电力低碳转型绝非易事，需要兼顾低碳与保供，协同推进煤电的转型退出和可再生能源加速发展，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系。特别是对存量规模巨大的煤电，当下的关键是要尽快明确不同阶段煤电定位与价值，并建立相适应政策市场环境，使煤电积极转向调节备用、兜底保供资源，在低碳转型的同时，更好地为近中期的电力供应安全和可再生能源发展服务。

低碳减排 安全保供

发电企业作为实现“双碳”目标的重点减排对象，必须全面贯彻新发展理念，加快构建绿色低碳的新型电力供应体系。传统发电企业煤电资产份额较高，低碳减排任务重。发电企业中具有代表性的五大发电集团的电力装机容量在全国装机总容量当中占比高，其煤电资产占比在发电企业当中同样处于较高水平。2021年煤电装机容量为11.10亿千瓦，占全国发电总装机容量的46.7%，其中五大发电集团控股的煤电资产占比高达50%左右。传统发电企业低碳转型的主要着力点是燃煤电厂，但在煤电业务持续亏损的状态下，庞大的煤电资产份额成为企业低碳转型的负担和阻碍。

煤电是当前我国最主要的电力来源，2021年煤电发电量为5.04万亿千瓦时，占全国总发电量的60%。我国“富煤贫油少气”的基本国情决定了短期内以煤为主的能源结构不会改变，煤电仍是保障我国能源电力安全稳定供应的重要电源，推动煤炭清洁高效利用将发挥能源安全供应“压舱石”和能源低碳转型“助推器”的双重作用。煤电具有较大的转型优化空间，但若转型过程不平稳，过快以新能源电源大量替代煤电，电力系统的安全稳定运行将受到严重威胁。

在煤价高涨的情况下持续安全保供，2021年五大发电集团燃煤发电亏损和供热亏损合计超过1360亿元，不仅较2020年大幅减利逾1600亿元，也超过了2008～2011年的煤电累计亏损额。2022年第一季度，因全力保供而严重亏损的煤电企业仍未走出困难期，饱受燃料成本压力影响，煤电企业仍大面积亏损。尽管国家相关部门推出了一系列保供稳价措施，但2022年上半年煤价同比增长仍达到50%左右，而煤电企业上网电价涨幅仅为20%左右，大型发电集团仍有一半以上的企业处于亏损状态。煤电企业为了安全保供，付出了巨额亏损、设备失修、负债率高企、大量人力投入的代价，同时还面临结构调整和低碳转型的要求，如何寻找二者的平衡点成为困扰发电企业低碳转型的难题。

煤电改造任务重

发电企业的低碳转型需要大量的资金投入，涉及煤电机组改造升级、大力发展新能源的投资以及低碳技术研发投入等方面，这意味着电力转型的资金投入将占据主要部分。“十三五”期间在煤电亏损严重、配套政策不到位的情形下，发电企业“不敢”“不愿”投资，煤电机组改造推进缓慢。“十四五”时期，煤电行业的发展存在巨大的资金需求，需要投入大量的资金用以提高煤电效率，实现锅炉升级改造、灵活性改造以及低碳减排改造等。

在煤电转型方面，《全国煤电机组改造升级实施方案》要求节煤降耗改造规模不低于3.5亿千瓦，供热改造规模力争达到5000万千瓦，存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本为500~1500元，加上后期运维、煤耗等成本，若没有合理的经济回报，电厂难以承受改造代价。目前，煤电企业普遍存在亏损大、高负债、现金流紧张等问题，企业自身已经没有足够的能力支持煤电改造的艰巨任务。煤电改造任务的顺利完成不能单纯依靠煤电企业，政策、财政、金融、成本等均需要提供后续保障。

煤电与其他发电技术的耦合方式单一，火水风光多能融合发展深度不足，需要进一步投资研发。例如，燃煤生物质耦合发电技术存在发电侧耦合、蒸汽侧耦合和燃烧侧耦合等多种技术形式。相关技术在国际上的运用已较为成熟，我国对此的研究尚处于起步阶段，目前燃煤耦合生物质发电是以气化为主，发展规模还不理想，面临缺乏系统规划、行业标准化建设不够完善等问题。项目从秸秆收购、储藏、运输等环节都需要相应的人力和资金投入，在缺乏补贴的情况下，企业的投资积极性不高，项目难以落地。未来还需进一步加大政策支持力度，从电价制度、碳市场交易等方面着手，促进形成行业可持续发展的良性机制。

碳捕集、封存与利用(CCUS)作为具有前景的低碳技术，其研发推广同样需要大量的资金投入。CCUS是一项流程复杂的技术，具有较长的产业链，产业内各行业间的相关性较强，对资金的需求量很大，资金交叉普遍、关联度高，融资关系复杂，投资风险高。现有技术条件下，我国CCUS的成本为300～600元/吨，每度电增加成本0.26～0.4元，能耗水平增加14%～25%;地质封存时还存在泄漏的风险。CCUS的发展也是一个长期的过程，研发周期长，市场不确定性强。发电企业在资金、技术等方面的投资需要具备持久性和稳定性。

