煤电转型：五大发电集团各有哪些挑战?

　　根据以往煤电改造经验来看，煤电改造任务的顺利完成不能只单纯依靠煤电企业，还需要政策、财政、金融等方面提供支持保障。

　　“双碳”目标提出后，构建以新能源为主体的、清洁低碳安全高效的绿色新型电力系统成为电力行业的首要任务。在高煤价、高环保成本、低利用小时数、低电价的多重压力下，我国煤电经营环境发生变化，经济性持续下降，传统发电企业转型升级迫在眉睫。五大发电集团作为我国煤电装机主力和发电行业的龙头企业，需要发挥好“排头兵”的引领示范作用。然而在电煤紧张、新能源发电不稳定、疫后用电需求提高等情况下，拉闸限电现象频发，五大发电集团近中期内仍需适度发展煤电。在煤电大幅亏损的情况下，仍需承担安全保供的社会责任与发展新能源，五大发电集团的转型之路挑战重重。为了深入剖析五大发电集团转型面临的困境，本文运用SWOT分析法对五大发电集团的转型环境进行梳理总结，并根据分析结果提出相应的转型对策。

转型优势

　　规模优势

　　五大发电集团作为发电企业的主力先锋队，拥有庞大的发电资产规模和雄厚的资金力量。

　　对标五大发电集团同其他13家国内外发电企业的装机容量和资产总额(18家对标企业均为世界500强企业)，五大发电集团装机容量稳居前五位，资产总额排名前十位，对比同类企业规模优势相对显著，在经营生产维度处于领先位置，与国内同类企业拉开了较大差距。

　　融资能力强

　　国有企业一般拥有低成本的融资渠道，占据市场竞争中的融资优势，通过金融业务发挥产融结合的效应，强化融资能力、拓宽融资渠道，通过资本运作支撑主业。五大发电集团现有的融资渠道主要包含自有金融产业和银行合作。

　　技术优势

　　五大发电集团在技术研发方面都有着较大的投入，其科研平台总数领先于国内其他同类企业，拥有多个国家级研发平台，牵头承担国家重大科技专项，综合技术水平较高，重点技术成就突出，众多关键技术处于国际领先地位，拥有雄厚的技术基础和支持力量。

　　政企合作经验丰富

　　电力行业受政府监管影响较大，大型发电企业由于其国有企业的属性，在与中央和地方政府的相关监管机构合作方面，拥有更加丰富的经验。通过与政府签署战略合作协议，在政府的支持下，根据地方优势开发电力相关业务，推进项目落地，例如整县光伏与新能源项目。公开信息显示，首批开工的国家大型风电光伏基地中，华能集团19个项目进入项目清单，国家能源集团获取项目1390万千瓦。

转型劣势

　　煤电资产份额高

　　五大发电集团控股电力装机占比较高，其煤电资产在发电企业当中同样处于较高水平。2020年全国火电装机容量为124624万千瓦，平均煤电装机占比49.1%，而五大发电集团控股的煤电资产占比高达52%。而发电企业的煤电业务处于较为严重的亏损状态，庞大的煤电资产份额对于企业转型形成了较大的阻碍。

　　对标国内“五大六小”电力央企，除国家电投外，五大发电集团煤电装机占比显著高于全国水平，面临较大的碳排放考核压力，国家电投煤电装机占比略低，而三峡集团、中广核、中国核工业和中节能等集团则是以水电、核电或者光伏等清洁能源为主，为绿色发电主体，无庞大的煤电资产困扰。

　　机制灵活性不足

　　目前国企改革三年行动计划已经进入收官阶段，但是对于大型国有企业而言，由于其规模大、固有体制历时长等，仍有许多历史遗留问题亟待解决。五大发电集团作为大型国有发电企业，其规模体量较大，具有庞大的组织结构，实施集中式管控模式，同时具有严格的国有资产管理要求，涉及电力业务项目审核等运营管理的相关程序较为复杂繁琐，导致决策反应时间相对较长，企业经营的灵活性不足。

　　市场化服务经验不足

　　国际发电公司依靠其独特的市场和监管环境，走向了以发电资产为基础，整合配置形成面向客户的区域化综合能源平台，关注发电资产、配电平台和综合能源服务满足客户多样化需求的能力，市场服务水平较高。在我国，多年以来发电企业一直对接电网，无需直接面对用户，导致其市场服务意识不足。目前，五大发电集团仍然呈现以发电为主的发展格局，根据各自发展基础和资源禀赋进行能源结构转型，需要进一步积累市场服务经验，对用户直接提供电力业务相关服务。

