陈宗法：运动式“减碳”、投融资功能下降与保障用能的风险

近期，中央政治局会议要求统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”，先立后破。这实际上提出了一个重大问题，如何统筹清洁转型、行业发展与保障用能的关系？因为清洁转型、实现“双碳”目标是一个复杂的系统工程，社会各方运动式“减碳”、能源企业投融资功能下降都会增加保障用能的风险，进而会影响到我国经济社会平稳运行问题。结合我国电力行业实际，从系统原则出发，谈点个人看法。

一、清洁转型是能源电力发展的战略方向，但运动式“减碳”将增加保障用能的风险

目前，应对全球气候变化，推进绿色低碳发展，拥抱新能源革命成了时代潮流。中国作为最大的发展中国家与碳排放大国，习主席审时度势，站在“中华民族永续发展和构建人类命运共同体”的高度，连续4次在国际会议上作出清洁转型的一系列庄严承诺，力争2030年前碳达峰、2060年前碳中和。实现“双碳”目标，是一场“硬仗、大考”，“十四五”是落实“双碳”目标的关键期、窗口期。国家有关部门召开多个会议、出台一系列文件进行部署。目前，全国上下对能源清洁转型已趋共识，众多社会资本纷纷加盟，掀起了“减碳”运动“新高潮”，新能源、抽水蓄能、新型储能发展呈现出“白热化”的竞争态势。

能源是主战场，电力是主力军，能源央企对实现“双碳”目标责无旁贷。在编制、实施“十四五”能源电力发展规划、时，必须认识到清洁转型是国际化大趋势，是当前能源电力领域的首要目标，是能源电力发展的主旋律、主基调，是构建以新能源为主体的新型电力系统、形成以电为中心的终端能源消费格局、实现“双碳”目标的主要举措，必须充满信心，保持战略定力，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。可以预见，未来40年，“双碳”目标将“倒逼”我国经济和社会发展方式发生根本性变革，促进经济结构、能源结构、产业结构调整，加快构建“清洁低碳、安全高效”的能源体系。

同时，我们也要认识到清洁转型、实现“双碳”目标是一个分阶段、循序渐进的过程，需要制定切实可行的行动方案，做到先立后破，统筹兼顾，有序进行。但是，今年以来，根据经济时报报道，部分企业、部分地区、部分行业出现了大干快上、不切实际的运动式“减碳”，主要表现为：“唯双碳论”，重形式、轻本质，重关停、轻疏导，缺乏系统观；“急于求成”，低碳化高目标，超进度提前实现，急于短期表现、忽视长期性；“过度依靠行政手段”，层层加码，对煤电政策“一刀切”。另外，还有一些气候专家、新能源从业者信心满满、激情飞扬，一方面认为煤炭、煤电污染环境，清洁转型就像搬新家，不扔掉这些“旧沙发”，就不可能搬进新能源这个“新沙发”，主张不再上煤电新项目；另一方面认为，“十四五”是个分水岭，电力系统脱碳将主要依靠风光电，并且认为新能源资源技术开发量“不存在天花板”，构建新型电力系统“不存在技术瓶颈”，并网及消纳空间“不会受限”，要求全力放开发展新能源。这些观点与做法，从清洁转型、应对气候变化、实现“双碳”目标角度分析，不无道理，但从统筹发展与安全、清洁转型的渐进过程、保障用能的现实需要看，是值得商榷的，甚至是需要纠正的。这是由以下因素决定的。

一是我国清洁转型的基础或起点，是一个富煤的发展中国家，煤电等化石能源仍是能源生产与消费的“绝对主力”。2020年，我国能源消费总量49.8 亿吨标准煤，其中煤炭消费量占比高达56.8%；煤机有10.8亿千瓦之巨，每年转化煤炭23亿吨以上，约50%的热电联产机组，平均机龄只有13年，60万千瓦以上的机组占45%，特别是49%的煤机提供着全社会61%电量，而且煤电、煤炭行业提供了约300万个就业岗位。可见，煤电在煤炭转化、电热供应、系统调峰、人员就业、消纳新能源等方面仍发挥着“压舱石”作用，决定了煤电近中期不可或缺。碳排放故意攀高峰固然不可取，但不切实际的早达峰或忽视风险的“釜底抽薪”亦不可取。

二是新能源要成为主体电源还任重道远，其自身局限性导致源-荷时空“错配”，一定程度上影响到电网稳定与保障用能。十多年来，我国新能源快速发展，装机规模成为世界第一与国内新增电力装机主体，其低碳性、成长性、经济性越来越突出，但距离“主体电源”的地位相去甚远。2020年装机占比24%的新能源只提供了全社会9.5%的用电量。新能源至今未立，如煤电等化石能源提前退出，将面临缺电停热的风险。新能源大规模开发并网后，由于其间歇性、随机性、波动性以及“大装机、小电量”的影响，电力系统“双高双峰”特征日益凸显，对电力供应的安全保障、电力系统的平稳调节、电网的安全稳定运行造成一定影响。例如，冬季负荷高峰一般都出现在晚间，此时光伏出力几乎为零，而水电又处于枯水期、发电能力明显下降。特别在静稳无风、连续阴雨等极端天气下，电力电量的平衡高度依赖煤电。去年湖南、江西以及今年广东等一些南方省市的供电紧张也印证了这一点。同时，能源资源与用电负荷呈逆向分布，“三北”地区仍存在“弃风弃光”现象。这种不同于上世纪“硬缺口”下保障用能的特性与风险，对今后如何促进多能互补发展、大规模增强电网调节能力、构建新型电力系统，解决源-荷在时空上“错配”问题提出了新的课题。

