠標準煤單價(含稅)每噸突破千元，達到1041元，比2020年651元猛增60%。

　　自2020年1月1日起，我國全面取消煤電價格聯(lián)動機制，實行多年的“標桿上網(wǎng)電價機制”改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。其中，基準價按各地此前燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定。這個機制順暢運轉的前提是煤價保持相對穩(wěn)定。2021年的煤價大幅上漲，按10%的上浮比率確定交易價格，也不能有效傳導煤價成本的上漲，導致多個省份出現(xiàn)用電緊張。深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革、重構電價傳導機制具有急迫性。因此2021年10月11日，電價新政要求擴大市場交易電價上下浮動范圍：將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。然而，高位運行的煤價下，部分地區(qū)的煤電上網(wǎng)電價甚至要翻倍才能將燃料成本完全疏導出去。

　　當前電價等政策不完善，電力市場機制銜接不暢，電價疏導路徑受阻，煤電企業(yè)生存壓力加大，市場機制對煤電低碳轉型的引導作用難以發(fā)揮。“基準+浮動”電價不能真實反映煤電成本，近兩年煤價走高，煤電電價無法將燃料成本有效疏導，致使煤電企業(yè)經(jīng)營壓力加大。隨著我國現(xiàn)貨市場試點交易的不斷深入，市場出清價格逐漸趨同于系統(tǒng)邊際發(fā)電成本，清潔能源優(yōu)先出清，煤電正失去過去的成本優(yōu)勢，機組收益大幅下降、固定投資成本無法回收。輔助服務市場不完備，調(diào)峰費用由發(fā)電側分攤、未傳導到用電側，難以完整體現(xiàn)煤電的靈活調(diào)節(jié)服務價值。缺少容量市場機制，在電力緊張時常規(guī)的現(xiàn)貨電能量價格不能彌補煤電的頂峰成本，無法兌現(xiàn)煤電的安全保供價值，煤電企業(yè)缺乏足夠的可靠容量補償激勵。市場機制不完備，疊加化石能源價格高企、安全環(huán)保生產(chǎn)要求不斷加碼、碳配額約束等多重因素的沖擊，大量尚處于資本成本回收早期階段的化石能源機組，面臨難以收回投資成本的風險，虧損嚴重的煤電企業(yè)甚至需要破產(chǎn)重組來避免進一步的損失。

　　在此背景下，煤電企業(yè)的盈利空間受到高煤價、低電價的“兩頭擠壓”，隨著利用小時數(shù)不斷降低，行業(yè)出現(xiàn)大面積虧損。在持續(xù)虧損的情景下，煤電仍需確保用電安全，保障供電需求，但是當前我國的市場機制不足以保障燃煤電廠的基本收益，缺乏煤電為電力系統(tǒng)提供保安全、頂峰調(diào)頻等服務的回報。煤電轉向靈活調(diào)節(jié)電源和基礎保障電源，發(fā)揮容量價值和靈活性服務價值，電力市場和價格機制則必須改革到位，保證有市場需求的煤電機組能夠得到正?；貓?，能在系統(tǒng)中生存下去。緊急情況下，國家已出臺多個貨幣政策工具來為煤電紓困。然而，無論何種金融工具應急支持，提供的都是“輸血”服務;而只有市場機制到位，煤電才能具備自主“造血”功能。

　　2021年11月，國家設立2000億元支持煤炭清潔高效利用專項再貸款，2022年5月又在此基礎上增加了1000億元額度，新增額度支持領域增加了煤電企業(yè)電煤保供，并提出撥付500億元補貼資金、通過國有資本經(jīng)營預算注資100億元，支持煤電企業(yè)紓困和多發(fā)電。2022年夏季，川渝地區(qū)因極端高溫天氣出現(xiàn)了電力供應緊張的局面，為了2022年冬季的電力安全穩(wěn)定供應，避免再次出現(xiàn)因電煤供應緊張，國家針對保供提出了專項資金，及時緩解承擔安全保供責任的中央發(fā)電企業(yè)所面臨的經(jīng)濟壓力。然而低碳轉型發(fā)展也是一個長期的過程，仍需要投入大量的資金發(fā)展低碳技術、參與碳市場交易，改造升級機組，已有的金融政策無法支持發(fā)電企業(yè)長期低碳發(fā)展。

　　未來保供壓力催生的規(guī)模擴張將加重煤電行業(yè)中長期低碳轉型的經(jīng)濟負擔。近年來，煤電業(yè)務的持續(xù)虧損導致企業(yè)長期面臨嚴格的信貸管控措施，金融機構對經(jīng)營虧損、負債率高、信譽評級較低的企業(yè)的融資意愿下降。未來煤電低碳轉型需要數(shù)萬億元規(guī)模的資金投入，然而金融資本更多流向綠色領域，煤電保供企業(yè)難以獲得充足的轉型融資，低碳發(fā)展的資金缺口巨大。