转型机遇

　　政策部署引导企业低碳转型

　　“双碳”目标下我国先后提出了一系列政策措施，涵盖新型电力系统建设、可再生能源高质量发展、煤电转型、电力市场提速、全国碳市场运行，以及财税金融支持等。在煤电方面，2021年11月国家设立2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，2022年5月又增加1000亿元再贷款资金，并通过国有资本经营预算注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电，推动电煤保供和绿色低碳发展。

　　能源技术创新推动低碳转型

　　能源低碳技术主要包括火电清洁高效利用技术、可再生能源技术、核电技术、储能技术等。煤电清洁高效利用方面，在高参数、大容量高效清洁燃煤发电技术、火电机组灵活性改造技术等方面取得了巨大进步，燃煤与可再生能源耦合技术已进入试点试验示范阶段，CCUS技术各环节也已具备一定的研发与示范基础。从“双碳”目标提出至今，能源行业加快行动，攻关能源低碳关键技术，能源低碳技术正以前所未有的速度更新迭代，不断涌现的科技成果将助力企业实现低碳转型。

　　数字化融合发展助力低碳转型

　　对于发电企业来说，数字化升级为其转型赋能。一是通过运用大数据技术提高企业自身人、财、物三类数据的融合和价值发掘，实现经营管理方式转变。二是有助于充分了解并满足用户的个性化需求，实现精准营销。三是运用电力数据向消费者提供综合服务，即除了电能服务之外的多种增值业务服务。四是创新分布式能源商业模式。大量分散的分布式发电单元通过大数据技术整合成虚拟电厂参与电力交易，不仅可以根据每一个发电单元的出力情况调整在市场中的报价策略，提高设备的发电效率，还可以调动火电等灵活性电源进行调峰调频，深度参与辅助服务市场，充分发挥虚拟电厂的效能。

转型挑战

　　气候目标要求与煤电高排放之间的矛盾

　　全球气候变暖及“双碳”目标的提出为能源电力行业发展带来了深刻的变革，倒逼发电企业实现绿色低碳转型。目前，我国能源消费产生的二氧化碳排放量占总排放量约85%，其中电力碳排放占比达到40%左右。因此，实现“双碳”目标，能源是主阵地，电力是主战场，发电企业是主推手，五大发电集团作为我国发电龙头企业更要发挥示范作用。

　　2020年国家能源集团、华能集团和大唐集团供电产生的二氧化碳排放均超过600克/千瓦时，未达到“十三五”时期二氧化碳排放量控制在550克/千瓦时的目标，在绿色低碳转型发展道路上仍然面临较大的挑战。

　　市场机制不完善与煤电生存诉求之间的矛盾

　　电煤价格不协调，煤电经济性下降。2021年9月以来，全国燃煤价格出现大幅上涨，动力煤价屡创历史新高。五大发电集团2021年平均到厂标煤单价(含税)每吨突破千元，电煤价格上涨导致企业净利润下滑。

　　燃煤上网电价机制不完善，电厂收益难以保障。2021年的电价新政要求将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。但是，在高位运行的煤价下，目前的电价机制不足以保障电厂的基本收益。

　　在此背景下，煤电企业的盈利空间受到高煤价、低电价的“两头挤压”，伴随着利用小时数不断降低，行业出现大面积亏损，高质量转型道路艰难。

　　低碳转型任务重与保供压力大之间的矛盾

　　2021年国家发改委召开煤、电、油、气、运重点企业保供稳价座谈会，要求煤电机组应发尽发，压实属地责任和电力企业保供主体责任，加强资源统筹调度，全力保障火电机组高比例开机、高负荷出力。在此要求下，即使电煤价格不协调、煤电高涨，五大发电集团作为央企，必须形成高效运转的能源保供调度和资金支持响应机制，千方百计寻找煤源、协调运力，不计代价采购电煤、补充库存，全力以赴多发多供。此外，同年国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，明确要求到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化取得明显进展。构建以新能源为主体的新型电力系统，成为五大发电集团的核心任务，其能源结构调整迫在眉睫。煤电企业面临着安全保供代价高与低碳转型要求高的双重压力与矛盾。

