“雙碳”政策背景下煤電企業經營策略研究

杜盼盼，王秋銀，鄢順才，甘 源，蘇 丹，張國瑩*，王 然，賈開程)

（1.云南省能源投資集團有限公司；2.云南省能源研究院有限公司，云南 昆明 650000）

0 引言

2016年4月，由全球178個締約方共同簽署的應對全球氣候變化協定簽署，長期目標旨在將全球平均氣溫較前工業化時期上升幅度控制在2攝氏度以內，并努力將溫度上升幅度限制在1.5攝氏度以內。2020年9月，在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上，習近平主席提出中國將采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。從國際到國內，綠色低碳發展逐步成為全球共識，減碳、控碳和低碳發展成為我國能源轉型的主要抓手，無形之中給煤電企業帶來了巨大壓力，如何在環保態勢趨嚴的情況下，積極應對強制性政策，成為煤電企業當前需要加強研究的前瞻性問題。

1 煤電“壓艙石”能源結構及其現狀

我國能源資源稟賦為富煤、少氣、貧油，形成以火力發電為主的能源結構，

以2020年為例，全國發電量77 790.6億千瓦時，其中火力發電發電量53 302.5億千瓦時，占比68.52%。

表1 2016-2020年全國發電量結構（單位：億千瓦時）

然而，火力發電原材料供給主要以燃煤為主，燃煤發電量約49 177.3億千瓦時，占火力發電量53 302.5億千瓦時的92.26%，煤電依舊占據供電“壓艙石”和“穩定器”的主體地位。但近年來，在“雙碳”背景和環保高壓政策下，以及風電、光伏等新能源異軍突起的輪番沖擊，煤電市場表現不佳，煤電機組利用小時數持續下降，行業產能過剩、盈利能力下降。數據顯示，2016年-2018年間煤電機組利用小時數逐年攀升，但2018年后煤電機組利用小時數呈現下降趨勢，2020年煤電機組利用小時數下降到了4 216小時，虧損面已接近50%。

表2 2016-2020年我國煤電機組利用小時數統計（單位：小時）

2 煤電企業面臨的困境

2.1 “雙碳”目標倒逼煤電企業角色轉型

研究顯示，煤電產生的二氧化碳排放占全國總排放量的43%，是未來減碳的最大主體。 “雙碳”背景下，到2050年我國非石化發電量占總發電量的比例將超過90%，煤電發電量將降至5%以下，這對煤電企業來說無疑是改變了煤電在我國整個能源結構中的地位，煤電作為電力系統安全運行的穩定器作用將被打破，煤電在電力系統中的作用將從主體供給逐步向輔助兜底轉變，各大煤電企業將以靈活性電源的新角色代替原有傳統能源供給壓艙石的角色。

2.2 “煤電矛盾”讓煤電企業虧損加劇

2020年初新冠疫情全球爆發，世界經濟秩序被打亂，疫情被逐步控制后，我國率先恢復經濟增長，2021年1月至8月，在消納端全國用電量達到約5.4萬億千瓦時，較往年同期增長了近14%，而發電端全國發電量約5.3萬億千瓦時，較往年同期增長了近11%，發電量供給小于消納端需求，全國陷入限電狀態。由于我國電力系統發電端主要依靠火電，而火電企業以燃煤發電為主，加之火電之外的水電、風電和光伏發電量不能填補煤電缺口，部分參與調峰的煤電成為主力，直接導致煤電企業發電需求暴增，煤炭需求明顯上漲。此外，由于“雙碳”目標的剛性約束，近年來大型煤礦的限產，環保不達標的小型煤礦關停，導致煤炭供不應求，價格持續走高，抬高煤電企業發電成本；同時，煤電銷售側大部分煤電企業仍執行“計劃電”政策，在兩頭擠壓的作用下，煤電企業出現越發越虧的現象，加劇了煤電企業經營虧損。

2.3 碳交易市場開市加速煤電企業汰弱留強

隨著2021年7月全國碳交易市場開市，從短期來看，以燃煤發電為主的煤電企業，雖然最早實行超低排放改造，對碳排放有一定控制，但在碳價與煤電企業發電成本掛鉤的情況下，技術更新較差的煤電企業將面臨較大壓力。從長期來看，“雙碳”目標的日益臨近，碳排放額度將會逐步收緊，碳價因供給側減少而逐步上升，不僅削減了燃煤發電的經濟性，提高了以燃煤發電為基礎的電價，更削弱了煤電市場競爭能力，壓縮煤電的利潤空間，降低煤電投資回報率，使得資本對煤電的投資大幅縮減，市場上將僅存技術先進、成本低、控碳減排能力強的調峰煤電企業，低效落后的煤電企業將逐漸被市場摒棄。

2.4 新能源平價上網的替代作用日益凸顯

2021年6月新能源上網電價政策公布，對2021年之后的增量光伏和陸上風電項目實行平價上網，這是光伏和陸上風電正式步入無補貼時代的具有里程碑意義的一項政策，是對以煤電為主的傳統能源結構的重塑，向業界和社會釋放了新能源發電成本已與煤電發電成本持平甚至降低。相較于新能源發電成本的下降空間，煤電企業在節能環保改造和除碳方面，還要面臨改造空間有限、邊際成本過高、碳捕捉和封存技術不成熟和經濟性差等問題，度電成本持續下探已到瓶頸。長此以往，煤電市場占有率和競爭優勢將逐步下滑，綠電上網將成為“雙碳”時代的主流。

