近年來，國際局勢激烈動蕩，能源危機席卷全球，給世界各國能源和電力結構帶來深遠影響。受煤炭去產能進程加速、可再生能源出力不穩定、極端天氣頻發等多種因素疊加影響，我國電力供需局部性、時段性偏緊，2021、2022年的冬季和夏季用電高峰期多地均出現電力供應緊張甚至短缺的情況。對此，我國多次提出要充分發揮煤電的“壓艙石”和“調節器”作用，保障電力的安全穩定供應。

　　煤電作為我國電力供應的主體電源，成為兼顧保供與減碳的關鍵點：既要控制規模增長，又要平穩煤電電量;既要保障基礎供應，又要靈活平衡供需。目前的體制機制尚不能適應新型電力系統構建過程中的煤電轉型需求，煤電業務發展陷入困境，導致傳統發電企業面臨諸多嚴峻挑戰。

　　低碳減排任務重，安全保供責任大

　　發電企業作為實現“雙碳”目標的重點減排對象，必須全面貫徹新發展理念，加快構建綠色低碳的新型電力供應體系。傳統發電企業煤電資產份額較高，低碳減排任務重。發電企業中具有代表性的五大發電集團的電力裝機容量在全國裝機總容量當中占比高，其煤電資產占比在發電企業當中同樣處于較高水平。2021年煤電裝機容量為11.10億千瓦，占全國發電總裝機容量的46.7%，其中五大發電集團控股的煤電資產占比高達50%左右。傳統發電企業低碳轉型的主要著力點是燃煤電廠，但在煤電業務持續虧損的狀態下，龐大的煤電資產份額成為企業低碳轉型的負擔和阻礙。

　　在供電碳排放強度方面，2015年五大發電集團的平均碳排放強度為600～700克/千瓦時，2020年平均碳排放強度下降至525～650克/千瓦時。2016年發布的《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》要求2020年大型發電集團單位供電二氧化碳排放控制在550克/千瓦時以內。據五大發電集團公布的供電煤耗數據，國家電投和華電集團2020年的供電碳排放已經得到有效控制，而華能集團、大唐集團和國家能源集團由于2015年基數較大，距離完成550克/千瓦時的目標還有較大差距。總體來看，以五大發電集團為代表的傳統發電企業在碳排放強度等技術指標方面仍有待優化，在綠色低碳轉型發展道路上面臨較大的壓力和挑戰。

　　煤電是當前我國最主要的電力來源，2021年煤電發電量為5.04萬億千瓦時，占全國總發電量的60%。我國“富煤貧油少氣”的基本國情決定了短期內以煤為主的能源結構不會改變，煤電仍是保障我國能源電力安全穩定供應的重要電源，推動煤炭清潔高效利用將發揮能源安全供應“壓艙石”和能源低碳轉型“助推器”的雙重作用。煤電具有較大的轉型優化空間，但若轉型過程不平穩，過快以新能源電源大量替代煤電，電力系統的安全穩定運行將受到嚴重威脅。

　　2021年10月19日，國家發展改革委召開煤電油氣運重點企業保供穩價座談會，要求煤電機組應發盡發，壓實屬地責任和電力企業保供主體責任，加強資源統籌調度，全力保障煤電機組高比例開機、高負荷出力。在此要求下，即使電煤價格不協調、煤價高漲，五大發電集團作為央企和發電行業的“頂梁柱”，也應堅決履行經濟責任、政治責任、社會責任，形成高效運轉的能源保供調度和資金支持響應機制，千方百計尋找煤源、協調運力，不計代價采購電煤、補充庫存，全力以赴多發多供。最終煤電以不足50%的裝機占比，生產了全國超60%的電量，承擔了70%的頂峰任務，發揮了保障電力安全穩定供應的“頂梁柱”作用。

　　在煤價高漲的情況下持續安全保供，2021年五大發電集團燃煤發電虧損和供熱虧損合計超過1360億元，不僅較2020年大幅減利逾1600億元，也超過了2008～2011年的煤電累計虧損額。2022年第一季度，因全力保供而嚴重虧損的煤電企業仍未走出困難期，飽受燃料成本壓力影響，煤電企業仍大面積虧損。盡管國家相關部門推出了一系列保供穩價措施，但2022年上半年煤價同比增長仍達到50%左右，而煤電企業上網電價漲幅僅為20%左右，大型發電集團仍有一半以上的企業處于虧損狀態。煤電企業為了安全保供，付出了巨額虧損、設備失修、負債率高企、大量人力投入的代價，同時還面臨結構調整和低碳轉型的要求，如何尋找二者的平衡點成為困擾發電企業低碳轉型的難題。

　　煤電改造任務重，融合發展需求多

　　發電企業的低碳轉型需要大量的資金投入，涉及煤電機組改造升級、大力發展新能源的投資以及低碳技術研發投入等方面，這意味著電力轉型的資金投入將占據主要部分。“十三五”期間在煤電虧損嚴重、配套政策不到位的情形下，發電企業“不敢”“不愿”投資，煤電機組改造推進緩慢。“十四五”時期，煤電行業的發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，實現鍋爐升級改造、靈活性改造以及低碳減排改造等。