　　政策保障不足与煤电改造要求高之间的矛盾

　　“双碳”目标将倒逼煤电企业积极突破节能减排与绿色低碳转型技术，创新供热方式，推进节能降耗改造、供热改造，努力实现降耗减碳、节能提效;构建新型电力系统，将倒逼存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”。2022年4月，国务院常务会议提出，要推动煤电机组实现全年改造规模超2.2亿千瓦。同时，《“十四五”现代能源体系规划》也指出，力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦，重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，有序淘汰煤电落后产能。

　　但根据以往煤电改造经验来看，煤电改造任务的顺利完成不能只单纯依靠煤电企业，还需要政策、财政、金融等方面提供支持保障。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500～1500元，加上后期运维、煤耗等成本，若没有合理的经济回报，电厂难以承担调峰损失。况且目前煤电企业普遍存在亏损大、高负债、现金流紧张等问题，显然煤电企业已经没有足够的能力支持煤电改造。近一年来，国家陆续出台了财政金融相关政策来支持煤炭清洁高效利用，保障煤电稳定供应，但只是短期内的“应急之计”，从长远来看，煤电体量较大、转型升级过程漫长且资金需求高，煤电企业压力大而动力不足。仅“十四五”时期的灵活性、供热和清洁高效改造资金需求，就在5000～6000亿元，若再加上耦合生物质改造和CCUS等改造，煤电转型需要持续的资金和政策支持。国家亟需结合长期目标完善市场机制和相关政策保障体系，持续保障发电企业的平稳转型。

五大发电集团转型对策

　　基于上述分析，结合五大发电集团的发展特点总结出如图所示的SWOT分析矩阵与转型对策。

　　国家电投集团

　　内部优势大于劣势，清洁能源占比最高，且风光等可再生能源发展均衡，创新能力的不断激发，也会带来技术的快速提升;同时国家政策对低碳化、数字化等的大力支持，可使其克服煤电项目减排以及经济性差的困难，所以国家电投集团应充分运用SO增长型战略，积极把握自身在可再生能源规模上和光伏、核电等技术方面的优势，增强可再生能源与煤电融合发展的能力，创新商业模式，发展新产业、新业态、新模式，为企业的长期可持续发展奠定基础。

　　国家能源集团

　　重组成立的国家能源集团优势更加明显，作为规模实力更强、协同优势更为突出、产业结构更为合理的综合性能源集团，在面临煤电业务众多挑战时，应采取ST多元化战略，发挥煤炭与煤电在产业链上下游的协同效应，深化煤电一体化经营机制，进一步节约煤电经营成本;同时继续发展CCUS等低碳减排技术，提质增效，将资金等资源投入向可再生能源发展倾斜，深化转型。

　　华能集团

　　作为第四家拥有核电的集团，在煤电资产份额较高、商业模式创新有待加强的情况下，应采取ST多元化战略，控制煤电规模，发挥资金优势和火电技术储备优势，利用现存容量优势参与电力辅助服务市场增加收益，推动多能互补大型清洁能源基地建设。同时完善营销机制，并以此为切入点之一，推动综合能源服务业务发展。

　　华电集团

　　面对激烈的市场环境和低碳转型政策要求，华电也应采取ST多元化战略进行转型，有序发展煤炭和煤电，因地制宜发展热电联产;发挥水电技术开发优势，推动风、光、水、储一体化综合能源基地建设;利用融资优势解决大力发展新能源资金紧缺问题;利用在物联网等信息技术方面的积累逐步实现智能化和集约化管理，为转型助力;同时固化天然气和分布式能源发展经验，强化多能联供等综合能源服务业务发展。

　　大唐集团

　　面对内部火电比例较高、火电厂经营不善、煤化工业务亏损等多重压力和挑战，大唐集团近年来发展相对滞后。因此，大唐集团需采取WO扭转型战略，积极推动企业转方式、调结构、增动力、强活力，扭转粗放发展方式，加强煤电与其他业务协同发展，实现煤电低碳转型，利用有限的资源积极发展新能源业务，实现经营发展全面转好的根本性转变。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2022年9期，作者张李琳、袁家海供职于华北电力大学经济与管理学院，黄辉、王杨供职于自然资源保护协会。