3 “雙碳”目標下煤電企業經營策略

3.1 順應“雙碳”趨勢，做好頂層設計

在傳統能源逐步退出，構建以新能源為主的新型電力系統成為大勢所趨，煤電企業一方面要充分認識“雙碳”目標對企業經營的深遠影響，理順煤電在“碳中和”“碳達峰”中的關系，改變被動開展節能環保技改模式，以戰略前瞻性思維，積極參與碳排放權交易工作，主動應對因“雙碳”目標約束使煤電企業履約成本增加，進一步推高煤電機組成本，削弱其競爭力的趨勢；另一方面要提高資源整合能力，持續降本增效，建立以科技創新為引領的新時代煤電企業發展戰略，在研發投入上，重點關注儲能、碳捕捉和封存技術，以及利用“互聯網+”智慧能源，促進水、火、風、光優勢互補和綜合利用。

3.2 提前布局，主動參與碳排放權交易

2021年7月全國碳交易市場上線，煤電企業作為電力系統中二氧化碳減排大戶，應積極開展碳交易市場研究，熟悉碳交易機制，結合企業內部生產經營情況，統一制定碳排放權交易策略，以企業年度碳排放數據為基礎設計入場交易的碳交易產品，有效銜接現有的電力現貨市場、碳市場、輔助服務市場、綠證市場。同時，煤電企業作為調峰電源，參與調峰輔助市場服務，解決新能源消納問題，要運用好資本市場機制，充分利用金融工具對沖企業的碳約束成本。從長遠來看，電力系統若要實現長期二氧化碳深度減排，煤電企業深度參與碳交易市場是行業監管機構實現減排目標的重要政策工具。據有關機構預測，2050年可再生能源比例或將達到70%-80%，煤電將保留400-700GW，主要承擔基荷、調峰和供暖需求，由此看出未來減碳預期明確，碳資產價格長期上漲將是未來趨勢，在此情況下，煤電企業應提前布局、主動作為，積極做好碳排放權交易應對措施。

3.3 做好減法，加強企業成本管控

隨著“碳達峰”時限日益臨近，煤電企業除了減少與“雙碳”目標無關的投資外，還應加強企業自身的成本管控。在燃煤成本管控方面，主要是燃煤價格的波動、燃煤熱值質量和運輸、儲備過程中的損耗。采取煤電一體化的商業模式，整合煤電產業上游煤炭資源與下游燃煤發電企業，促成上下游良性互補和成本管理閉環，可以有效解決燃煤成本問題。在調峰和備用成本管控方面，主要是煤電機組的煤耗、油耗、損耗和環境成本。在煤電企業參與深度調峰時，為平衡電力電網系統負荷波動而實時改變出力所付出的能量損耗及其他費用，將直接增加煤電企業生產成本。此外，為削弱可再生能源接入電網產生的系統波動以及對電網的穩定運行帶來沖擊，煤電企業將會預留有備用容量的機組參與調度和調控，相應產生的固定成本、調頻機組啟停費用、企業擱淺成本等生產輔助服務成本。由于調峰、調頻時段不可完全預測，針對因調峰和備用產生的成本，煤電企業可利用能源互聯網大數據技術，根據歷年電網系統負荷大數據，提前預測下一年電網系統負荷，做好企業成本預算管理預案，實時對成本進行管控。在政策性履約成本方面，隨著“雙碳”目標的逐步推進和實施，相關的法律法規陸續出臺，作為高能耗控排對象的煤電企業面臨“碳約束”壓力，由此產生的政策性履約、環境約束、安全生產約束、社會責任約束成本，將伴隨煤電企業全生命周期。為實現以“低碳、環保”為要求的約束條件，煤電企業應著力構建動態化、系統化的成本管控體系，根據外部環境變化實施改進內部成本管理路徑，提高成本管理效率。

3.4 開拓創新，加強“雙碳”背景下煤電企業新技術研究和應用

創新是引領發展的第一動力。在“雙碳”目標背景下推進煤電企業經營發展，必須依靠創新驅動，突破瓶頸制約。一方面，煤電企業要開展技術創新，突破低碳發展技術，密切關注碳減排領域前沿技術研發應用，如在煤電減碳控碳、煤化降碳固碳以及碳捕集、利用和封存、新型電力系統等關鍵技術方面要加大研發創新。另一方面，煤電企業要在管理上創新，運用大數據技術推進企業數字化轉型，以數字產業化、產業數字化為方向，探索推動人工智能、大數據、云計算、區塊鏈等數字技術與傳統煤電企業深度融合，以數字化培育新動能，用新動能推動煤電企業的新發展。

4 結語

“雙碳”目標的提出為以煤電為主的我國能源結構帶來了一場深層次的影響與變革，煤電企業低碳轉型成為必然。面對煤電發展受控、成本高企、政策趨嚴的情況，煤電企業應從戰略上做好頂層設計，積極參與碳排放和碳排放權交易，對內加強成本控制，對外積極參與碳交易，以創新為引領，研究碳中和場景下固碳、新型電力系統和數字化等技術，為“雙碳”背景下煤電企業經營策略提供借鑒和思路。