對碳達峰、碳中和目標下燃煤發(fā)電機組在能源結(jié)構(gòu)中基礎(chǔ)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(xiàn)了短暫的用電負荷缺口，部分區(qū)域的“拉閘限電”和“有序用電”引起了大家的關(guān)注，高煤價情況下，是否有必要維持煤電企業(yè)不出現(xiàn)政策性虧損，突出碳達峰、碳中和目標下燃煤發(fā)電機組在能源結(jié)構(gòu)中基礎(chǔ)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(chǔ)上，對“碳達峰、碳中和”國策的實施離不開煤電基礎(chǔ)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(yè)規(guī)避政策性虧損，肩負起國家在實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標過程中的重要使命。

關(guān)鍵詞：碳達峰、碳中和;煤電企業(yè);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(jīng)濟發(fā)展的平衡。2021年上半年煤價呈現(xiàn)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(yù)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(nèi)多重因素影響，預(yù)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(wù)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(fā)1度電遠不止虧損1毛錢，每月發(fā)電4億千瓦時，虧損超過4000萬，火電企業(yè)陷入經(jīng)營困境。國家層面如何根據(jù)市場煤價變動超紅線，因地制宜、一地一策制定煤電聯(lián)動獎勵措施，獎勵以“國之大者”思維，不計成本為電力供應(yīng)作出貢獻的煤電企業(yè)，減輕煤電企業(yè)經(jīng)營壓力，夯實煤電基礎(chǔ)性兜底作用，避免煤電企業(yè)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(guān)鍵所在。

1 2021年煤價非理性上漲原因

1.1內(nèi)部原因

發(fā)電裝機容量情況：截至8月底，全國發(fā)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(guī)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(fā)電10.9億千瓦，同比增長2.2%，燃氣發(fā)電10656萬千瓦，同比增長11.8%，生物質(zhì)發(fā)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(fā)電2.8億千瓦（其中，光伏發(fā)電和光熱發(fā)電分別為27461和52萬千瓦），同比增長24.6%。

發(fā)電情況：1-8月份，全國規(guī)模以上電廠發(fā)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(guī)模以上電廠水電發(fā)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(fā)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(fā)電量占全國水電發(fā)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(guī)模以上電廠火電發(fā)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(fā)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(fā)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(wǎng)風電廠發(fā)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(nèi)煤炭供應(yīng)情況：1-8月份，全國累計生產(chǎn)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(yè)“去產(chǎn)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(chǎn)能10億噸/年以上。大量落后產(chǎn)能雖然退出了，但新增先進產(chǎn)能卻未及時跟上。據(jù)公開數(shù)據(jù)測算，2021年全年新增煤炭先進產(chǎn)能也不過2億多噸。

結(jié)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(jīng)濟整體復(fù)蘇，逐漸走出大蕭條階段。經(jīng)濟的復(fù)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(qū)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(huán)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(huán)比增長20.27%。

7月份，德國、西班牙、英國、法國四國的燃煤發(fā)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(xù)第8個月燃煤發(fā)電量上漲。今年1-7月份，這四國煤炭發(fā)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(fā)達國家外，發(fā)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(jīng)濟活動加快復(fù)蘇，帶動工業(yè)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(fā)電量同比均顯著下降，總發(fā)電量卻同比增加16%，從而帶動燃煤發(fā)電量大幅增加以滿足用電需求。數(shù)據(jù)顯示，今年4-7月份，印度燃煤發(fā)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(fā)電量同比下降14%。8月下旬以后，印度國內(nèi)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(shù)不斷下降，9月初已降至7天。印度政府呼吁國內(nèi)電廠增加煤炭進口，以緩和缺煤現(xiàn)狀。東南亞情況與此類似。

綜合來看，后期我國進口煤數(shù)量或有增加，但受海外供應(yīng)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(chǔ)性兜底作用，保供控價讓煤電活下來至關(guān)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(chǎn)第一大國，2020年化石能源占一次能源生產(chǎn)總量的80.4%，煤炭消費占全國能源消費總量的57%，煤炭在現(xiàn)階段仍然是我國的主要支柱能源。電源結(jié)構(gòu)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(xiàn)在清潔能源的需求量在逐步增加，但國民經(jīng)濟高速高質(zhì)量發(fā)展，全社會用電量快速增長，預(yù)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(fā)電量的主要來源，煤電基礎(chǔ)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(zhuǎn)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(fā)電量不均衡、儲能難度大、上網(wǎng)不穩(wěn)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(zhuǎn)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?lián)Q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(fā)而動全身”的系統(tǒng)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(fā)揮著電力供應(yīng)“壓艙石”的作用。德國能源轉(zhuǎn)型最關(guān)鍵的舉措是采用了循序漸進的方式發(fā)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(diào)峰電源，此舉可行性高且成本較低。貿(mào)然退出煤電、“革煤電的命”，不符合我國當前的發(fā)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(xiàn)碳達峰、碳中和目標是一項重大國家戰(zhàn)略，各地應(yīng)避免在推進過程中急于求成，需遵循實事求是、尊重規(guī)律、循序漸進、先立后破的要求，不能盲目提出超越發(fā)展階段的目標、違規(guī)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(shù)發(fā)展，實現(xiàn)煤電貢獻負碳