三是“十四五”电力供需格局出现新变化，由“总体过剩、局部紧张”转向“全局平衡、局部缺口”。我国已全面建成小康社会，但仍是最大的发展中国家，正在开启全面建设现代化国家新征程。因此，促进发展、稳定经济、保障就业，仍是新发展阶段的基本政策取向。我国经济的率先恢复、电能替代步伐的加快以及降低用能成本的政策效应，拉动了能源电力消费的快速增长。电规总院预测，“十四五”全社会用电量年均增长4.8%-5.5%，全国电力供需形势总体趋紧，面临系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方地区。今年上半年用电量实际增长16.2%，同比增长15.8%，两年同期平均增长7.6%。尽管“十四五”“双碳”目标及其“硬约束”，新能源发展将有可能跑出“加速度”，但新能源利用小时低；目前存量煤电近九成亏损影响发电意愿，新上煤电空间受限、风险加大；西南水电开发，面临造价高、消纳难、长距离输送、市场竞争力弱的问题；燃气发电气源紧张、经济性差的问题一直难以解决；核电厂址受限，安全标准高，获得发展资质难，不会出现大发展。可见，电源端的“有效供给”不如预期的理想，电网侧的新型电力系统构建才刚刚开始，对源网荷储出现的新挑战和电力供需的结构性、区域性、时段性缺电的风险，需要科学规划与合理布局去应对。

因此，我们既要认识到实现“双碳”目标的重要性、紧迫性、必然性，也要认识到清洁转型的渐进性、艰巨性、复杂性，任何喊口号、抢风口、蹭热度，搞政治宣示与运动式“减碳”，或超越发展阶段而采取过急行动，都会影响全国能源安全大局，“双碳”目标的实现也会“欲速则不达”。只有贯彻总体国家安全观，统筹发展与安全，充分吸取过去电力短缺对实体经济造成巨大影响的教训，加快新型电力系统建设，实现电力电量的平衡，才能支撑经济社会的可持续发展。

二、保障用能是能源电力发展的根本目的，但电力行业投融资功能下降将增加保障用能的风险

我们提倡清洁转型是未来能源电力发展的首要目标，但并不是说清洁转型是唯一或全部目标。无论任何时候，我们必须保持清醒，保障用能是基础性目标，是能源电力生产的真正目的，也是保障经济发展与民生福祉最根本的问题，是能源电力人始终肩负的“初心与使命”，要按照国家“十四五”规划和2035远景目标的要求，建立“立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备”的能源产供储销体系，实现“煤炭供应安全兜底、油气核心需求依靠自保、电力供应稳定可靠”。否则，会危及经济社会的稳定发展。当然，新时代对保障用能提出了新的更高的要求，除了传统的安全、可靠、经济外，还要求绿色、多元、智能，并增加用户的选择权、参与权，提高综合能源服务的满意度。

清洁转型是战略方向，保障用能是根本目的，这两大目标要靠什么去实现呢？多年来的实践证明，需要保证投资合理回报、调动能源电力企业积极性、促进能源电力行业可持续发展去实现。因为行业发展与清洁转型、保障用能的关系是“渔与鱼”“青山与薪柴”的关系，前者是后两者的实现主体与根本保证。任何忽视这一基本关系的，都难以达到预期目标。回眸“十三五”，电力行业实际情形又如何呢？

先说发电企业。“十三五”，受用电需求放缓、煤炭去产能、降低用能成本、新一轮电力改革的冲击，发电行业整体业绩呈现“前降后升，V型反弹”走势，但投融资功能削弱、整体实力下降。具体表现为：一是整体盈利水平不如“十二五”。“十三五”盈利总额与装机、资产规模增长不匹配，在装机增长34%、资产增长24%的前提下，主要发电集团的利润总额下降14%；净资产收益率、营业收入利润率均低于“十二五”水平。二是电源投资下降。尽管2019-2020年风光电出现疯狂的保电价“抢装潮”，也难以弥补煤电等投资的连年下滑。“十三五”全国电源投资累计完成18399亿元，与“十二五”19153亿元相比较，净减少754亿元，下降4%；三是煤电进入“第二次困难时期”。随着10亿煤炭过剩产能的退出，煤炭市场供需紧张、大幅反弹、高位震荡，煤价均超绿色区间，叠加市场化交易电量的增加，煤电再现整体性亏损、行业性困难，业绩呈“W”型走势。表现为亏损面大、负债率高、资金链紧张、区域差异大，一些上市公司面临被ST、退市风险，老小煤电企业被兼并、关停、破产。四是资产负债率仍高于央企平均水平。由于压缩投资、控制负债、资本运作以及非电产业、新能源的利润贡献，主要发电集团负债率有所下降，2020年接近70%，但高于央企65%的水平。

