對碳達峰、碳中和目標下燃煤發電機組在能源結構中基礎性兜底作用的思考

摘要：2020年12月開始，湖南、江西、浙江、廣東等地接連出現了短暫的用電負荷缺口，部分區域的“拉閘限電”和“有序用電”引起了大家的關注，高煤價情況下，是否有必要維持煤電企業不出現政策性虧損，突出碳達峰、碳中和目標下燃煤發電機組在能源結構中基礎性兜底作用，值得我們進一步分析。本文在探討煤價上漲原因基礎上，對“碳達峰、碳中和”國策的實施離不開煤電基礎性兜底作用進行了分析，提出破解煤炭價格畸形偏高的政策建議，助力煤電企業規避政策性虧損，肩負起國家在實現碳達峰、碳中和目標過程中的重要使命。

關鍵詞：碳達峰、碳中和;煤電企業;煤價非理性上漲;政策性虧損;政策建議

引言

2021年是“十四五”開局之年，也是我國“雙碳”行動的元年，供給和需求形成了天然的矛盾。不過，化解供需矛盾不能一蹴而就，下游需要承擔一定時間的上游高價格之痛。這個過程也是一個價格平衡、博弈的過程，將倒逼煤炭需求空間收縮，直至達到碳排放與經濟發展的平衡。2021年上半年煤價呈現淡季不淡、旺季更旺，安檢升級，水電來遲、進口煤不幫，紅線不碰，期貨多變等特點。三季度煤價沒有迎來預期中的理性回歸，盡管國家出臺了多項保供控價措施，但短期效果不佳，四季度至2022年上半年，受國際、國內多重因素影響，預計煤價仍將高位運行。2021年9月23日市場含稅到廠標煤單價已接近1800元/噸（不含稅標煤單價1593元/噸），按照當前35萬千瓦超臨界機組供電煤耗300克/千瓦時計算，燃料成本為0.47元/千瓦時。如果加上水、油、減排等成本和動輒幾十億的銀行貸款財務成本，以及機組日常維護檢修、人員工資、政府各項基金稅收等綜合成本，嚴重偏離電煤價格所形成的成本線，全國煤電不含稅電價普遍不超過0.37元/千瓦時，也就是每發1度電遠不止虧損1毛錢，每月發電4億千瓦時，虧損超過4000萬，火電企業陷入經營困境。國家層面如何根據市場煤價變動超紅線，因地制宜、一地一策制定煤電聯動獎勵措施，獎勵以“國之大者”思維，不計成本為電力供應作出貢獻的煤電企業，減輕煤電企業經營壓力，夯實煤電基礎性兜底作用，避免煤電企業資金鏈斷裂影響“碳達峰、碳中和”國策的實施，是當前破解煤炭價格畸形偏高的關鍵所在。

1 2021年煤價非理性上漲原因

1.1內部原因

發電裝機容量情況：截至8月底，全國發電裝機容量22.8億千瓦，同比增長9.5%。其中，非化石能源裝機容量10.4億千瓦，同比增長18.1%，占總裝機容量的45.6%，同比提高3.3個百分點。水電3.8億千瓦，同比增長4.9%，其中，常規水電3.5億千瓦，同比增長4.8%。火電12.8億千瓦，同比增長3.8%，其中，燃煤發電10.9億千瓦，同比增長2.2%，燃氣發電10656萬千瓦，同比增長11.8%，生物質發電3458萬千瓦，同比增長32.3%。核電5326萬千瓦，同比增長9.2%。風電3.0億千瓦（其中，陸上風電和海上風電分別為28317和1215萬千瓦），同比增長33.8%。太陽能發電2.8億千瓦（其中，光伏發電和光熱發電分別為27461和52萬千瓦），同比增長24.6%。

