近年來(lái)，國際局勢激烈動(dòng)蕩，能源危機席卷全球，給世界各國能源和電力結構帶來(lái)深遠影響。受煤炭去產(chǎn)能進(jìn)程加速、可再生能源出力不穩定、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(shí)段性偏緊，2021、2022年的冬季和夏季用電高峰期多地均出現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“調節器”作用，保障電力的安全穩定供應。
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(guān)鍵點(diǎn)：既要控制規模增長(cháng)，又要平穩煤電電量;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構建過(guò)程中的煤電轉型需求，煤電業(yè)務(wù)發(fā)展陷入困境，導致傳統發(fā)電企業(yè)面臨諸多嚴峻挑戰。
低碳減排任務(wù)重，安全保供責任大
發(fā)電企業(yè)作為實(shí)現“雙碳”目標的重點(diǎn)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。傳統發(fā)電企業(yè)煤電資產(chǎn)份額較高，低碳減排任務(wù)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。傳統發(fā)電企業(yè)低碳轉型的主要著(zhù)力點(diǎn)是燃煤電廠(chǎng)，但在煤電業(yè)務(wù)持續虧損的狀態(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(shí)，2020年平均碳排放強度下降至525～650克/千瓦時(shí)。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(shí)以?xún)?。據五大發(fā)電集團公布的供電煤耗數據，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年基數較大，距離完成550克/千瓦時(shí)的目標還有較大差距?？傮w來(lái)看，以五大發(fā)電集團為代表的傳統發(fā)電企業(yè)在碳排放強度等技術(shù)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。
煤電是當前我國最主要的電力來(lái)源，2021年煤電發(fā)電量為5.04萬(wàn)億千瓦時(shí)，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以煤為主的能源結構不會(huì )改變，煤電仍是保障我國能源電力安全穩定供應的重要電源，推動(dòng)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(guò)程不平穩，過(guò)快以新能源電源大量替代煤電，電力系統的安全穩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(kāi)煤電油氣運重點(diǎn)企業(yè)保供穩價(jià)座談會(huì )，要求煤電機組應發(fā)盡發(fā)，壓實(shí)屬地責任和電力企業(yè)保供主體責任，加強資源統籌調度，全力保障煤電機組高比例開(kāi)機、高負荷出力。在此要求下，即使電煤價(jià)格不協(xié)調、煤價(jià)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(huì )責任，形成高效運轉的能源保供調度和資金支持響應機制，千方百計尋找煤源、協(xié)調運力，不計代價(jià)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(wù)，發(fā)揮了保障電力安全穩定供應的“頂梁柱”作用。
在煤價(jià)高漲的情況下持續安全保供，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(guò)1360億元，不僅較2020年大幅減利逾1600億元，也超過(guò)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?chē)蚁嚓P(guān)部門(mén)推出了一系列保供穩價(jià)措施，但2022年上半年煤價(jià)同比增長(cháng)仍達到50%左右，而煤電企業(yè)上網(wǎng)電價(jià)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(jià)，同時(shí)還面臨結構調整和低碳轉型的要求，如何尋找二者的平衡點(diǎn)成為困擾發(fā)電企業(yè)低碳轉型的難題。
煤電改造任務(wù)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(shù)研發(fā)投入等方面，這意味著(zhù)電力轉型的資金投入將占據主要部分。“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(jìn)緩慢。“十四五”時(shí)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(shí)現鍋爐升級改造、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(shí)施方案》要求節煤降耗改造規模不低于3.5億千瓦，供熱改造規模力爭達到5000萬(wàn)千瓦，存量煤電機組靈活性改造完成2億千瓦，實(shí)現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。據中電聯(lián)統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本為500~1500元，加上后期運維、煤耗等成本，若沒(méi)有合理的經(jīng)濟回報，電廠(chǎng)難以承受改造代價(jià)。目前，煤電企業(yè)普遍存在虧損大、高負債、現金流緊張等問(wèn)題，企業(yè)自身已經(jīng)沒(méi)有足夠的能力支持煤電改造的艱巨任務(wù)。煤電改造任務(wù)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保障。