　　在煤電轉型方面，《全國煤電機組改造升級實施方案》要求節煤降耗改造規模不低于3.5億千瓦，供熱改造規模力爭達到5000萬千瓦，存量煤電機組靈活性改造完成2億千瓦，實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本為500~1500元，加上后期運維、煤耗等成本，若沒有合理的經濟回報，電廠難以承受改造代價。目前，煤電企業普遍存在虧損大、高負債、現金流緊張等問題，企業自身已經沒有足夠的能力支持煤電改造的艱巨任務。煤電改造任務的順利完成不能單純依靠煤電企業，政策、財政、金融、成本等均需要提供后續保障。

　　煤電與其他發電技術的耦合方式單一，火水風光多能融合發展深度不足，需要進一步投資研發。例如，燃煤生物質耦合發電技術存在發電側耦合、蒸汽側耦合和燃燒側耦合等多種技術形式。相關技術在國際上的運用已較為成熟，我國對此的研究尚處于起步階段，目前燃煤耦合生物質發電是以氣化為主，發展規模還不理想，面臨缺乏系統規劃、行業標準化建設不夠完善等問題。項目從秸稈收購、儲藏、運輸等環節都需要相應的人力和資金投入，在缺乏補貼的情況下，企業的投資積極性不高，項目難以落地。未來還需進一步加大政策支持力度，從電價制度、碳市場交易等方面著手，促進形成行業可持續發展的良性機制。

　　碳捕集、封存與利用(CCUS)作為具有前景的低碳技術，其研發推廣同樣需要大量的資金投入。CCUS是一項流程復雜的技術，具有較長的產業鏈，產業內各行業間的相關性較強，對資金的需求量很大，資金交叉普遍、關聯度高，融資關系復雜，投資風險高。現有技術條件下，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%;地質封存時還存在泄漏的風險。CCUS的發展也是一個長期的過程，研發周期長，市場不確定性強。發電企業在資金、技術等方面的投資需要具備持久性和穩定性。

　　燃料成本疏導不暢，市場機制有待完善

　　目前我國電力市場執行的是以電量價格為主的市場機制。單純計算電量收益時，煤電運行小時數低、電煤價格不協調、煤電上網電價機制不完善，導致煤電生存困難、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到70%左右。2021年9月以來，全國燃煤價格更是出現大幅上漲，動力煤價格屢創歷史新高。代表性的秦皇島5500大卡動力煤價格從2020年每噸均價577元沖到2021年10月17日的2600元;五大發電集團2021年平均到廠標準煤單價(含稅)每噸突破千元，達到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格聯動機制，實行多年的“標桿上網電價機制”改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。其中，基準價按各地此前燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定。這個機制順暢運轉的前提是煤價保持相對穩定。2021年的煤價大幅上漲，按10%的上浮比率確定交易價格，也不能有效傳導煤價成本的上漲，導致多個省份出現用電緊張。深化燃煤發電上網電價市場化改革、重構電價傳導機制具有急迫性。因此2021年10月11日，電價新政要求擴大市場交易電價上下浮動范圍：將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。然而，高位運行的煤價下，部分地區的煤電上網電價甚至要翻倍才能將燃料成本完全疏導出去。

　　當前電價等政策不完善，電力市場機制銜接不暢，電價疏導路徑受阻，煤電企業生存壓力加大，市場機制對煤電低碳轉型的引導作用難以發揮。“基準+浮動”電價不能真實反映煤電成本，近兩年煤價走高，煤電電價無法將燃料成本有效疏導，致使煤電企業經營壓力加大。隨著我國現貨市場試點交易的不斷深入，市場出清價格逐漸趨同于系統邊際發電成本，清潔能源優先出清，煤電正失去過去的成本優勢，機組收益大幅下降、固定投資成本無法回收。輔助服務市場不完備，調峰費用由發電側分攤、未傳導到用電側，難以完整體現煤電的靈活調節服務價值。缺少容量市場機制，在電力緊張時常規的現貨電能量價格不能彌補煤電的頂峰成本，無法兌現煤電的安全保供價值，煤電企業缺乏足夠的可靠容量補償激勵。市場機制不完備，疊加化石能源價格高企、安全環保生產要求不斷加碼、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組，面臨難以收回投資成本的風險，虧損嚴重的煤電企業甚至需要破產重組來避免進一步的損失。

　　在此背景下，煤電企業的盈利空間受到高煤價、低電價的“兩頭擠壓”，隨著利用小時數不斷降低，行業出現大面積虧損。在持續虧損的情景下，煤電仍需確保用電安全，保障供電需求，但是當前我國的市場機制不足以保障燃煤電廠的基本收益，缺乏煤電為電力系統提供保安全、頂峰調頻等服務的回報。煤電轉向靈活調節電源和基礎保障電源，發揮容量價值和靈活性服務價值，電力市場和價格機制則必須改革到位，保證有市場需求的煤電機組能夠得到正常回報，能在系統中生存下去。緊急情況下，國家已出臺多個貨幣政策工具來為煤電紓困。然而，無論何種金融工具應急支持，提供的都是“輸血”服務;而只有市場機制到位，煤電才能具備自主“造血”功能。

