近年來，國際局勢激烈動蕩，能源危機(jī)席卷全球，給世界各國能源和電力結(jié)構(gòu)帶來深遠(yuǎn)影響。受煤炭去產(chǎn)能進(jìn)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(shí)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(yīng)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(yīng)。

　　煤電作為我國電力供應(yīng)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(guī)模增長，又要平穩(wěn)煤電電量;既要保障基礎(chǔ)供應(yīng)，又要靈活平衡供需。目前的體制機(jī)制尚不能適應(yīng)新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中的煤電轉(zhuǎn)型需求，煤電業(yè)務(wù)發(fā)展陷入困境，導(dǎo)致傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)面臨諸多嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

　　低碳減排任務(wù)重，安全保供責(zé)任大

　　發(fā)電企業(yè)作為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的重點(diǎn)減排對象，必須全面貫徹新發(fā)展理念，加快構(gòu)建綠色低碳的新型電力供應(yīng)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(wù)重。發(fā)電企業(yè)中具有代表性的五大發(fā)電集團(tuán)的電力裝機(jī)容量在全國裝機(jī)總?cè)萘慨?dāng)中占比高，其煤電資產(chǎn)占比在發(fā)電企業(yè)當(dāng)中同樣處于較高水平。2021年煤電裝機(jī)容量為11.10億千瓦，占全國發(fā)電總裝機(jī)容量的46.7%，其中五大發(fā)電集團(tuán)控股的煤電資產(chǎn)占比高達(dá)50%左右。傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)低碳轉(zhuǎn)型的主要著力點(diǎn)是燃煤電廠，但在煤電業(yè)務(wù)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(zhuǎn)型的負(fù)擔(dān)和阻礙。

　　在供電碳排放強(qiáng)度方面，2015年五大發(fā)電集團(tuán)的平均碳排放強(qiáng)度為600～700克/千瓦時(shí)，2020年平均碳排放強(qiáng)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(tuán)單位供電二氧化碳排放控制在550克/千瓦時(shí)以內(nèi)。據(jù)五大發(fā)電集團(tuán)公布的供電煤耗數(shù)據(jù)，國家電投和華電集團(tuán)2020年的供電碳排放已經(jīng)得到有效控制，而華能集團(tuán)、大唐集團(tuán)和國家能源集團(tuán)由于2015年基數(shù)較大，距離完成550克/千瓦時(shí)的目標(biāo)還有較大差距?？傮w來看，以五大發(fā)電集團(tuán)為代表的傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)在碳排放強(qiáng)度等技術(shù)指標(biāo)方面仍有待優(yōu)化，在綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展道路上面臨較大的壓力和挑戰(zhàn)。

　　煤電是當(dāng)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(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(nèi)以煤為主的能源結(jié)構(gòu)不會改變，煤電仍是保障我國能源電力安全穩(wěn)定供應(yīng)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(yīng)“壓艙石”和能源低碳轉(zhuǎn)型“助推器”的雙重作用。煤電具有較大的轉(zhuǎn)型優(yōu)化空間，但若轉(zhuǎn)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(yùn)行將受到嚴(yán)重威脅。

　　2021年10月19日，國家發(fā)展改革委召開煤電油氣運(yùn)重點(diǎn)企業(yè)保供穩(wěn)價(jià)座談會，要求煤電機(jī)組應(yīng)發(fā)盡發(fā)，壓實(shí)屬地責(zé)任和電力企業(yè)保供主體責(zé)任，加強(qiáng)資源統(tǒng)籌調(diào)度，全力保障煤電機(jī)組高比例開機(jī)、高負(fù)荷出力。在此要求下，即使電煤價(jià)格不協(xié)調(diào)、煤價(jià)高漲，五大發(fā)電集團(tuán)作為央企和發(fā)電行業(yè)的“頂梁柱”，也應(yīng)堅(jiān)決履行經(jīng)濟(jì)責(zé)任、政治責(zé)任、社會責(zé)任，形成高效運(yùn)轉(zhuǎn)的能源保供調(diào)度和資金支持響應(yīng)機(jī)制，千方百計(jì)尋找煤源、協(xié)調(diào)運(yùn)力，不計(jì)代價(jià)采購電煤、補(bǔ)充庫存，全力以赴多發(fā)多供。最終煤電以不足50%的裝機(jī)占比，生產(chǎn)了全國超60%的電量，承擔(dān)了70%的頂峰任務(wù)，發(fā)揮了保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的“頂梁柱”作用。