煤電與其他發(fā)電技術(shù)的耦合方式單一，火水風(fēng)光多能融合發(fā)展深度不足，需要進(jìn)一步投資研發(fā)。例如，燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)存在發(fā)電側耦合、蒸汽側耦合和燃燒側耦合等多種技術(shù)形式。相關(guān)技術(shù)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)展規模還不理想，面臨缺乏系統規劃、行業(yè)標準化建設不夠完善等問(wèn)題。項目從秸稈收購、儲藏、運輸等環(huán)節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(lái)還需進(jìn)一步加大政策支持力度，從電價(jià)制度、碳市場(chǎng)交易等方面著(zhù)手，促進(jìn)形成行業(yè)可持續發(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(shù)，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(shù)，具有較長(cháng)的產(chǎn)業(yè)鏈，產(chǎn)業(yè)內各行業(yè)間的相關(guān)性較強，對資金的需求量很大，資金交叉普遍、關(guān)聯(lián)度高，融資關(guān)系復雜，投資風(fēng)險高?，F有技術(shù)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(shí)還存在泄漏的風(fēng)險。CCUS的發(fā)展也是一個(gè)長(cháng)期的過(guò)程，研發(fā)周期長(cháng)，市場(chǎng)不確定性強。發(fā)電企業(yè)在資金、技術(shù)等方面的投資需要具備持久性和穩定性。
燃料成本疏導不暢，市場(chǎng)機制有待完善
目前我國電力市場(chǎng)執行的是以電量?jì)r(jià)格為主的市場(chǎng)機制。單純計算電量收益時(shí)，煤電運行小時(shí)數低、電煤價(jià)格不協(xié)調、煤電上網(wǎng)電價(jià)機制不完善，導致煤電生存困難、電廠(chǎng)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(lái)，全國燃煤價(jià)格更是出現大幅上漲，動(dòng)力煤價(jià)格屢創(chuàng )歷史新高。代表性的秦皇島5500大卡動(dòng)力煤價(jià)格從2020年每噸均價(jià)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(chǎng)標準煤?jiǎn)蝺r(jià)(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(jià)格聯(lián)動(dòng)機制，實(shí)行多年的“標桿上網(wǎng)電價(jià)機制”改為“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場(chǎng)化機制。其中，基準價(jià)按各地此前燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價(jià)確定，浮動(dòng)范圍為上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超過(guò)15%，具體電價(jià)由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶(hù)等通過(guò)協(xié)商或競價(jià)確定。這個(gè)機制順暢運轉的前提是煤價(jià)保持相對穩定。2021年的煤價(jià)大幅上漲，按10%的上浮比率確定交易價(jià)格，也不能有效傳導煤價(jià)成本的上漲，導致多個(gè)省份出現用電緊張。深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革、重構電價(jià)傳導機制具有急迫性。因此2021年10月11日，電價(jià)新政要求擴大市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍：將燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍擴大為上下浮動(dòng)原則上均不超過(guò)20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%限制。然而，高位運行的煤價(jià)下，部分地區的煤電上網(wǎng)電價(jià)甚至要翻倍才能將燃料成本完全疏導出去。
當前電價(jià)等政策不完善，電力市場(chǎng)機制銜接不暢，電價(jià)疏導路徑受阻，煤電企業(yè)生存壓力加大，市場(chǎng)機制對煤電低碳轉型的引導作用難以發(fā)揮。“基準+浮動(dòng)”電價(jià)不能真實(shí)反映煤電成本，近兩年煤價(jià)走高，煤電電價(jià)無(wú)法將燃料成本有效疏導，致使煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)壓力加大。隨著(zhù)我國現貨市場(chǎng)試點(diǎn)交易的不斷深入，市場(chǎng)出清價(jià)格逐漸趨同于系統邊際發(fā)電成本，清潔能源優(yōu)先出清，煤電正失去過(guò)去的成本優(yōu)勢，機組收益大幅下降、固定投資成本無(wú)法回收。輔助服務(wù)市場(chǎng)不完備，調峰費用由發(fā)電側分攤、未傳導到用電側，難以完整體現煤電的靈活調節服務(wù)價(jià)值。缺少容量市場(chǎng)機制，在電力緊張時(shí)常規的現貨電能量?jì)r(jià)格不能彌補煤電的頂峰成本，無(wú)法兌現煤電的安全保供價(jià)值，煤電企業(yè)缺乏足夠的可靠容量補償激勵。市場(chǎng)機制不完備，疊加化石能源價(jià)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(fēng)險，虧損嚴重的煤電企業(yè)甚至需要破產(chǎn)重組來(lái)避免進(jìn)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(jià)、低電價(jià)的“兩頭擠壓”，隨著(zhù)利用小時(shí)數不斷降低，行業(yè)出現大面積虧損。在持續虧損的情景下，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(chǎng)機制不足以保障燃煤電廠(chǎng)的基本收益，缺乏煤電為電力系統提供保安全、頂峰調頻等服務(wù)的回報。