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。