张学粮 北京大学经济学院

作为应对全球气候变暖的重要参与者，我国自“十二五”以来便将减少二氧化碳排放和发展低碳经济纳入国家规划并积极推动，并于2019年提前实现了我国对外承诺的2020年应对气候变化行动目标，为全球气候变暖贡献了中国力量。2019年9月，习近平主席在联合国大会上提出了我国要“提高国家自主贡献力度、采取更有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标，并在2019年《巴黎协定》达成五周年气候雄心峰会上，进一步宣布我国2030年提高力度的国家自主贡献目标及举措：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。上述30·60碳达峰碳中和目标的提出，势必将推动我国电力供给侧进行更加深刻的变革，需要发电企业引起高度重视、积极应对。

一、我国电力行业的发展现状

党的十八大以来，我国坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，以推动高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，持续推进能源供给革命，在持续增强全国电力供应能力的同时，通过大力发展清洁能源、安全高效发展核电、淘汰落后火电机组、限制火电新项目开发等一系列措施推行落地，电力供应结构不断调整优化，呈现出明显的低碳化趋势。截止到2019年，全国累计已淘汰落后火电机组1亿千瓦以上，累计发电装机容量20.1亿千瓦中，火电装机11.9亿千瓦，占比下降至59.2%，但仍然是主力电源；可再生能源总发电装机容量7.9亿千瓦，占比超过20%，其中水电、风电、光伏发电、生物质累计装机容量分别达3.56亿千瓦、2.1亿千瓦、2.04亿千瓦、2 369万千瓦，均居世界首位；在运在建核电装机容量6 593万千瓦，居世界第二，在建核电装机容量居世界第一。

在发电量方面，通过施行清洁电力优先消纳、电量和电价双限等措施，核电、水电、风电和光伏发电等非化石能源在发电量中的份额逐步提升。2019年我国发电量7.5万亿千瓦时，其中非化石能源发电量占比已提高至32.2%，相比2012年的21.4%提升了10.8%。

与此同时，通过不断深化电力体制改革，推进电力市场建设和电价改革，逐步还原电的商品属性，形成了统一开放、竞争有序的电力市场和由市场决定电力价格的机制，市场交易电量份额逐年攀升。2019年全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2.1万亿千瓦时，占全社会用电量比重的30.1%。

二、当前发电企业发展面临的突出问题

电力行业的持续高速发展，为我国经济社会发展提供了稳定而充足的电力保障。然而电力结构调整和电力体制改革的不断深化，对处于供给端的发电企业的经营发展也带来了不同程度的影响，主要有以下几个方面的问题：

(一)电力消纳矛盾突出且将长期存在。当前我国经济已从高速增长迈入高质量发展新阶段，随着供给侧结构性改革的持续推进和产业结构的不断调整优化，全社会用电需求增速降低已成定势，从全国发电设备平均利用小时数近十年来总体呈下滑之势，2019年开始跌进4 000小时以内，电力消纳矛盾日益突出。分电源来看，火电受清洁能源消纳比重逐步提升等因素影响，冲击最为严重，叠加电煤价格上涨等因素，火电企业已出现大面积亏损；水电、光伏、风电在清洁能源消纳三年行动计划红利下，“弃水”“弃光”“弃风”状况有所好转，但由于这类电源本身存在区域分布远离用电大省、发电量受季节和自然条件影响明显等特点，随着新能源装机规模的持续加大，未来的消纳矛盾仍不容忽视；出于对核能发电的安全性考量，核电的平均利用小时数近10年来一直维持在7 000小时以上，但受光伏、风电消纳比重提升和参与电网调峰的影响，核电的经济性也受到了不小的冲击。预计2030年之前，我国全社会用电量将会达到峰值，电力装机规模的持续增加与全社会用电量的趋稳，届时电力消纳的矛盾将愈加突出。