煤電轉向靈活調節電源和基礎保障電源，發(fā)揮容量?jì)r(jià)值和靈活性服務(wù)價(jià)值，電力市場(chǎng)和價(jià)格機制則必須改革到位，保證有市場(chǎng)需求的煤電機組能夠得到正?；貓?，能在系統中生存下去。緊急情況下，國家已出臺多個(gè)貨幣政策工具來(lái)為煤電紓困。然而，無(wú)論何種金融工具應急支持，提供的都是“輸血”服務(wù);而只有市場(chǎng)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(zhuān)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(lǐng)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(guò)國有資本經(jīng)營(yíng)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，川渝地區因極端高溫天氣出現了電力供應緊張的局面，為了2022年冬季的電力安全穩定供應，避免再次出現因電煤供應緊張，國家針對保供提出了專(zhuān)項資金，及時(shí)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(gè)長(cháng)期的過(guò)程，仍需要投入大量的資金發(fā)展低碳技術(shù)、參與碳市場(chǎng)交易，改造升級機組，已有的金融政策無(wú)法支持發(fā)電企業(yè)長(cháng)期低碳發(fā)展。
未來(lái)保供壓力催生的規模擴張將加重煤電行業(yè)中長(cháng)期低碳轉型的經(jīng)濟負擔。近年來(lái)，煤電業(yè)務(wù)的持續虧損導致企業(yè)長(cháng)期面臨嚴格的信貸管控措施，金融機構對經(jīng)營(yíng)虧損、負債率高、信譽(yù)評級較低的企業(yè)的融資意愿下降。未來(lái)煤電低碳轉型需要數萬(wàn)億元規模的資金投入，然而金融資本更多流向綠色領(lǐng)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，政府部門(mén)應當對承擔安全保供社會(huì )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(guò)稅收減免、容量服務(wù)補償、優(yōu)惠貸款等政策減緩經(jīng)營(yíng)壓力;加強財政資源統籌，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)展基金在內的現有政府投資基金的引導作用，對于煤電等高碳排放行業(yè)，應統籌運用相關(guān)資金，加大對節能降耗改造機組的政策支持，對煤電低碳技術(shù)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(shí)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(chǎng)機制建設，有效疏導發(fā)電成本，強化電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和容量市場(chǎng)的有機銜接和協(xié)同發(fā)展，以合理的價(jià)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(chǎng)與全國碳市場(chǎng)，根據現實(shí)情況調整來(lái)讓市場(chǎng)化機制做到“強強聯(lián)合”，共同推動(dòng)行業(yè)低碳轉型;將煤電行業(yè)重點(diǎn)納入轉型金融分類(lèi)目錄，并基于低碳轉型的動(dòng)態(tài)性，結合行業(yè)實(shí)際的減排情況和整體環(huán)境的變化定期靈活調整技術(shù)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(jìn)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，傳統發(fā)電企業(yè)需要積極應對挑戰，保障政策落地實(shí)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(shí)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(chǎng)一策、一機一策，積極開(kāi)展存量機組的供熱改造、節能降耗改造、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(shù)的研發(fā)投入。第二，應充分利用存量煤電灰場(chǎng)、熱網(wǎng)等廠(chǎng)區布置，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、產(chǎn)業(yè)園區等提供冷熱電氣水等綜合能源服務(wù)，并結合技術(shù)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(jìn)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(jìn)大型風(fēng)電光伏基地建設、開(kāi)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(shù)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(wù);在增量配電網(wǎng)展開(kāi)的基礎上，立足于配電范圍內的電力用戶(hù)，因地制宜，構建綜合能源服務(wù)體系;依托“云大物移智鏈”等新技術(shù)，打通電力產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節數據壁壘，加強“多能互補”與“源網(wǎng)荷儲”之間的多向互動(dòng)，實(shí)現數字技術(shù)與電力技術(shù)之間的深度融合;發(fā)電企業(yè)需充分利用碳配額市場(chǎng)爭取實(shí)現創(chuàng )收創(chuàng )效，進(jìn)一步加強碳資產(chǎn)風(fēng)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(wù)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(wù)發(fā)展的管控體系，建立新能源業(yè)務(wù)發(fā)展與整合平臺，發(fā)揮企業(yè)新能源業(yè)務(wù)的發(fā)展優(yōu)勢和競爭優(yōu)勢，形成規模效應。
