碳中和的經濟實現路徑

 

      能源轉型，特別是以構建高比例可再生能源系統實現綠色低碳轉型，無疑會帶來系統運行成本的增加。對于服務于轉型目標的電力企業而言，除了直觀的轉型成本外，還有隱形的經濟賬影響著企業的盈利水平。

       一方面，在電力系統低碳轉型的過程中，煤電資產的減值速度將會明顯加快。對于存量的化石能源發電裝機，盡管在實際上構成了歷年GDP的一部分，但在低碳轉型的過程中，可能會因為不斷下降的機組利用率而成為不良資產，有的甚至要破產清算，沒有任何可回收價值。此外，隨著可再生能源的倍增發展，煤電產能過剩愈加突出，競爭更加激烈，上網價格更加受到“壓制”。煤電企業將長期處于盈利能力不足或虧損，以及巨大流動性壓力狀態。這種狀況也將會在煤電產業鏈（包括物流企業和煤炭企業）傳導。

       另一方面，在新能源補貼加速退坡的政策環境下，迅速發展的可再生能源發電裝機也面臨巨大的競爭壓力。短期會急劇推高企業杠桿率，回收成本、收回投資、償還債務和利息的壓力也會大幅增加。在兩重因素的夾擊下，發電企業將會面臨盈利能力不足、流動風險積聚、滾動發展能力受限等方面的嚴峻挑戰。

       值得注意的是，為了接納更高比例的可再生能源接入系統，煤電、燃機、儲能、需求側響應等靈活性資源需要以深度調峰和提供輔助服務等形式為系統增加接納新能源的能力。但是目前，我國的現貨市場出清電價只體現出了電能量市場的邊際成本價格，并沒有真實反映出現貨市場的運行成本、輔助服務成本，以及容量補償成本，嚴重偏低的現貨價格不僅引起了社會各界對現貨市場競價結果的誤解，同時還將影響中長期市場主體的交易行為，這也將會影響電力系統的低碳轉型進程。

       按照國家推進電力市場建設相關文件精神，在已試點現貨地區將暫停深度調峰市場，通過現貨市場峰谷價差逐步替代深度調峰的電價補償。但是在目前普遍供大于求的市場環境下，現貨市場結算價格沒有辦法實現對火電企業靈活性改造的激勵，并不明顯的峰谷價差也不足以滿足火電靈活性改造的成本需求。

       與此同時，對于超出優先購電部分的新能源在參與市場競價時，盡管可以通過省間現貨、發電權交易等方式提前對沖市場的低價風險，但在電量與補貼未實現脫鉤的前提下，參與市場競價部分能否、以及如何獲得補貼，仍然是新能源企業參與市場的最大擔憂。

      事實上，新能源補貼、優先發電計劃，以及發電側“零和博弈”的電力市場，都體現出了強烈的計劃經濟特色和宏觀財政職能，其對于市場效率提升和真實價格信號傳導的阻礙愈發明顯。

       在以市場化手段推動能源轉型進程和碳中和目標實現的過程中，不僅需要構建促使不同電源同臺、公平競爭的市場機制，同時還需要明確電力服務產品的終端傳導機制和承擔原則。否則，被抑制的價格信號往往更容易產生容量短缺的中長期風險。

      在從計劃走向市場，從高碳轉向低碳的過程中，多主體的利益均衡是實現多重既定目標的共同前提之一。按照兩部制電價的思路，改革新能源價差補貼方式，將價差補貼與優先發電的保障利用小時脫鉤，通過發電容量成本進行分期補償，以加快推動發電側全電量充分競爭，畢竟市場競爭的完整性比短期棄電更重要；同時加快實施調峰機組的兩部制電價制度，盡快建立存量調峰機組容量成本市場化補償機制，以明確的輔助服務價值回報，來確保電力系統綠色與安全間矛盾的兼顧。

        需要指出的是，從碳排放達峰后較長一段時期來看，煤電既是確保我國電力系統供應安全、提高電能質量的重要支撐電源，同時也是支持電源低碳化轉型的重要力量。煤電的公平競爭和平穩退出需要財政、金融及市場機制的支持和安排；同樣，電力部門的轉型也需要電力市場、碳排放市場、綠證市場等市場相互協同的激勵與約束。