双碳政策下煤电企业经营策略探究

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摘要：我国二氧化碳排放量力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，以煤电为主的能源结构将彻底改变，煤电企业面临前所未有的因控碳导致的经营困局。文章从“双碳”目标、市场煤与计划电矛盾、碳交易权市场和新能源平价上网等方面分析了“双碳”背景下煤电企业面临的困境，并结合碳达峰、碳中和趋势，提出煤电企业经营策略要从战略定位、主动参与碳排放权交易、加强企业成本管控和技术创新等方面进行应对，为“双碳”背景下煤电企业经营提供参考。

关键词：碳达峰；碳中和；煤电；经营策略

0引言

2016年4月，由全球178个缔约方共同签署的应对全球气候变化协定签署，长期目标旨在将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5摄氏度以内。2020年9月，在第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平主席提出中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。从国际到国内，绿色低碳发展逐步成为全球共识，减碳、控碳和低碳发展成为我国能源转型的主要抓手，无形之中给煤电企业带来了巨大压力，如何在环保态势趋严的情况下，积极应对强制性政策，成为煤电企业当前需要加强研究的前瞻性问题。

1煤电“压舱石”能源结构及其现状

我国能源资源禀赋为富煤、少气、贫油，形成以火力发电为主的能源结构，以2020年为例，全国发电量77790.6亿千瓦时，其中火力发电发电量53302.5亿千瓦时，占比68.52%。然而，火力发电原材料供给主要以燃煤为主，燃煤发电量约49177.3亿千瓦时，占火力发电量53302.5亿千瓦时的92.26%，煤电依旧占据供电“压舱石”和“稳定器”的主体地位。但近年来，在“双碳”背景和环保高压政策下，以及风电、光伏等新能源异军突起的轮番冲击，煤电市场表现不佳，煤电机组利用小时数持续下降，行业产能过剩、盈利能力下降。数据显示，2016年-2018年间煤电机组利用小时数逐年攀升，但2018年后煤电机组利用小时数呈现下降趋势，2020年煤电机组利用小时数下降到了4216小时，亏损面已接近50%。

2煤电企业面临的困境

2.1“双碳”目标倒逼煤电企业角色转型

研究显示，煤电产生的二氧化碳排放占全国总排放量的43%，是未来减碳的最大主体。“双碳”背景下，到2050年我国非石化发电量占总发电量的比例将超过90%，煤电发电量将降至5%以下，这对煤电企业来说无疑是改变了煤电在我国整个能源结构中的地位，煤电作为电力系统安全运行的稳定器作用将被打破，煤电在电力系统中的作用将从主体供给逐步向辅助兜底转变，各大煤电企业将以灵活性电源的新角色代替原有传统能源供给压舱石的角色。

2.2“煤电矛盾”让煤电企业亏损加剧

2020年初新冠疫情全球爆发，世界经济秩序被打乱，疫情被逐步控制后，我国率先恢复经济增长，2021年1月至8月，在消纳端全国用电量达到约5.4万亿千瓦时，较往年同期增长了近14%，而发电端全国发电量约5.3万亿千瓦时，较往年同期增长了近11%，发电量供给小于消纳端需求，全国陷入限电状态。由于我国电力系统发电端主要依靠火电，而火电企业以燃煤发电为主，加之火电之外的水电、风电和光伏发电量不能填补煤电缺口，部分参与调峰的煤电成为主力，直接导致煤电企业发电需求暴增，煤炭需求明显上涨。此外，由于“双碳”目标的刚性约束，近年来大型煤矿的限产，环保不达标的小型煤矿关停，导致煤炭供不应求，价格持续走高，抬高煤电企业发电成本；同时，煤电销售侧大部分煤电企业仍执行“计划电”政策，在两头挤压的作用下，煤电企业出现越发越亏的现象，加剧了煤电企业经营亏损。

2.3碳交易市场开市加速煤电企业汰弱留强

随着2021年7月全国碳交易市场开市，从短期来看，以燃煤发电为主的煤电企业，虽然最早实行超低排放改造，对碳排放有一定控制，但在碳价与煤电企业发电成本挂钩的情况下，技术更新较差的煤电企业将面临较大压力。从长期来看，“双碳”目标的日益临近，碳排放额度将会逐步收紧，碳价因供给侧减少而逐步上升，不仅削减了燃煤发电的经济性，提高了以燃煤发电为基础的电价，更削弱了煤电市场竞争能力，压缩煤电的利润空间，降低煤电投资回报率，使得资本对煤电的投资大幅缩减，市场上将仅存技术先进、成本低、控碳减排能力强的调峰煤电企业，低效落后的煤电企业将逐渐被市场摒弃。

2.4新能源平价上网的替代作用日益凸显

2021年6月新能源上网电价政策公布，对2021年之后的增量光伏和陆上风电项目实行平价上网，这是光伏和陆上风电正式步入无补贴时代的具有里程碑意义的一项政策，是对以煤电为主的传统能源结构的重塑，向业界和社会释放了新能源发电成本已与煤电发电成本持平甚至降低。相较于新能源发电成本的下降空间，煤电企业在节能环保改造和除碳方面，还要面临改造空间有限、边际成本过高、碳捕捉和封存技术不成熟和经济性差等问题，度电成本持续下探已到瓶颈。长此以往，煤电市场占有率和竞争优势将逐步下滑，绿电上网将成为“双碳”时代的主流。