碳達峰、碳中和目標的提出，為統(tǒng)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(yè)的低碳技術(shù)應(yīng)用是實現(xiàn)經(jīng)濟低碳化的關(guān)鍵之一，有必要從火電項目的前期工作到機組的投產(chǎn)運行全過程按低碳火電技術(shù)戰(zhàn)略的要求作出正確選擇。利用關(guān)鍵先進技術(shù)，例如二氧化碳捕集技術(shù)、超臨界CO2循環(huán)發(fā)電技術(shù)、零碳技術(shù)，這些低碳新技術(shù)都可以應(yīng)用到火力發(fā)電行業(yè)之中，提前跟進國家步伐，另外也可以開展風光電儲相關(guān)項目研究，加強資源配置碳資產(chǎn)，保證碳交易協(xié)同機制正常運行。

2060年前要實現(xiàn)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(guī)煤電機組顯然與碳中和目標相悖。長期來看，常規(guī)煤電的“壓艙石”地位不再，將在新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)節(jié)電源、補充電源、備用電源、直至完全退出?？紤]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(xiàn)電力負碳的可行選擇。根據(jù)生物質(zhì)資源量和要求實現(xiàn)的負碳規(guī)模，遠期BECCS改造機組可考慮為2-3億千瓦規(guī)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(guī)模?？紤]到2060年航空與遠洋貨運、化工和工業(yè)工程和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)“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(tǒng)脫碳的“壓艙石”。

4 政策建議

4.1分省、分地區(qū)對未來電力系統(tǒng)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(yè)政策性虧損，確保煤電基礎(chǔ)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(guī)劃的實踐已經(jīng)證明我國電力規(guī)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(fā)展，同時避免出現(xiàn)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(qū)對未來電力系統(tǒng)的安全裕度進行準確評估，對保持電力系統(tǒng)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(yè)在保持安全的情況下盡快實現(xiàn)碳達峰的目標。例如：海南區(qū)域電網(wǎng)就有本地特點，海南電網(wǎng)相對獨立，其主架構(gòu)為220kV“目”字型雙環(huán)網(wǎng)架，與廣東電網(wǎng)僅通過兩回500kV/60萬千瓦海底電纜連接，省內(nèi)電力供需總體緊平衡。2021年9月，海南省內(nèi)一次能源供應(yīng)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(wǎng)存在117萬千瓦電力缺口，占比23%。海南區(qū)域煤電機組自2021年7月—9月連續(xù)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(zhuǎn)向“兜底”過程中發(fā)揮關(guān)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(diào)峰增量成本與確保煤電企業(yè)盈虧平衡線要相互關(guān)聯(lián)，增量成本必須考慮煤電地位在“主體”轉(zhuǎn)向“兜底”過程中發(fā)揮關(guān)鍵性作用這一關(guān)鍵因素，該成本不能一直在電力系統(tǒng)內(nèi)部消納，必須選擇合適的機會疏導(dǎo)出去，讓成本有效分攤，以推動電力行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，并服務(wù)于“碳達峰、碳中和”國策。

4.3落實發(fā)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(fā)展改革委、能源局聯(lián)合派出督導(dǎo)組推動落實“放管服”各項要求工作，幫助企業(yè)協(xié)調(diào)解決影響產(chǎn)能釋放的突出問題，通過采取并行辦理相關(guān)手續(xù)等措施，努力增加煤炭供應(yīng)，確保產(chǎn)量切實有效增加，保障人民群眾生產(chǎn)生活用煤需求。二是堅持問題導(dǎo)向，督導(dǎo)組督促相關(guān)地方、企業(yè)對照國家能源保供穩(wěn)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(jiān)管部門依法及時查處，努力保障能源市場平穩(wěn)運行，為能源保供穩(wěn)價工作營造良好氛圍。三是加強協(xié)調(diào)指導(dǎo)，為發(fā)電供熱企業(yè)煤炭中長期合同補簽、增簽創(chuàng)造條件，確保實現(xiàn)全覆蓋。四是進一步加強電煤中長期合同履約監(jiān)管，確保所有中長期合同保質(zhì)保量兌現(xiàn);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(yè)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(zhàn)略目標和節(jié)能降耗宣傳，繼續(xù)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(jié)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(lián)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(lián)規(guī)劃發(fā)展部副主任、燃料分會副秘書長葉春建議，要統(tǒng)籌保供與減排，充分發(fā)揮煤電基礎(chǔ)托底作用，筆者觀點與此一致。筆者認為中國經(jīng)濟未來面臨“一增一減”不可避免，中國既要為經(jīng)濟發(fā)展不斷增加能源電力供應(yīng)，又要為實現(xiàn)降碳目標持續(xù)減少碳排放，“剪刀差”壓力下，能源行業(yè)發(fā)展必須加大轉(zhuǎn)型力度。就煤電而言，較長一段時間內(nèi)，煤電在基本負荷保底、熱力可靠供應(yīng)、低耗高效、可靠備用等方面仍具有無可比擬的技術(shù)和經(jīng)濟優(yōu)勢，煤電的“壓艙石”和“穩(wěn)定器”作用不可替代。無論什么樣的電力系統(tǒng)，保障電力供應(yīng)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(tǒng)中發(fā)揮重要的基礎(chǔ)性電源作用。如果不結(jié)合實際，制定措施不考慮煤電企業(yè)生存底線，煤電企業(yè)必將在供給和需求天然矛盾中陷入困境，煤電企業(yè)成本倒掛、入不敷出甚至可能會引發(fā)相關(guān)金融風險，最終影響的是“碳達峰、碳中和”國策的實施。

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