　　在煤價(jià)高漲的情況下持續(xù)安全保供，2021年五大發(fā)電集團(tuán)燃煤發(fā)電虧損和供熱虧損合計(jì)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(jì)虧損額。2022年第一季度，因全力保供而嚴(yán)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(guān)部門推出了一系列保供穩(wěn)價(jià)措施，但2022年上半年煤價(jià)同比增長仍達(dá)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(tuán)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(shè)備失修、負(fù)債率高企、大量人力投入的代價(jià)，同時(shí)還面臨結(jié)構(gòu)調(diào)整和低碳轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)型需要大量的資金投入，涉及煤電機(jī)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，這意味著電力轉(zhuǎn)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(yán)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(jī)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(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(zhuǎn)型方面，《全國煤電機(jī)組改造升級實(shí)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(dá)到5000萬千瓦，存量煤電機(jī)組靈活性改造完成2億千瓦，實(shí)現(xiàn)煤電機(jī)組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，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(yùn)維、煤耗等成本，若沒有合理的經(jīng)濟(jì)回報(bào)，電廠難以承受改造代價(jià)。目前，煤電企業(yè)普遍存在虧損大、高負(fù)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(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(cái)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(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(cè)耦合、蒸汽側(cè)耦合和燃燒側(cè)耦合等多種技術(shù)形式。相關(guān)技術(shù)在國際上的運(yùn)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(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)不夠完善等問題。項(xiàng)目從秸稈收購、儲藏、運(yùn)輸?shù)拳h(huán)節(jié)都需要相應(yīng)的人力和資金投入，在缺乏補(bǔ)貼的情況下，企業(yè)的投資積極性不高，項(xiàng)目難以落地。未來還需進(jìn)一步加大政策支持力度，從電價(jià)制度、碳市場交易等方面著手，促進(jìn)形成行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的良性機(jī)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(xiàng)流程復(fù)雜的技術(shù)，具有較長的產(chǎn)業(yè)鏈，產(chǎn)業(yè)內(nèi)各行業(yè)間的相關(guān)性較強(qiáng)，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(fù)雜，投資風(fēng)險(xiǎn)高?，F(xiàn)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(xiǎn)。CCUS的發(fā)展也是一個(gè)長期的過程，研發(fā)周期長，市場不確定性強(qiáng)。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(wěn)定性。

　　燃料成本疏導(dǎo)不暢，市場機(jī)制有待完善

　　目前我國電力市場執(zhí)行的是以電量價(jià)格為主的市場機(jī)制。單純計(jì)算電量收益時(shí)，煤電運(yùn)行小時(shí)數(shù)低、電煤價(jià)格不協(xié)調(diào)、煤電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制不完善，導(dǎo)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(dá)到70%左右。2021年9月以來，全國燃煤價(jià)格更是出現(xiàn)大幅上漲，動力煤價(jià)格屢創(chuàng)歷史新高。代表性的秦皇島5500大卡動力煤價(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(tuán)2021年平均到廠標(biāo)準(zhǔn)煤單價(jià)(含稅)每噸突破千元，達(dá)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)動機(jī)制，實(shí)行多年的“標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制”改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的市場化機(jī)制。其中，基準(zhǔn)價(jià)按各地此前燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)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(jià)由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價(jià)確定。這個(gè)機(jī)制順暢運(yùn)轉(zhuǎn)的前提是煤價(jià)保持相對穩(wěn)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(dǎo)煤價(jià)成本的上漲，導(dǎo)致多個(gè)省份出現(xiàn)用電緊張。深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革、重構(gòu)電價(jià)傳導(dǎo)機(jī)制具有急迫性。因此2021年10月11日，電價(jià)新政要求擴(kuò)大市場交易電價(jià)上下浮動范圍：將燃煤發(fā)電市場交易價(jià)格浮動范圍擴(kuò)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(jià)不受上浮20%限制。然而，高位運(yùn)行的煤價(jià)下，部分地區(qū)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(dǎo)出去。