再看电网企业。2015年新电改，改变了电网企业的盈利模式，由购销价差改为核定输配电价，刺激了基建投资的快速增长，2016-2018年电网投资分别达到5431亿元、5339亿元、5373亿元，创历史高峰。但是，随着国家2018、2019年连续要求降低一般工商业电价10%，2020年再降5%，2019年电网投资出现明显下降；2020年持续减少，只完成4699亿元，成为“十三五”年度最低投资额。回看十年，电网投资呈“倒V”形走势，“十二五”呈上升趋势，“十三五”呈下降趋势。这与电网企业近年来的利润总额、净资产收益率持续下降、主业亏损不无关系。如国网公司2020年利润总额、净资产收益率分别为591亿元、2.2%，分别比降工商业电价前的2017年减少319亿元、下降2.1个百分点，而且2020年主业亏损178亿元。

展望“十四五”，发电行业将大多延续“十三五”的营商环境，低碳化提前提速，市场化扩大占比，电气化不断加快，智能化建设升级，一体化协同发展，国际化走深走实。新能源、抽水蓄能、新型储能、绿电制氢、碳交易市场、减污降碳技术将迎来前所未有的想象空间和巨大的发展机遇，但新能源进入平价时代及“白热化”竞争态势将带来难以预料的发展压力和风险挑战，将由以前的“有盈利、缺现金流”到未来“有规模、缺盈利额”的转变。煤电的生存发展更是面临严峻的挑战，“双碳”目标转向硬约束、能源消费“双控”趋紧，发展空间严重受挤，全电量市场竞价，减污降碳升级改造、碳排放成本增加，长期愿景不看好、面临被迫退出的风险。尤其是煤价“十四五”开年大涨，燃料成本高企，煤电亏损大幅度增加，今年1-7月份亏损面近70%，其中7月高达88%，到了“难以为继”的地步。如果长此以往，“十四五”国家安排的煤电新增规模和灵活性改造目标将会落空。“十三五”抽水蓄能、燃机发电、煤机灵活性改造等没有完成规划确定的目标，折射出相关政策缺位、投资回报偏低、企业没有积极性。同样，电网企业由于“十三五”投资大、回报低，且主业亏损，“十四五”势必会控制甚至削减投资规模，有限保障电网主导产业、新型电力系统建设以及抽水蓄能电站的开发。可见，当前电力行业整体情况“不容乐观”，对我国抗击疫情、清洁转型、保障用能、提振经济提出了新挑战。

因此，“十四五”国家要站在社会经济发展的高度，统筹“清洁转型、保障用能、行业发展”三大目标，遵循经济规律和电力运行规律，打破清洁能源、稳定供应、价格低廉的“不可能三角”，适时终止持续多年的降低用能成本政策，还原电力商品、电力企业属性，发挥电价、补贴、信贷、税收、投资回报率等经济杠杆作用，增强电力企业的投融资功能与可持续发展能力，从根本上减少保障用能的风险。

首先，进一步疏通、完善电价全产业链传导机制。经验表明，正常合理的提高电价形成的负面影响要远远小于电力短缺对国民经济造成的巨大损失。按照“谁受益、谁承担”的原则，要规范电力中长期交易，深化电力现货交易，完善辅助服务市场机制，使电价在各个环节能及时反映成本与供求关系的变化，特别要打通电力用户“最后一公里”，并避免过剩开启市场、短缺关闭市场的人为做法，改变电力用户“电价只能降不能升”的惯性心理，共同分担能源清洁转型应该付出的代价。

其次，建立有利于可再生能源发展、消纳的政策体系与市场交易机制。在市场化改革过渡期、能源清洁转型期，各级政府要做好政策与市场的对接，防止“政策突变、盈亏反转”，保持新能源政策的连续性、稳定性，特别是海上风电、光热发电、农用户用光伏以及抽水蓄能、新型储能、绿电制氢等；同时，要分门别类、因地制宜引导水电、新能源、储能等竞价交易，促进成本控制、技术进步、产业升级。

第三，出台“煤电新政”,发挥托底保供作用。“十四五”煤电发展难以“急刹车”，仍是保障电力平衡的主力，预计煤电装机、电量将增加到12.5-13亿千瓦和5-5.5万亿千瓦时。建议国家根据煤电“清洁、高效、灵活、托底”的战略定位，走“少新建、多改造、多延寿”的路子，并及时出台“煤电新政”，如两部制电价、辅助服务电价、提高基准价、放宽涨幅限制、机组退出专项政策等，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上煤电项目“有回报”，以适应煤电发展从“增容控量”到“控容减量”“减容减量”的转变。

第四，改变电网企业“主业主亏，以辅补主”的格局，保证新型电力系统建设。目前，新能源大发展，电网“双高双峰”问题突出，亟需构建新型电力系统。电网投资的合理回收，有利于建设坚强高效的主干网架，推动配电网的升级改造和微电网的发展，实现源网荷储高度融合，提升电网智慧高效运行水平。

分享到：QQ空间新浪微博腾讯微博人人网微信