陈宗法：“双碳”目标下的煤电存续之道

来源：《国家电网》杂志 时间：2021-07-12 11:23

“双碳”目标下的煤电存续之道

中国能源研究会理事、中国华电集团有限公司副总法律顾问 陈宗法

　　在落实“双碳”目标、严控煤电项目及构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下，煤电作为电力行业高碳电源，经营环境较“十三五”有什么变化？发展空间还有多大、合理生存时间还有多久？存量煤电如何改造升级？增量发展如何严格控制？煤电政策如何根据新的定位相应调整？我结合煤电企业实际谈谈个人看法。

　　“十四五”煤电经营环境的新变化

　　煤电长期愿景“不看好”已成业内外人士的共识。“十四五”期间，煤电的经营环境较“十三五”期间，政策导向转向硬约束，市场环境复杂多变，经营业绩不确定性增加，未来生存时间、发展空间被加速挤压，系统性风险明显增加。同时，煤电未来时空预期变得清晰、明确，煤电新定位及政策配套值得期待。

　　“双碳”目标的国际承诺已成为我国能源发展的硬约束，并着力“构建以新能源为主体的新型电力系统”。中国电力企业联合会预测，2025年我国电力碳排放达峰。照此类推，2025年煤电达峰，2030年后逐步退出，2050年大部分退出，2060年前碳中和时将基本退出。因此，“十四五”或将是煤电最后的一个发展期，其合理生存期已不到40年。

　　碳排放配额约束、成本增加，将是煤电“十四五”期间的新挑战。2021年，我国碳市场从试点到正式启动，生态环境部首选电力行业，向2225家发电企业下达碳排放配额。碳价是推动节能减排、应对气候变化的重要手段。因此，在作出电源投资、煤电改造决策时，企业应更多地关注碳排放成本、现行碳价及未来走势。

　　清洁替代加速，煤电来自新能源的挑战猛增。近年来，风电、光伏发电成长性、经济性、竞争力显著增强，可以与煤电同台竞争、实现平价上网，“十四五”期间将发展更快、占比更高。因此，煤电逐年被清洁能源稀释、挤压、替代，其装机、电量占比不断下滑将更明显。

　　煤电率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。煤电上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成；煤电价格联动机制不再执行。这意味着煤电将由缩减计划电量、扩大市场电量的“双轨运行”向“全电量市场竞价”转变，并将在整个“十四五”时期贯彻。

　　煤电将面临煤炭市场、电力中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场的交织影响，其中对业绩影响最大的是煤炭市场、电力市场。

　　煤电政策转向硬约束的同时，也为煤电企业点亮“温暖之光”。如煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场形成。目前，广东、河北、山东、云南等省容量市场建设已提上日程。

　　总之，“十四五”期间，煤电因高碳所固有的一系列挑战并不会消失，反而会因“双碳”目标的实施，更加强化、凸显、扩展。同时，煤电将受到市场交织影响，情况复杂多变，不确定因素增加。因此，“优胜劣汰”将是煤电行业面临的长期挑战。

　　重组改造、优化升级存量煤电

　　“十三五”期间，煤电供给侧改革初见成效。到2020年年底，全口径煤电装机容量降至10.8亿千瓦，实现了控制目标，既阻滞了利用小时数的急剧下滑，也促进了“三弃”现象好转，但仍然存在煤电存量巨大、占比过高、设备闲置、环保督查、煤价上涨、电价下行、亏损面大、市场竞争力下降等问题。“十四五”期间，要继续遵循市场规律和电力运行规律，进一步深化煤电供给侧改革，以“清洁、高效、灵活、兜底”为方向，从“存量、增量”两方面入手，主动减少无效供给，大力提高能效，实现电力市场供需的再平衡，促进煤电清洁高效利用与高质量发展。

　　“十四五”期间，首先要做好“煤电存量资产”这篇大文章。先淘汰关停、重组整合，再分类实施、升级改造，实现“低能耗、低排放，高能效”，提高综合能源供应、电力辅助服务、市场竞争三种能力。

　　借鉴“十三五”经验，对不符合要求的30万千瓦以下煤电机组，继续落实国家有关淘汰落后产能政策，实行强制关停。同时，全面评估煤电企业，对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标又无力投入改造的老小机组，或未予核准、证照不全的违规机组，实行主动关停，避免“冰棍效应”。

　　通过资产转让、煤电重组、区域整合等资本运营手段，减少同质化竞争，压降煤电产能，促进整体减亏、降低负债，缓解经营困难。近年来，国家能源集团、山西晋能控股集团、山东能源集团等的重组成立，以及西北五省（区）煤电资源区域整合试点，将有效提升煤电的生存能力。