3“双碳”目标下煤电企业经营策略

3.1顺应“双碳”趋势，做好顶层设计

在传统能源逐步退出，构建以新能源为主的新型电力系统成为大势所趋，煤电企业一方面要充分认识“双碳”目标对企业经营的深远影响，理顺煤电在“碳中和”“碳达峰”中的关系，改变被动开展节能环保技改模式，以战略前瞻性思维，积极参与碳排放权交易工作，主动应对因“双碳”目标约束使煤电企业履约成本增加，进一步推高煤电机组成本，削弱其竞争力的趋势；另一方面要提高资源整合能力，持续降本增效，建立以科技创新为引领的新时代煤电企业发展战略，在研发投入上，重点关注储能、碳捕捉和封存技术，以及利用“互联网+”智慧能源，促进水、火、风、光优势互补和综合利用。

3.2提前布局，主动参与碳排放权交易

2021年7月全国碳交易市场上线，煤电企业作为电力系统中二氧化碳减排大户，应积极开展碳交易市场研究，熟悉碳交易机制，结合企业内部生产经营情况，统一制定碳排放权交易策略，以企业年度碳排放数据为基础设计入场交易的碳交易产品，有效衔接现有的电力现货市场、碳市场、辅助服务市场、绿证市场。同时，煤电企业作为调峰电源，参与调峰辅助市场服务，解决新能源消纳问题，要运用好资本市场机制，充分利用金融工具对冲企业的碳约束成本。从长远来看，电力系统若要实现长期二氧化碳深度减排，煤电企业深度参与碳交易市场是行业监管机构实现减排目标的重要政策工具。据有关机构预测，2050年可再生能源比例或将达到70%-80%，煤电将保留400-700GW，主要承担基荷、调峰和供暖需求，由此看出未来减碳预期明确，碳资产价格长期上涨将是未来趋势，在此情况下，煤电企业应提前布局、主动作为，积极做好碳排放权交易应对措施。

3.3做好减法，加强企业成本管控

随着“碳达峰”时限日益临近，煤电企业除了减少与“双碳”目标无关的投资外，还应加强企业自身的成本管控。在燃煤成本管控方面，主要是燃煤价格的波动、燃煤热值质量和运输、储备过程中的损耗。采取煤电一体化的商业模式，整合煤电产业上游煤炭资源与下游燃煤发电企业，促成上下游良性互补和成本管理闭环，可以有效解决燃煤成本问题。在调峰和备用成本管控方面，主要是煤电机组的煤耗、油耗、损耗和环境成本。在煤电企业参与深度调峰时，为平衡电力电网系统负荷波动而实时改变出力所付出的能量损耗及其他费用，将直接增加煤电企业生产成本。此外，为削弱可再生能源接入电网产生的系统波动以及对电网的稳定运行带来冲击，煤电企业将会预留有备用容量的机组参与调度和调控，相应产生的固定成本、调频机组启停费用、企业搁浅成本等生产辅助服务成本。由于调峰、调频时段不可完全预测，针对因调峰和备用产生的成本，煤电企业可利用能源互联网大数据技术，根据历年电网系统负荷大数据，提前预测下一年电网系统负荷，做好企业成本预算管理预案，实时对成本进行管控。在政策性履约成本方面，随着“双碳”目标的逐步推进和实施，相关的法律法规陆续出台，作为高能耗控排对象的煤电企业面临“碳约束”压力，由此产生的政策性履约、环境约束、安全生产约束、社会责任约束成本，将伴随煤电企业全生命周期。为实现以“低碳、环保”为要求的约束条件，煤电企业应着力构建动态化、系统化的成本管控体系，根据外部环境变化实施改进内部成本管理路径，提高成本管理效率。

3.4开拓创新，加强“双碳”背景下煤电企业新技术研究和应用

创新是引领发展的第一动力。在“双碳”目标背景下推进煤电企业经营发展，必须依靠创新驱动，突破瓶颈制约。一方面，煤电企业要开展技术创新，突破低碳发展技术，密切关注碳减排领域前沿技术研发应用，如在煤电减碳控碳、煤化降碳固碳以及碳捕集、利用和封存、新型电力系统等关键技术方面要加大研发创新。另一方面，煤电企业要在管理上创新，运用大数据技术推进企业数字化转型，以数字产业化、产业数字化为方向，探索推动人工智能、大数据、云计算、区块链等数字技术与传统煤电企业深度融合，以数字化培育新动能，用新动能推动煤电企业的新发展。

4结语

“双碳”目标的提出为以煤电为主的我国能源结构带来了一场深层次的影响与变革，煤电企业低碳转型成为必然。面对煤电发展受控、成本高企、政策趋严的情况，煤电企业应从战略上做好顶层设计，积极参与碳排放和碳排放权交易，对内加强成本控制，对外积极参与碳交易，以创新为引领，研究碳中和场景下固碳、新型电力系统和数字化等技术，为“双碳”背景下煤电企业经营策略提供借鉴和思路。

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[4]黄晶.中国2060年实现碳中和目标亟需强化科技支撑[J].可持续发展经济导刊，2020（10）：15-16.

作者:杜盼盼 王秋银 鄢顺才 甘源 苏丹 张国莹 王然 贾开程 单位:云南省能源投资集团有限公司 云南省能源研究院有限公司