發電情況：1-8月份，全國規模以上電廠發電量53894億千瓦時，同比增長11.3%，增速比上年同期提高11.0個百分點。1-8月份，全國規模以上電廠水電發電量7617億千瓦時，同比下降1.0%，增速比上年同期提高1.3個百分點。全國水電發電量前三位的省份為四川（1984億千瓦時）、云南（1792億千瓦時）和湖北（967億千瓦時），其合計水電發電量占全國水電發電量的62.3%，同比分別增長-4.6%、9.3%和-5.8%。1-8月份，全國規模以上電廠火電發電量38723億千瓦時，同比增長12.6%，增速比上年同期提高13.0個百分點。分省份看，除西藏、吉林和河北同比下降13.3%、3.6%和1.5%外，其他省份火電發電量均同比增長，其中，增速超過30%的省份有青海（36.5%）、四川（34.4%）和廣東（32.3%）。1-8月份，全國核電發電量2699億千瓦時，同比增長13.3%，增速比上年同期提高7.1個百分點。1-8月份，全國并網風電廠發電量4301億千瓦時，同比增長42.0%，增速比上年同期提高27.8個百分點。

國內煤炭供應情況：1-8月份，全國累計生產原煤26億噸，同比增長4.4%，比2019年同期增長4.2%，兩年平均增長2.1%;進口煤炭19769萬噸，同比下降10.3%。以煤炭行業“去產能”為例，“十三五”期間全國累計退出煤礦5500多處，淘汰落后煤炭產能10億噸/年以上。大量落后產能雖然退出了，但新增先進產能卻未及時跟上。據公開數據測算，2021年全年新增煤炭先進產能也不過2億多噸。

結論：供需失衡，直接推高了電煤價格。

1.2 外部原因

今年以來，隨著全球疫情得到控制，國際經濟整體復蘇，逐漸走出大蕭條階段。經濟的復蘇、美國金融政策的放水、國際天然氣價格的快速增長、西歐地區風電的下降，帶動國際動力煤需求的不斷增長。

7月份，日本進口動力煤981.57萬噸，同比增加10.73%，環比增長31.53%。7月份，日本煤炭進口總量為1575.79萬噸，同比增加12.12%，環比增長20.27%。

7月份，德國、西班牙、英國、法國四國的燃煤發電量高達4太瓦時，較2020年同期增長1.9太瓦時，這也是西歐國家連續第8個月燃煤發電量上漲。今年1-7月份，這四國煤炭發電量總計達到30.2太瓦時，同比上漲30%左右，相當于較去年同期多燃燒了240萬噸動力煤。

除發達國家外，發展中國家的印度，電煤的需求也大幅增長。今年6月份，印度煤炭進口量為1877萬噸，較上年同期的1251萬噸增加50%。其中，非煉焦煤進口量為1305萬噸，同比增加57.6%。自6月中下旬以來，印度疫情形勢逐漸趨緩，封鎖措施放寬，經濟活動加快復蘇，帶動工業用電量迅速增加;同時時值旱季，高溫之下居民用電量增長也十分可觀。7月份，印度電力消費量達到852.8億千瓦時，同比增長8.86%。1-7月份，印度除煤電以外的其他能源發電量同比均顯著下降，總發電量卻同比增加16%，從而帶動燃煤發電量大幅增加以滿足用電需求。數據顯示，今年4-7月份，印度燃煤發電量為3420億千瓦時，同比增長23%;而水電量同比下降7%，天然氣和燃料發電量同比下降14%。8月下旬以后，印度國內電廠頻頻陷入極度缺煤困境，大量電廠庫存告急，平均可用天數不斷下降，9月初已降至7天。印度政府呼吁國內電廠增加煤炭進口，以緩和缺煤現狀。東南亞情況與此類似。

綜合來看，后期我國進口煤數量或有增加，但受海外供應偏緊影響增幅不會太大，煤炭保供控價不可能依賴進口煤增量加以解決，供需失衡，電煤價格高位運行在所難免。

2 “碳達峰、碳中和”國策的實施離不開煤電基礎性兜底作用，保供控價讓煤電活下來至關重要

2.1能源需求高速增長，煤電仍然是主力電源

我國是能源生產第一大國，2020年化石能源占一次能源生產總量的80.4%，煤炭消費占全國能源消費總量的57%，煤炭在現階段仍然是我國的主要支柱能源。電源結構中，火電機組占全國總裝機容量的59%，2020年全國火電裝機容量12.5億千瓦，其中煤電裝機容量10.8億千瓦，占比86.7%，盡管現在清潔能源的需求量在逐步增加，但國民經濟高速高質量發展，全社會用電量快速增長，預計2021年全社會用電量增長7%左右，因此火電特別是煤電在未來一段時間里依然是發電量的主要來源，煤電基礎性兜底作用不可替代。