　　當(dāng)前電價(jià)等政策不完善，電力市場機(jī)制銜接不暢，電價(jià)疏導(dǎo)路徑受阻，煤電企業(yè)生存壓力加大，市場機(jī)制對煤電低碳轉(zhuǎn)型的引導(dǎo)作用難以發(fā)揮。“基準(zhǔn)+浮動”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)無法將燃料成本有效疏導(dǎo)，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(diǎn)交易的不斷深入，市場出清價(jià)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(jī)組收益大幅下降、固定投資成本無法回收。輔助服務(wù)市場不完備，調(diào)峰費(fèi)用由發(fā)電側(cè)分?jǐn)?、未傳?dǎo)到用電側(cè)，難以完整體現(xiàn)煤電的靈活調(diào)節(jié)服務(wù)價(jià)值。缺少容量市場機(jī)制，在電力緊張時(shí)常規(guī)的現(xiàn)貨電能量價(jià)格不能彌補(bǔ)煤電的頂峰成本，無法兌現(xiàn)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(bǔ)償激勵。市場機(jī)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(jī)組，面臨難以收回投資成本的風(fēng)險(xiǎn)，虧損嚴(yán)重的煤電企業(yè)甚至需要破產(chǎn)重組來避免進(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”，隨著利用小時(shí)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(dāng)前我國的市場機(jī)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(wù)的回報(bào)。煤電轉(zhuǎn)向靈活調(diào)節(jié)電源和基礎(chǔ)保障電源，發(fā)揮容量價(jià)值和靈活性服務(wù)價(jià)值，電力市場和價(jià)格機(jī)制則必須改革到位，保證有市場需求的煤電機(jī)組能夠得到正常回報(bào)，能在系統(tǒng)中生存下去。緊急情況下，國家已出臺多個(gè)貨幣政策工具來為煤電紓困。然而，無論何種金融工具應(yīng)急支持，提供的都是“輸血”服務(wù);而只有市場機(jī)制到位，煤電才能具備自主“造血”功能。

　　2021年11月，國家設(shè)立2000億元支持煤炭清潔高效利用專項(xiàng)再貸款，2022年5月又在此基礎(chǔ)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(bǔ)貼資金、通過國有資本經(jīng)營預(yù)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(yīng)緊張的局面，為了2022年冬季的電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，避免再次出現(xiàn)因電煤供應(yīng)緊張，國家針對保供提出了專項(xiàng)資金，及時(shí)緩解承擔(dān)安全保供責(zé)任的中央發(fā)電企業(yè)所面臨的經(jīng)濟(jì)壓力。然而低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展也是一個(gè)長期的過程，仍需要投入大量的資金發(fā)展低碳技術(shù)、參與碳市場交易，改造升級機(jī)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(kuò)張將加重煤電行業(yè)中長期低碳轉(zhuǎn)型的經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)。近年來，煤電業(yè)務(wù)的持續(xù)虧損導(dǎo)致企業(yè)長期面臨嚴(yán)格的信貸管控措施，金融機(jī)構(gòu)對經(jīng)營虧損、負(fù)債率高、信譽(yù)評級較低的企業(yè)的融資意愿下降。未來煤電低碳轉(zhuǎn)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(lǐng)域，煤電保供企業(yè)難以獲得充足的轉(zhuǎn)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(dǎo)煤電高質(zhì)量轉(zhuǎn)型

