“双碳”目标下电力系统如何转型？

在现代文明里，“电”几乎是天经地义般的存在。但是，这一被默认的共识也会经受挑战。

2021年9月，生活在中国东北的市民就体验了一次“断电”；次年夏天，四川省遭遇60年一遇的高温干旱，“省电模式”开启。除此之外，电价的波动也引发关注。在今年“五一”假期，山东电力现货市场在“五一”小长假期间出现负电价交易，5天中共有46小时出现负电价。

上述现象背后体现了电力体系的复杂性。叠加“双碳”目标下能源转型的大背景，电力系统正面临一场系统性重构。

供需紧平衡

无论是前述限电问题还是电价波动，主要决定因素都是市场供需。

从自然因素来看，极端天气激化了电力供应失衡问题。以上述提到的四川“省电模式”为例，当年水电大省四川电力保供面临“三最”（即历史同期最高极端高温、历史同期最少降雨量、历史同期最高电力负荷）叠加局面；极端高温催生了空调等高频需求，而最少降雨则意味着水电大省反常缺水，进而也影响了电力供给。

另一个不容忽视的问题是，在2020年提出碳达峰碳中和目标后，部分地方曾经出现了运动式减碳的误区。其中一个重要表现就是对一些所谓高碳排的企业一关了之，供给失衡导致天然气、煤炭价格高涨，而未能完全市场化的上网电价维持不变，导致火电企业出现亏损；与此同时，风电等新能源发电供应尚不稳定，加大了电力供应缺口。

而电价的波动也遵循相似的逻辑。今年“五一”期间山东出现的负电价本质上是对电力现货市场供求关系的反映。与一般商品不同，电力一旦生产出来，就必须被用掉或存储起来，否则多余的电力将打破电力系统平衡，影响系统的供电安全与稳定运行。而“五一”期间，在天气等因素影响下，风、光资源丰富的时段发电量明显高于用户用电需求，在供显著大于求的时段，现货交易价格可能出现负值。

在新能源替代正在推进、新型电网建设不完备以及区域供需失衡等多重背景下，我国电力供需存在紧平衡。特别是在“双碳”目标下，能源是主战场，电力是主力军，建设新型能源体系刻不容缓。

“构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容，是一项复杂而艰巨的系统工程，点多面广、时间跨度长，不同发展阶段特征和差异明显，需统筹谋划路径布局，科学部署、有序推进。”国家能源局副局长余兵表示。

煤电换角色

电力供需压力的出现，提醒我们加快“煤电换角色”的进程。

电力行业作为我国碳排放的主要来源，转型方案已逐步出台。在“1+N”政策体系的规划指导下，我国陆续对电力行业提出了一系列政策目标。“新型电力系统中，非化石能源发电将逐步转变为装机主体和电量主体，核、水、风、光、储等多种清洁能源协同互补发展，化石能源发电装机及发电量占比下降的同时，在新型低碳零碳负碳技术的引领下，电力系统碳排放总量将逐步达到‘双碳’目标要求。”一位业内人士告诉记者。

但实现上述目标颇具挑战。根据近期国家能源局统筹组织11家机构编写的《新型电力系统发展蓝皮书》，尽管我国新能源发展较快，但当前，电力支撑能力与常规电源相比存在较大差距。此外，电力关键核心技术装备尚存在短板，电力市场不协调不平衡问题较为突出。

因此，传统的煤电绝不可“断崖式”甚至“一刀切式”关停。根据相关发展规划，煤电未来发展需要兼顾低碳减排和安全保供的双重要求，一方面，逐步由高碳电源转变为低碳或零碳电源，有序退出，以顺应经济社会清洁低碳发展需求；另一方面，由主体性电源转向基础保障性和系统调节性电源。

有业内人士表示，在未来相当长一段时间内，煤电仍是我国电力供应安全的重要支撑，需加快推动煤电清洁低碳化发展和提升灵活调节能力，推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

柔性灵活应是构建新型电力系统的重要支撑。与火电相比，水电、风电受到的影响因素更多，因此，在新型电力系统中，必须有不同类型机组的灵活发电技术、不同时间尺度与规模的灵活储能技术、柔性交直流等新型输电技术，以支撑高比例新能源接入系统和外送消纳。

