碳中和的经济实现路径

 

      能源转型，特别是以构建高比例可再生能源系统实现绿色低碳转型，无疑会带来系统运行成本的增加。对于服务于转型目标的电力企业而言，除了直观的转型成本外，还有隐形的经济账影响着企业的盈利水平。

       一方面，在电力系统低碳转型的过程中，煤电资产的减值速度将会明显加快。对于存量的化石能源发电装机，尽管在实际上构成了历年GDP的一部分，但在低碳转型的过程中，可能会因为不断下降的机组利用率而成为不良资产，有的甚至要破产清算，没有任何可回收价值。此外，随着可再生能源的倍增发展，煤电产能过剩愈加突出，竞争更加激烈，上网价格更加受到“压制”。煤电企业将长期处于盈利能力不足或亏损，以及巨大流动性压力状态。这种状况也将会在煤电产业链（包括物流企业和煤炭企业）传导。

       另一方面，在新能源补贴加速退坡的政策环境下，迅速发展的可再生能源发电装机也面临巨大的竞争压力。短期会急剧推高企业杠杆率，回收成本、收回投资、偿还债务和利息的压力也会大幅增加。在两重因素的夹击下，发电企业将会面临盈利能力不足、流动风险积聚、滚动发展能力受限等方面的严峻挑战。

       值得注意的是，为了接纳更高比例的可再生能源接入系统，煤电、燃机、储能、需求侧响应等灵活性资源需要以深度调峰和提供辅助服务等形式为系统增加接纳新能源的能力。但是目前，我国的现货市场出清电价只体现出了电能量市场的边际成本价格，并没有真实反映出现货市场的运行成本、辅助服务成本，以及容量补偿成本，严重偏低的现货价格不仅引起了社会各界对现货市场竞价结果的误解，同时还将影响中长期市场主体的交易行为，这也将会影响电力系统的低碳转型进程。

       按照国家推进电力市场建设相关文件精神，在已试点现货地区将暂停深度调峰市场，通过现货市场峰谷价差逐步替代深度调峰的电价补偿。但是在目前普遍供大于求的市场环境下，现货市场结算价格没有办法实现对火电企业灵活性改造的激励，并不明显的峰谷价差也不足以满足火电灵活性改造的成本需求。

       与此同时，对于超出优先购电部分的新能源在参与市场竞价时，尽管可以通过省间现货、发电权交易等方式提前对冲市场的低价风险，但在电量与补贴未实现脱钩的前提下，参与市场竞价部分能否、以及如何获得补贴，仍然是新能源企业参与市场的最大担忧。

      事实上，新能源补贴、优先发电计划，以及发电侧“零和博弈”的电力市场，都体现出了强烈的计划经济特色和宏观财政职能，其对于市场效率提升和真实价格信号传导的阻碍愈发明显。

       在以市场化手段推动能源转型进程和碳中和目标实现的过程中，不仅需要构建促使不同电源同台、公平竞争的市场机制，同时还需要明确电力服务产品的终端传导机制和承担原则。否则，被抑制的价格信号往往更容易产生容量短缺的中长期风险。

      在从计划走向市场，从高碳转向低碳的过程中，多主体的利益均衡是实现多重既定目标的共同前提之一。按照两部制电价的思路，改革新能源价差补贴方式，将价差补贴与优先发电的保障利用小时脱钩，通过发电容量成本进行分期补偿，以加快推动发电侧全电量充分竞争，毕竟市场竞争的完整性比短期弃电更重要；同时加快实施调峰机组的两部制电价制度，尽快建立存量调峰机组容量成本市场化补偿机制，以明确的辅助服务价值回报，来确保电力系统绿色与安全间矛盾的兼顾。

        需要指出的是，从碳排放达峰后较长一段时期来看，煤电既是确保我国电力系统供应安全、提高电能质量的重要支撑电源，同时也是支持电源低碳化转型的重要力量。煤电的公平竞争和平稳退出需要财政、金融及市场机制的支持和安排；同样，电力部门的转型也需要电力市场、碳排放市场、绿证市场等市场相互协同的激励与约束。