2.2煤電能源地位依然不可或缺

隨著太陽能光伏、風電、核電、潮汐電等綠色能源的增加，煤炭的能源地位將從“主體”向“兜底”轉變。目前除了煤電、核電外，其他能源受到氣候因素的影響，存在發電量不均衡、儲能難度大、上網不穩定的問題。煤電的根基也難以動搖。新能源體量的逐步增加，煤炭地位將從“主體”轉向“兜底”，但煤電能源地位依然不可或缺。

3 棄煤電不能走極端

3.1新能源與煤電不是“你死我活”的零和博弈

以新能源為主體，不是與煤電“你死我活”的零和博弈。主體地位的更新換代，不是簡單的此消彼長或替代競爭，而是一項“一榮俱榮一損俱損”、“牽一發而動全身”的系統性工程。新能源在裝機和電量份額上超越煤電是大勢所趨，但“讓位”并不意味著“被取代”，煤電在未來一段時間仍然發揮著電力供應“壓艙石”的作用。德國能源轉型最關鍵的舉措是采用了循序漸進的方式發展可再生能源，提高化石能源的使用效率，利用氣電、煤電為高比例可再生能源電力提供調峰電源，此舉可行性高且成本較低。貿然退出煤電、“革煤電的命”，不符合我國當前的發展階段，將對我國能源安全造成嚴重影響。

3.2避免運動式“減碳”

實現碳達峰、碳中和目標是一項重大國家戰略，各地應避免在推進過程中急于求成，需遵循實事求是、尊重規律、循序漸進、先立后破的要求，不能盲目提出超越發展階段的目標、違規上馬“兩高”項目，要及時整改不符合要求的“兩高”項目，嚴控不符合能耗雙控要求的增量項目。

3.3加快低碳技術發展，實現煤電貢獻負碳

碳達峰、碳中和目標的提出，為統籌大氣污染防治與溫室氣體減排指明了方向，“碳交易”和“碳稅”是碳減排的兩項重要政策工具。2021年，我國碳市場從試點到正式啟動，火電行業的低碳技術應用是實現經濟低碳化的關鍵之一，有必要從火電項目的前期工作到機組的投產運行全過程按低碳火電技術戰略的要求作出正確選擇。利用關鍵先進技術，例如二氧化碳捕集技術、超臨界CO2循環發電技術、零碳技術，這些低碳新技術都可以應用到火力發電行業之中，提前跟進國家步伐，另外也可以開展風光電儲相關項目研究，加強資源配置碳資產，保證碳交易協同機制正常運行。

2060年前要實現全部溫室體系碳中和，然而2060年仍保留大量的高碳排放的常規煤電機組顯然與碳中和目標相悖。長期來看，常規煤電的“壓艙石”地位不再，將在新型電力系統構建過程中逐漸轉變為調節電源、補充電源、備用電源、直至完全退出。考慮到僅是煤電加CCS只能變成低排放電源，而BECCS改造則成為遠期適度留存煤電和實現電力負碳的可行選擇。根據生物質資源量和要求實現的負碳規模，遠期BECCS改造機組可考慮為2-3億千瓦規模，按照50%的摻燒率（實物量單位）和90%的捕獲率，貢獻2.2-3億噸二氧化碳當量的負碳規模。考慮到2060年航空與遠洋貨運、化工和工業工程和農業生產“不得不排放”的二氧化碳體量約在15-20億噸，而森林碳匯的合理貢獻估值在10億噸左右，因此煤電BECCS貢獻的負碳很可能成為保障整個能源系統脫碳的“壓艙石”。