“被动”变“主动”

除了技术问题和能源安全，经济效益同样不容忽视。从我国的现实情况看，火电企业体量巨大，是供电系统的重要组成部分。

“火电在我国社会经济发展中起着举足轻重的作用，但同时火电又是碳排放第一大行业，其低碳转型不但事关自身可持续发展，也关乎我国的‘双碳’进程。”公众环境研究中心（IPE）主任马军表示。

值得强调的是，在“双碳”目标指引下，率先改革者往往更具优势。根据自然资源保护协会（NRDC）与公众环境研究中心（IPE）、北京绿源碳和科技有限公司共同发布的《碳中和目标下中国火电上市公司低碳转型绩效评价报告2022》（以下简称《报告》），在“‘十三五’低碳转型综合绩效评价”方面，五大发电集团控股火电上市公司得分整体高于地方发电集团控股火电上市公司。另外，排名靠后火电上市公司的能源结构基本是100%火电。在“‘十四五’及更远期低碳规划与年度进展综合绩效评价”方面，排名靠前的几家公司均承诺在“十四五”期间增加高比例的新能源装机。

就具体路径而言，转型者已率先探路。华能集团能源研究院原副总经济师韩文轩表示，煤电行业高质量转型发展的思路可以从调整电源结构、资源控制能力、科技投入转化、提升管理变革能力四个方面出发。

中国电力企业联合会计划财务部计划处处长张卫东则建议探索“煤电联营”。“煤电联营”主要有两种形式：一种是技术上、产业链上直接融合。“比如很多坑口电厂，煤矿就建在当地，发多少电就生产多少煤。从技术生产管理上、经济效益上都非常好，这种形式只要有条件都应该鼓励。”张卫东解释。另一种则是从资产纽带上进行统一的煤电联营，这种模式的好处是可以协调煤炭生产、煤炭消费和电力生产，包括价格管理、合同协议，比较便利。另外，整体规划部署生产计划、营销计划的管理效益较高，对国家来说也有利于降低价格波动风险。

向转型金融借力

当然，企业转型也有赖于各方引导和支持。根据前述《报告》，政府部门尽早制定关于火电行业转型的中长期规划，对承担安全保供的发电公司予以政策倾斜，制定并落实激励政策。例如，提升转型活动的可融资性，同时结合转型金融工具，对转型活动和转型投资采取强制性信息披露。

所谓转型金融，是指针对市场实体、经济活动和资产项目向低碳和零碳排放转型的金融支持，尤其是针对传统的碳密集和高环境影响项目、经济活动或市场主体。在中国人民银行金融研究所所长周诚君看来，较之于绿色金融，转型金融可应用于碳密集和高环境影响的行业、企业、项目和相关经济活动，具有更大的灵活性、更强的针对性、更好的适应性，所以，在支持实体经济实现能源结构转型的范围和规模上可以有非常大的突破。

随着国家对煤电转型的重视，相应的金融支持也从政策和产品两个层面加强。

从金融政策层面看，2021年，人民银行设立了2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款工具，用于煤炭安全高效绿色智能开采、煤炭清洁高效加工、煤电清洁高效利用等7个领域；2022年5月，又新增1000亿元额度专门用于煤炭开发使用和增强煤炭储备能力的相关领域，这些都旨在有力支持煤电转型。

从金融产品层面看，目前市场上关注较多的绿色金融并不包含对煤电相关的减排或转型项目的支持，而转型金融则更多服务于高碳行业减排或转型活动，为未来设计煤电转型相关的金融产品提供了基础。当下，转型金融的体量和产品丰富程度较绿色金融有很大差距，金融支持煤电转型有着更广阔的空间。

在此背景下，建立明晰的转型金融标准显得非常重要，除了激励金融机构之外，标准的确立还能避免“洗绿”现象发生。中国金融学会绿色金融专业委员会主任、北京绿色金融与可持续发展研究院院长马骏表示，如果任由金融机构随意以转型金融的名义支持各类高碳企业自称为“转型”的经济活动，可能加大“洗绿”的风险。因此，金融管理部门应在转型标准、披露要求以及激励措施等方面，给出明确的要求和指引。