(二)价格因素导致企业利润空间进一步压缩。上网电价是除发电量外影响发电企业营收的另一重要因素。当前我国仍处于电力市场化改革的过渡期，上网电价的决定既有市场因素，也有非市场因素：发电企业通过参与电力交易中心现货交易决定的电价，构成了价格因素的市场部分，而出于对电力投资的引导和倒逼发电企业提升内部管理水平需要，由政府主导的标杆电价、补贴政策则构成了价格因素的非市场部分。近年来，各类电源的标杆电价总体保持平稳，但由于计划电量受限，发电企业参与市场竞价获取市场电量更加积极，激烈的市场竞争导致电力市场价格不断刷低，与此同时，受新能源补贴政策逐渐退坡、光伏平价上网等政策因素影响，导致发电企业的整体盈利空间不断压缩，经营风险持续加大。

(三)发电企业自身的管理机制尚不适应市场化的电力市场。由于电力供应和消费之间，还涉及复杂的输配电环节，而且电力体制改革还涉及能源安全因素，导致我国电力市场化改革步伐缓慢，发电企业的自身管理普遍带有强烈的“计划性”色彩，与市场化的企业相比，普遍存在战略目标单一、市场竞争意识不足、创新能力不足、机制僵化等问题，对政策转向、电力市场化改革等重大外部环境变化的风险抵御能力不足。

三、碳中和背景下我国电力发展宏观趋势

作为全球最大的发展中国家，我国单位GDP能耗水平仍处于高位，与德国2050年碳中和目标[5]相比，我国2060年实现碳中和的挑战更加艰巨。为实现2060碳中和目标，我国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要，对绿色发展做出了全面部署，在电力供给端明确“加快发展非化石能源”“大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设”“非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右”“合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤”“加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用”等要求，在电力消费端明确“壮大绿色服务等产业，推广合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等服务模式”“推动城市公交和物流配送车辆电动化”，并明确要“大力发展绿色金融”[6]。据此推测，我国电力发展将表现出如下趋势：

(一)市场化改革是大方向，随着电网基础设施智能化升级和源网荷储的进一步衔接，原有的电源、电网、用户(负荷)关系将被重塑，电力市场化程度将进一步完善，电力市场服务将更加丰富多元。

(二)绿色低碳是主旋律，能源结构仍将进行深度调整，火电新增装机受限，新能源比重还将持续加大：我国要实现碳中和，电力行业必须先实现碳中和。预计到2030年风电、太阳能发电装机容量占比将达40%以上，而到2060年风电、太阳能发电装机容量占比将接近70%。

(三)技术创新是驱动力，技术创新将在提升能源利用效率和现有电力设备的利用率，深挖现有电力设备潜力方面发挥更大作用：我国能源综合利用效率大体上是世界平均水平的一半，是发达国家的1/4左右，是世界先进水平的1/6左右，电力设备利用率为主要发达国家的80%左右，具有非常大的挖掘潜力[9]。

四、碳中和背景下发电企业的应对策略

基于上述分析，笔者认为，发电企业应从以下几个方面推进经营和管理变革，才能在碳中和的大背景下掌握发展主动权：

(一)健全市场化经营机制，充分发挥企业的市场主体作用。面对新发展阶段的新形势新变化新挑战，发电企业需要通过深化改革来增强活力、提高效率，通过建立现代企业制度、深化三项制度改革、推行经理层成员任期制和契约化管理、完善市场化薪酬分配机制等多种方式，形成科学合理、决策高效的内部治理结构，激发企业活力动力，更加积极主动应对电力市场化大趋势。

(二)加强新业务战略布局和商业模式创新，充分运用绿色金融、碳市场交易，降低企业经营成本。企业应牢牢抓住清洁低碳发展方向进行产业布局，加大清洁能源投资力度，抢先占有清洁能源市场；同时要跳出固有的电源-电网思维，基于自身的发电企业布局，提前谋划综合能源服务能力和储能技术，最大化挖掘电力用户的用电潜能，消除电力消纳天花板限制。与此同时，借助绿色金融市场，最大化降低企业融资成本，并通过碳市场开展碳汇交易，形成绿色回报。

五、结语

我国2060年碳中和目标的实现需要电力行业积极作为、主动求变，但也需要认识到，仅靠处于供给端的发电企业，仍难以实现电力行业碳中和。因此还必须协调推进电力消费、电力体制和电力技术的变革，健全绿色金融体系以更好支撑电力行业实体，才能确保碳中和目标如期实现。