　　以老小机组、亚临界机组为重点，分类实施超低排放改造，重点是减污降碳改造、多能联供改造，特别是灵活性改造，研发、示范和推广碳捕获、利用和封存技术（CCUS）。

　　严格控制煤电增量发展

　　“十四五”期间，煤电要不要发展、发展多少，业内外争议很大。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》已经对煤电“要不要发展”给出了答案：合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。

　　目前，各方建议到2025年的煤电发展目标差异较大。“十四五”期间，煤电新项目要严格审批，严控增量，实行峰值管理，力争新增与淘汰规模大致相当，总规模略有增加，走“少新建、多改造、多延寿”的路子，并实现低碳环保、高质量发展。建议煤电至2025年全口径煤电装机容量按12亿千瓦、净增加1.2亿千瓦为宜，实现碳达峰；2030年前全口径煤电装机容量控制在12亿千瓦以内；2060年煤机基本退出，实现碳中和。为此，要做好以下几方面工作。

　　国家层面，制定“十四五”电力规划时，首先，坚持系统原则，加强变革与创新，实现“清洁转型、保障用能、行业发展”三大目标的有机统一。其次，根据到2030年清洁转型的具体目标、远景目标纲要的原则意见以及供用电形势的预测作出综合评估，合理确定“十四五”煤电的新增规模，底线是保障用能，兼顾电力行业碳达峰。要防止出现煤电发展“两个倾向”：基于“双碳”目标构建新型电力系统，不上煤电，全部发展清洁可再生能源；或基于煤电“十三五”末规划、核准、在建的煤电规模，“十四五”仍然照单全上。最后，在电源侧引导发电企业推进“多能互补”发展。积极实施存量“风光水火储一体化”提升，严控增量“风光火储一体化”，解决各类电源互补互济不足等问题，避免发生“三弃”现象。

　　企业层面，制订发展规划时，一是要落实新发展理念，实现高质量发展。发电行业具体落实为价值思维、清洁低碳、安全高效、科技创新、依托规划、市场导向、用户为王、优化布局、多能互补、产业协同、综合服务等内容。二是突出“绿、下、外、新”4个字，实现发电行业战略转型。发电集团应结合我国国情，抓住“十四五”新电改、新基建、能源转型、体制变革、互联网发展、“一带一路”倡议的新机遇，以“绿色、发配售、境外、新业态”为重点方向，加大电源结构绿色低碳转型、综合能源供应商转型、国际化转型的力度，积极稳妥进入电力新业态，打造产业链、供应链，实现战略转型与创新发展。三是清洁高效利用煤电，努力创新发展方式。贯彻落实开展多能互补、源网荷储一体化发展的指导意见，并采用世界上最先进的煤电发电技术，新建煤机接近50%的供电效率、低于250克/千瓦时供电煤耗，着力提高大容量、高参数、低污染清洁高效煤电比例，探索“煤电+储能”“煤电+生物质（垃圾）”耦合发电，建设智慧电厂与虚拟电厂，发展智能高效热力网、多能联供的综合能源系统。

　　根据新定位推出煤电新政

　　近年来，煤电已由过去的“主体电源、基础地位”，转向近中期（2021~2030）“基荷电源与调节电源并重”，但不排除在青海、甘肃、广西等清洁能源大省（区）与北上广深等一线城市率先成为调节电源；远期（2031~2050），煤电将成为“调节电源”，为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源调峰。随着“双碳”目标的落实，我国将形成水电、核电、风电、光伏发电、天然气发电、氢能发电、储能、生物质发电等并举的能源体系，清洁能源机组将逐步成为电量供应主体。同时，微电网、多能互补、分布式能源、综合能源服务等将成为重要的新型供能方式。

　　我国作为富煤的发展中国家，电力高碳结构、机组年轻特征明显。10.8亿千瓦煤机中，热电联产机组占50%，平均机龄只有13年，45%单机容量大于60万千瓦，特别是装机占比49%的煤机仍提供着61%的电量，装机占比24.3%的新能源机组只提供了9.5%的电量。煤电及煤业提供了超过300万个就业岗位，正在推进电力市场化改革。因此，如何既能制定、落实煤电退出计划，尽快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现“双碳”目标，又能保障能源清洁转型、电力市场化改革过渡期以及极端情形下电力安全供应，妥善处理受影响职工的就业安置、社会保障，是重大挑战与考验。

　　“十四五”期间，我国要统筹好发展与安全、政府与市场、保供与节能的关系，要让落后老小煤电“退得出”、清洁高效煤电“留得住”，迫切需要国家有关部门借鉴国外清洁转型的有益经验，根据煤电新的定位，调整、完善旧的政策，出台煤电新政，建立长效机制，持续发挥煤电安全兜底与消纳新能源作用。

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