4 政策建議

4.1分省、分地區對未來電力系統的安全裕度進行準確評估，因地制宜、一地一策解決煤電企業政策性虧損，確保煤電基礎性兜底作用的落實。

目前，很多專家學者從保障用電安全、為可再生能源提供靈活性等角度來支持進一步增加煤電;但是“十三五”規劃的實踐已經證明我國電力規劃中留有較大的安全裕度。為了進一步推動可再生能源的發展，同時避免出現美國得州的大停電事故，需要采用“自下而上”的方式分省、分地區對未來電力系統的安全裕度進行準確評估，對保持電力系統安全所必須的靈活性資源下限進行準確計算，以推動電力行業在保持安全的情況下盡快實現碳達峰的目標。例如：海南區域電網就有本地特點，海南電網相對獨立，其主架構為220kV“目”字型雙環網架，與廣東電網僅通過兩回500kV/60萬千瓦海底電纜連接，省內電力供需總體緊平衡。2021年9月，海南省內一次能源供應緊張，電力供需形勢急劇惡化，廣東由于自身電力存在缺口，無法給海南提供電力支援，9月21日至26日海南電網存在117萬千瓦電力缺口，占比23%。海南區域煤電機組自2021年7月—9月連續3個月超計劃滿負荷運行，2臺350MW機組高煤價帶來的政策性虧損近1億元人民幣。

4.2建立合理的收益和成本分攤機制，使煤電地位在“主體”轉向“兜底”過程中發揮關鍵性作用

在保障用電安全的情況下提高電力的清潔、低碳水平勢必要增加用電成本，煤電調峰增量成本與確保煤電企業盈虧平衡線要相互關聯，增量成本必須考慮煤電地位在“主體”轉向“兜底”過程中發揮關鍵性作用這一關鍵因素，該成本不能一直在電力系統內部消納，必須選擇合適的機會疏導出去，讓成本有效分攤，以推動電力行業健康可持續發展，并服務于“碳達峰、碳中和”國策。

4.3落實發改委煤炭保供控價措施，讓煤電活下來，確保國家能源安全

一是做好國家發展改革委、能源局聯合派出督導組推動落實“放管服”各項要求工作，幫助企業協調解決影響產能釋放的突出問題，通過采取并行辦理相關手續等措施，努力增加煤炭供應，確保產量切實有效增加，保障人民群眾生產生活用煤需求。二是堅持問題導向，督導組督促相關地方、企業對照國家能源保供穩價政策措施自查自糾，對落實不到位的將嚴格督促整改;對捏造、散布煤炭漲價信息，惡意囤積、哄抬價格、合謀漲價、串通漲價等違法價格行為，將積極配合市場監管部門依法及時查處，努力保障能源市場平穩運行，為能源保供穩價工作營造良好氛圍。三是加強協調指導，為發電供熱企業煤炭中長期合同補簽、增簽創造條件，確保實現全覆蓋。四是進一步加強電煤中長期合同履約監管，確保所有中長期合同保質保量兌現;嚴肅電煤中長期合同機制，建立電煤中長期合同履約率與企業信用、鐵路運力計劃等掛鉤的懲戒機制。五是進一步加大“雙碳”戰略目標和節能降耗宣傳，繼續完善和推廣差別電價政策、分時電價政策等有效措施，推動節約用電，有效減少非必須用電。

4.4推出煤電容量電價，保障電廠基本收益，推動煤、電一定程度上的聯動，確保電價至少高于燃料成本，避免成本倒掛、入不敷出

中電聯規劃發展部副主任、燃料分會副秘書長葉春建議，要統籌保供與減排，充分發揮煤電基礎托底作用，筆者觀點與此一致。筆者認為中國經濟未來面臨“一增一減”不可避免，中國既要為經濟發展不斷增加能源電力供應，又要為實現降碳目標持續減少碳排放，“剪刀差”壓力下，能源行業發展必須加大轉型力度。就煤電而言，較長一段時間內，煤電在基本負荷保底、熱力可靠供應、低耗高效、可靠備用等方面仍具有無可比擬的技術和經濟優勢，煤電的“壓艙石”和“穩定器”作用不可替代。無論什么樣的電力系統，保障電力供應是首要前提。因此，煤電必將擔當保供和減排雙重角色，在新型電力系統中發揮重要的基礎性電源作用。如果不結合實際，制定措施不考慮煤電企業生存底線，煤電企業必將在供給和需求天然矛盾中陷入困境，煤電企業成本倒掛、入不敷出甚至可能會引發相關金融風險，最終影響的是“碳達峰、碳中和”國策的實施。

參考文獻：

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[6]電煤圈.“9月4日一周船煤要聞”.順暢船煤.

作者簡介：智佳佳（1983— ），女，碩士，畢業于復旦大學，現任職于國家能源集團福建公司，主要從事能源戰略研究，市場分析，燃料管理工作。TEL：18050303162. Email：xmujj@163.com