　　2021年11月，國家設立2000億元支持煤炭清潔高效利用專項再貸款，2022年5月又在此基礎上增加了1000億元額度，新增額度支持領域增加了煤電企業電煤保供，并提出撥付500億元補貼資金、通過國有資本經營預算注資100億元，支持煤電企業紓困和多發電。2022年夏季，川渝地區因極端高溫天氣出現了電力供應緊張的局面，為了2022年冬季的電力安全穩定供應，避免再次出現因電煤供應緊張，國家針對保供提出了專項資金，及時緩解承擔安全保供責任的中央發電企業所面臨的經濟壓力。然而低碳轉型發展也是一個長期的過程，仍需要投入大量的資金發展低碳技術、參與碳市場交易，改造升級機組，已有的金融政策無法支持發電企業長期低碳發展。

　　未來保供壓力催生的規模擴張將加重煤電行業中長期低碳轉型的經濟負擔。近年來，煤電業務的持續虧損導致企業長期面臨嚴格的信貸管控措施，金融機構對經營虧損、負債率高、信譽評級較低的企業的融資意愿下降。未來煤電低碳轉型需要數萬億元規模的資金投入，然而金融資本更多流向綠色領域，煤電保供企業難以獲得充足的轉型融資，低碳發展的資金缺口巨大。

　　健全配套政策，積極引導煤電高質量轉型

　　針對發電企業低碳轉型面臨的困境與挑戰，政府部門應當對承擔安全保供社會責任的發電公司予以政策傾斜，重視其面臨的轉型困境，通過稅收減免、容量服務補償、優惠貸款等政策減緩經營壓力;加強財政資源統籌，加快設立國家低碳轉型基金，充分發揮包括國家綠色發展基金在內的現有政府投資基金的引導作用，對于煤電等高碳排放行業，應統籌運用相關資金，加大對節能降耗改造機組的政策支持，對煤電低碳技術的研發和示范項目給予資金支持，對承擔安全保供的煤電企業實施增值稅留抵退稅政策，引導鼓勵金融機構保障煤電企業的合理融資需求;完善電力市場機制建設，有效疏導發電成本，強化電能量市場、輔助服務市場和容量市場的有機銜接和協同發展，以合理的價格激勵機制引導煤電低碳轉型，并協同發展和部署電力市場與全國碳市場，根據現實情況調整來讓市場化機制做到“強強聯合”，共同推動行業低碳轉型;將煤電行業重點納入轉型金融分類目錄，并基于低碳轉型的動態性，結合行業實際的減排情況和整體環境的變化定期靈活調整技術路徑，利用碳減排支持工具、貼息、擔保、認證補貼等優惠政策為轉型項目提供激勵，積極推進轉型金融的發展，以提升轉型企業和轉型項目的可融資性。

　　在相應政策的支持下，為了突破低碳轉型的困境，傳統發電企業需要積極應對挑戰，保障政策落地實施效果。第一，應積極響應國家政策要求，加快淘汰落后煤電機組，同時嚴格控制煤電機組的新增;對于存量的煤電機組，企業應做到一廠一策、一機一策，積極開展存量機組的供熱改造、節能降耗改造、耦合生物質改造、靈活性改造等工作，加大CCUS改造等低碳技術的研發投入。第二，應充分利用存量煤電灰場、熱網等廠區布置，因地制宜改造升級，配套部署可再生能源、儲能、制氫、熱泵等，為周邊工業園區、產業園區等提供冷熱電氣水等綜合能源服務，并結合技術改造提高煤電機組經濟運行和靈活運行水平，發揮煤電的兜底保障作用。第三，以煤電資產為主的發電企業需要進一步加大清潔能源發電項目投資，擴大企業的新能源發電比例，積極推進大型風電光伏基地建設、開發中上游水電、分布式能源、集中式儲能項目，加大新能源技術的研發投入，加緊布局氫能產業鏈，探索生物質能、地熱能、海洋能的新能源發電業務;在增量配電網展開的基礎上，立足于配電范圍內的電力用戶，因地制宜，構建綜合能源服務體系;依托“云大物移智鏈”等新技術，打通電力產業鏈各環節數據壁壘，加強“多能互補”與“源網荷儲”之間的多向互動，實現數字技術與電力技術之間的深度融合;發電企業需充分利用碳配額市場爭取實現創收創效，進一步加強碳資產風險管理，完善碳資產管理和交易平臺，制定碳資產管理策略，打造全產業鏈協同發展的碳業務版圖。第四，應不斷完善當前的管理模式，建立適應新能源業務發展的管控體系，建立新能源業務發展與整合平臺，發揮企業新能源業務的發展優勢和競爭優勢，形成規模效應。

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