　　健全配套政策，積極引導煤電高質(zhì)量轉型

　　針對發(fā)電企業(yè)低碳轉型面臨的困境與挑戰(zhàn)，政府部門應當對承擔安全保供社會責任的發(fā)電公司予以政策傾斜，重視其面臨的轉型困境，通過稅收減免、容量服務補償、優(yōu)惠貸款等政策減緩經(jīng)營壓力;加強財政資源統(tǒng)籌，加快設立國家低碳轉型基金，充分發(fā)揮包括國家綠色發(fā)展基金在內(nèi)的現(xiàn)有政府投資基金的引導作用，對于煤電等高碳排放行業(yè)，應統(tǒng)籌運用相關資金，加大對節(jié)能降耗改造機組的政策支持，對煤電低碳技術的研發(fā)和示范項目給予資金支持，對承擔安全保供的煤電企業(yè)實施增值稅留抵退稅政策，引導鼓勵金融機構保障煤電企業(yè)的合理融資需求;完善電力市場機制建設，有效疏導發(fā)電成本，強化電能量市場、輔助服務市場和容量市場的有機銜接和協(xié)同發(fā)展，以合理的價格激勵機制引導煤電低碳轉型，并協(xié)同發(fā)展和部署電力市場與全國碳市場，根據(jù)現(xiàn)實情況調(diào)整來讓市場化機制做到“強強聯(lián)合”，共同推動行業(yè)低碳轉型;將煤電行業(yè)重點納入轉型金融分類目錄，并基于低碳轉型的動態(tài)性，結合行業(yè)實際的減排情況和整體環(huán)境的變化定期靈活調(diào)整技術路徑，利用碳減排支持工具、貼息、擔保、認證補貼等優(yōu)惠政策為轉型項目提供激勵，積極推進轉型金融的發(fā)展，以提升轉型企業(yè)和轉型項目的可融資性。

　　在相應政策的支持下，為了突破低碳轉型的困境，傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)需要積極應對挑戰(zhàn)，保障政策落地實施效果。第一，應積極響應國家政策要求，加快淘汰落后煤電機組，同時嚴格控制煤電機組的新增;對于存量的煤電機組，企業(yè)應做到一廠一策、一機一策，積極開展存量機組的供熱改造、節(jié)能降耗改造、耦合生物質(zhì)改造、靈活性改造等工作，加大CCUS改造等低碳技術的研發(fā)投入。第二，應充分利用存量煤電灰場、熱網(wǎng)等廠區(qū)布置，因地制宜改造升級，配套部署可再生能源、儲能、制氫、熱泵等，為周邊工業(yè)園區(qū)、產(chǎn)業(yè)園區(qū)等提供冷熱電氣水等綜合能源服務，并結合技術改造提高煤電機組經(jīng)濟運行和靈活運行水平，發(fā)揮煤電的兜底保障作用。第三，以煤電資產(chǎn)為主的發(fā)電企業(yè)需要進一步加大清潔能源發(fā)電項目投資，擴大企業(yè)的新能源發(fā)電比例，積極推進大型風電光伏基地建設、開發(fā)中上游水電、分布式能源、集中式儲能項目，加大新能源技術的研發(fā)投入，加緊布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈，探索生物質(zhì)能、地熱能、海洋能的新能源發(fā)電業(yè)務;在增量配電網(wǎng)展開的基礎上，立足于配電范圍內(nèi)的電力用戶，因地制宜，構建綜合能源服務體系;依托“云大物移智鏈”等新技術，打通電力產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)壁壘，加強“多能互補”與“源網(wǎng)荷儲”之間的多向互動，實現(xiàn)數(shù)字技術與電力技術之間的深度融合;發(fā)電企業(yè)需充分利用碳配額市場爭取實現(xiàn)創(chuàng)收創(chuàng)效，進一步加強碳資產(chǎn)風險管理，完善碳資產(chǎn)管理和交易平臺，制定碳資產(chǎn)管理策略，打造全產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展的碳業(yè)務版圖。第四，應不斷完善當前的管理模式，建立適應新能源業(yè)務發(fā)展的管控體系，建立新能源業(yè)務發(fā)展與整合平臺，發(fā)揮企業(yè)新能源業(yè)務的發(fā)展優(yōu)勢和競爭優(yōu)勢，形成規(guī)模效應。