袁家海：煤電高質量轉型需系統化制度發力

　　原創 袁家海 電聯新媒 2022-06-02 11:26 發表于北京

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　　當前世界局勢復雜演變、國際能源價格持續高位波動的發展形勢對我國的能源安全穩定供應和經濟平穩運行帶來了很大的不確定性和挑戰。為提升煤炭清潔高效利用水平、加快推廣成熟技術商業化運用，2021年11月17日，國務院常務會議決定在前期設立碳減排金融支持工具的基礎上，設立2000億元支持煤炭清潔高效利用專項再貸款，形成政策規模推動綠色低碳發展。2022年5月4日，中國人民銀行發布消息稱經國務院批準再增加1000億元支持煤炭清潔高效利用專項再貸款額度。至此，煤炭清潔高效專項再貸款工具的總額度達到3000億元，有助于進一步釋放煤炭先進產能，保障能源安全穩定供應，支持經濟運行在合理區間。

　　值得關注的是此次新增額度支持領域增加了煤電企業電煤保供方面。此外在2022年5月11日的國務院常務會議中，李克強總理要求通過國有資本經營預算注資100億元用于支持煤電企業紓困和多發電，有序釋放先進煤炭產能，絕不允許出現拉閘限電。這一系列資金支持能夠幫助緩解煤電企業當前復雜形勢下的經營困境，引導發電企業積極推進煤電機組“三改聯動”，化解煤電企業低碳轉型目標、安全保供責任及良性經營之間的矛盾。

　　煤電轉型投資難

　　在低碳減排和安全保供的雙重約束下，我國煤電行業的發展定位發生轉變，一方面煤電需要順應經濟社會的清潔轉型，由高碳電源轉向低碳電源，發展綠色低碳技術，推動煤炭的清潔高效利用;另一方面煤電作為電力供應的“壓艙石”和“調節器”，仍將長期承擔電力安全保供的責任，由主體性電源轉向基礎保障性和系統調節性電源，同時肩負供熱服務。這就要求未來煤電朝向更加清潔低碳、更加高效、更加靈活的方向發展。

　　然而在當前的市場與政策環境下煤電行業發展面臨著很大的困境。受國際市場大宗商品大幅漲價、煤炭去產能進程加速、國內用煤用電需求提高等多方面影響，2021年9月以來我國煤炭價格持續高位運行，導致燃煤發電成本攀升。據中電聯測算，去年因電煤價格上漲導致煤電企業煤炭采購成本額外增加了6000億元左右，全年全國煤電企業虧損額超過3000億元，對煤電板塊的經濟性形成了極大沖擊。在電煤緊張、新能源發電不穩定的情形下多個地區難以滿足疫后用電需求的暴漲，2021年三季度全國多地出臺有序用電措施，局部地區出現突發的拉閘限電，對我國經濟社會的平穩運行形成挑戰，為此國家相關部門推出一系列保供穩價措施，煤電企業承擔起電力安全保供的責任。

　　實際上，去年三季度的限電在大部分地區并非裝機不足所致，而是因為煤與電價格機制銜接不暢，煤價暴漲沖擊煤電企業的正常運營節奏，導致“有效在線”發電容量缺乏。另外，自2021年10月以來，在實際上仍處高位的煤價水平下，加上地方落實煤電價格新政不到位，煤電企業的生存狀況仍是舉步維艱。

　　面向“十四五”，煤電行業的發展存在巨大的資金需求。“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，煤電機組改造進度推進緩慢。

　　按照國家提出的“十四五”期間煤電機組實施節煤降耗改造3.5億千瓦、靈活性改造2億千瓦、供熱改造5000萬千瓦目標，至少需要投入約5000-6000億元資金;同時部分存在電力硬缺口的地區和西北部大型清潔能源基地建設需新建煤電項目，以1億千瓦規模估計至少需要投資4000億元。其次，作為煤電清潔利用的重要途徑，CCUS等關鍵低碳技術的研發和裝置投入需要增加;此外，落后燃煤機組關停或轉為應急備用后，發電企業需投入資金來應對資產擱淺風險、做好相關人員的安置工作。但是在綠色金融發展過程中，不少銀行或投資機構選擇了簡單地將所有與煤電等高碳行業相關的活動均列為“禁止融資”類別的做法，致使煤電企業難以從外部獲得融資，不得不依靠股東委貸和集團內金融機構融資，這加劇了煤電企業轉型的資金困境。

　　要“輸血”更要“造血”

　　煤電行業的發展困境逐步引起了國家層面的高度重視，先后通過有序放開燃煤上網電價、擴大市場交易電價浮動比例、動力煤保供穩價、落實煤電綠色低碳轉型金融等一系列政策，從電價、煤價、資金多個維度給予發電企業低碳轉型支持，推動煤電產業低碳轉型升級、促進電力清潔低碳高質量發展。然而當前的臨時性、應急性資金支持并不足以持續保障煤電行業的低碳轉型，未來應逐步形成完善的轉型金融體系與公正轉型機制，滿足煤電高碳資產向低碳、零碳的轉型需求。與綠色金融不同，轉型金融主要針對市場實體、經濟活動和資產項目向低碳和零碳排放轉型提供金融支持，尤其是傳統的碳密集和高環境影響項目、經濟活動或市場主體。此次國家層面提出的支持煤炭清潔高效利用專項貸款和國有資本經營預算雖并未明確，但其本質上也屬于轉型金融范疇。

　　未來煤電行業的低碳轉型需要政府部門、發電企業、金融機構等多方共同努力，在為經濟社會發展提供安全保障的同時實現平穩轉型。金融支持只能解決“輸血”功能，讓煤電企業具備“自主造血”能力尚需電力市場機制和電價政策到位。政府部門應盡快完善電力市場機制的建設，充分發揮電力市場的價格發現機制，使電價與煤價掛鉤聯動，有效疏導燃煤發電成本，保障機組獲得短期的合理利潤回報和長期的穩定運營收益;盡快落地容量成本回收機制，設定合理的補償標準;健全輔助服務市場運營機制，完善電力調峰輔助服務補償政策，激勵煤電機組參與靈活性服務，保障高比例可再生能源消納。這樣才能保證維持系統供電能力所需的各種煤電機組的電量價值得到合理回報;使讓出電量空間、降低利用小時、主要發揮調節服務的靈活型機組，或者承擔應急備用機組的容量型機組，其各自的價值得到合理補償。若無電力市場機制和價格機制的進一步完善，煤電企業的“自主造血”便無從談起。再進一步，若煤電企業長期連基本生存都無從談起的話，電力供應安全、推進電力低碳轉型的現實基礎也無從保障。

　　發電企業要響應政策要求，結合自身特點因地制宜積極開展機組靈活性、供熱和(BE)CCS等改造，主動通過多種路徑挖掘存量煤電資產價值;同時推動煤電與可再生能源融合發展項目落地，促進煤電與新能源發展更好的協同，適應以新能源為主體的新型電力系統發展。

　　金融部門應不斷探索創新轉型金融產品，明確實施標準，設立由財政資金打底、企業和社會資金為主的轉型基金。未來隨著全國碳交易市場化程度提高，可利用碳排放配額收入機制為基金提供長期穩定的資金來源。同時做好資金監管，保持規范、持續的信息披露，提高轉型金融產品市場信息的透明度和可信度，有效防范煤電等高碳行業的“漂綠”、“洗綠”風險。