　　針對發(fā)電企業(yè)低碳轉(zhuǎn)型面臨的困境與挑戰(zhàn)，政府部門應(yīng)當(dāng)對承擔(dān)安全保供社會責(zé)任的發(fā)電公司予以政策傾斜，重視其面臨的轉(zhuǎn)型困境，通過稅收減免、容量服務(wù)補(bǔ)償、優(yōu)惠貸款等政策減緩經(jīng)營壓力;加強(qiáng)財(cái)政資源統(tǒng)籌，加快設(shè)立國家低碳轉(zhuǎn)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(dǎo)作用，對于煤電等高碳排放行業(yè)，應(yīng)統(tǒng)籌運(yùn)用相關(guān)資金，加大對節(jié)能降耗改造機(jī)組的政策支持，對煤電低碳技術(shù)的研發(fā)和示范項(xiàng)目給予資金支持，對承擔(dān)安全保供的煤電企業(yè)實(shí)施增值稅留抵退稅政策，引導(dǎo)鼓勵金融機(jī)構(gòu)保障煤電企業(yè)的合理融資需求;完善電力市場機(jī)制建設(shè)，有效疏導(dǎo)發(fā)電成本，強(qiáng)化電能量市場、輔助服務(wù)市場和容量市場的有機(jī)銜接和協(xié)同發(fā)展，以合理的價(jià)格激勵機(jī)制引導(dǎo)煤電低碳轉(zhuǎn)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(shí)情況調(diào)整來讓市場化機(jī)制做到“強(qiáng)強(qiáng)聯(lián)合”，共同推動行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型;將煤電行業(yè)重點(diǎn)納入轉(zhuǎn)型金融分類目錄，并基于低碳轉(zhuǎn)型的動態(tài)性，結(jié)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(diào)整技術(shù)路徑，利用碳減排支持工具、貼息、擔(dān)保、認(rèn)證補(bǔ)貼等優(yōu)惠政策為轉(zhuǎn)型項(xiàng)目提供激勵，積極推進(jìn)轉(zhuǎn)型金融的發(fā)展，以提升轉(zhuǎn)型企業(yè)和轉(zhuǎn)型項(xiàng)目的可融資性。

　　在相應(yīng)政策的支持下，為了突破低碳轉(zhuǎn)型的困境，傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)需要積極應(yīng)對挑戰(zhàn)，保障政策落地實(shí)施效果。第一，應(yīng)積極響應(yīng)國家政策要求，加快淘汰落后煤電機(jī)組，同時(shí)嚴(yán)格控制煤電機(jī)組的新增;對于存量的煤電機(jī)組，企業(yè)應(yīng)做到一廠一策、一機(jī)一策，積極開展存量機(jī)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(shù)的研發(fā)投入。第二，應(yīng)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(wù)，并結(jié)合技術(shù)改造提高煤電機(jī)組經(jīng)濟(jì)運(yùn)行和靈活運(yùn)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(xiàng)目投資，擴(kuò)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(shè)、開發(fā)中上游水電、分布式能源、集中式儲能項(xiàng)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?zé)崮?、海洋能的新能源發(fā)電業(yè)務(wù);在增量配電網(wǎng)展開的基礎(chǔ)上，立足于配電范圍內(nèi)的電力用戶，因地制宜，構(gòu)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(jié)數(shù)據(jù)壁壘，加強(qiáng)“多能互補(bǔ)”與“源網(wǎng)荷儲”之間的多向互動，實(shí)現(xiàn)數(shù)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爭取實(shí)現(xiàn)創(chuàng)收創(chuàng)效，進(jìn)一步加強(qiáng)碳資產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)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(yīng)不斷完善當(dāng)前的管理模式，建立適應(yīng)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(guī)模效應(yīng)。