市场机制有待完善

目前我国电力市场执行的是以电量价格为主的市场机制。单纯计算电量收益时，煤电运行小时数低、电煤价格不协调、煤电上网电价机制不完善，导致煤电生存困难、电厂收益难以保障。作为煤电的主要成本，燃煤成本在总成本中的占比达到70%左右。2021年9月以来，全国燃煤价格更是出现大幅上涨，动力煤价格屡创历史新高。代表性的秦皇岛5500大卡动力煤价格从2020年每吨均价577元冲到2021年10月17日的2600元;五大发电集团2021年平均到厂标准煤单价(含税)每吨突破千元，达到1041元，比2020年651元猛增60%。

当前电价等政策不完善，电力市场机制衔接不畅，电价疏导路径受阻，煤电企业生存压力加大，市场机制对煤电低碳转型的引导作用难以发挥。“基准+浮动”电价不能真实反映煤电成本，近两年煤价走高，煤电电价无法将燃料成本有效疏导，致使煤电企业经营压力加大。随着我国现货市场试点交易的不断深入，市场出清价格逐渐趋同于系统边际发电成本，清洁能源优先出清，煤电正失去过去的成本优势，机组收益大幅下降、固定投资成本无法回收。辅助服务市场不完备，调峰费用由发电侧分摊、未传导到用电侧，难以完整体现煤电的灵活调节服务价值。缺少容量市场机制，在电力紧张时常规的现货电能量价格不能弥补煤电的顶峰成本，无法兑现煤电的安全保供价值，煤电企业缺乏足够的可靠容量补偿激励。市场机制不完备，叠加化石能源价格高企、安全环保生产要求不断加码、碳配额约束等多重因素的冲击，大量尚处于资本成本回收早期阶段的化石能源机组，面临难以收回投资成本的风险，亏损严重的煤电企业甚至需要破产重组来避免进一步的损失。

在此背景下，煤电企业的盈利空间受到高煤价、低电价的“两头挤压”，随着利用小时数不断降低，行业出现大面积亏损。在持续亏损的情景下，煤电仍需确保用电安全，保障供电需求，但是当前我国的市场机制不足以保障燃煤电厂的基本收益，缺乏煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等服务的回报。煤电转向灵活调节电源和基础保障电源，发挥容量价值和灵活性服务价值，电力市场和价格机制则必须改革到位，保证有市场需求的煤电机组能够得到正常回报，能在系统中生存下去。紧急情况下，国家已出台多个货币政策工具来为煤电纾困。然而，无论何种金融工具应急支持，提供的都是“输血”服务;而只有市场机制到位，煤电才能具备自主“造血”功能。

未来保供压力催生的规模扩张将加重煤电行业中长期低碳转型的经济负担。近年来，煤电业务的持续亏损导致企业长期面临严格的信贷管控措施，金融机构对经营亏损、负债率高、信誉评级较低的企业的融资意愿下降。未来煤电低碳转型需要数万亿元规模的资金投入，然而金融资本更多流向绿色领域，煤电保供企业难以获得充足的转型融资，低碳发展的资金缺口巨大。

低碳转型有关建议

一是加强政策引领和顶层设计，完善科学创新体制机制。建议加快完善电力前沿技术攻关的政策、法规、标准、形成以电力为核心的能源结构转型集成技术创新政策体系；建立科学高效的电力科技创新发展机制；设计符合我国实际的电力系统减碳、脱碳技术实施路径；全链条系统提升国家创新体系的整体能效。

二是加强自主科技创新与产业升级。建议加大对能源电力转型发展具有引领作用的基础研究及前沿技术研发的支持力度，集中优势资源力争取得重大突破；推动先进产品规模化、产业化快速应用，降低建设成本，构建起全产业链条、协同联动的自主能源电力科技创新生态系统。

三是加强国际能源电力领域技术合作。建议有效利用全球创新资源,高起点推进科技创新，通过国际气候变化合作机制，加强绿色低碳发展国际技术合作、交流，促进应对气候变化的技术创新与技术转让，处理好低碳转型过程中的知识产权问题，有序推进能源电力前沿技术在国内示范及应用。培育绿色低碳能源电力技术创新生态圈，构建区域科技创新合作共同体。

四是完善市场机制，发展绿色金融。建议进一步完善和稳步推进市场化改革及机制建设，鼓励技术和制度创新，发展绿色金融，引导社会资金流向绿色低碳领域。加大关键脱碳减碳技术研发的资金扶持力度，提高研发经费投入产出效率。同时，以数字化、智能化技术构建适应性平台，支撑可再生能源和清洁煤电的发展和高效运行，实现系统低碳化、清洁化发展。

五是发挥电力行业协会作用和企业在突破性科技创新方面主体作用。建议充分发挥行业协会的平台与桥梁作用，深入研究能源电力技术发展的共性问题，持续开展调查研究，反映行业企业诉求，加强能源电力领域技术标准建设。能源电力相关企业作为先进技术应用及示范的主体，要进一步强化产学研合作，解决发展转型中的重大技术问题，加快科研成果的转化，尽快将前沿科技成果从实验室走向企业应用，在应用中加以逐步完善。

文章来源： 能源评论•首席能源观，中电联规划发展部, 中国经济导报网