（来源：中国经济导报）

转自：中国经济导报

     火电是推进全社会碳减排的重点领域，传统发电上市公司作为我国火电资产的主要拥有者，对电力低碳转型具有示范作用。图为甘肃电投常乐电厂，该电厂共有6台100万千瓦火电机组，年发电量达330亿千瓦时。新华社

本报记者 | 白雪

    近期，自然资源保护协会发布的《中国传统发电上市公司低碳转型绩效评价2025》（以下简称“报告”）显示，传统发电行业正从“被动转型”向“主动破局”迈进。火电企业的绿色低碳转型不能“一刀切”，需要“一企一策、一厂一策”差异化和有针对性地制定发展策略。

央企低碳转型成效更为明显

    中国已明确新一轮国家自主贡献（NDC）目标，要在2035年实现全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%～10%，力争做得更好。火电的低碳转型进程与NDC目标的实现节奏密切相关，是新型能源体系建设中亟需优先突破的关键环节。

    报告评估了33家火电上市公司（以下简称“样本公司”）低碳转型绩效并发现，2021年以来，其电源结构整体呈现“火电基数大、非化石增量大”的特征，但转型进度存在明显差异、非化石能源发展速度明显落后于同时期全国平均水平。同时，部分上市企业因体量大以及需承担火电龙头职责，转型难度较大，更需要提前研判、主动应对。

    当前，煤电企业面临保供责任、经营效益与低碳转型的多重压力，其盈利模式亟待从单一电量收入向“电量+容量+辅助服务+环境价值”多元收益结构转变。

    盈利状况方面，报告显示，因煤价回落与政策托底，样本公司火电板块从成本承压的困境转向实现盈利反弹，为火电上市公司贡献了绝大部分盈利，但依靠煤价下行获取利润的短期行为不可持续。新能源板块在实现装机爆发的同时，实际收益不及预期的情况逐渐显现，新能源度电利润下滑，出现“增量不增利”的窘境。

    报告发现，2024年，央企低碳转型年度基础绩效表现优于地方企业。2021～2024年，央企低碳转型成效则更为明显；地方企业转型基础较弱，但可依托地方资源实现部分突破。相比地方企业，央企的显著优势是可以依托集团母公司的项目基本盘，将集团内部优质的火电、新能源和储能等项目进行精细化拆分后注入上市公司，从而快速提升上市公司的低碳发展绩效。地方企业则是将各类项目打包整体上市，项目的良莠不齐会拉低企业低碳转型的评价。

    业内专家表示，火电企业的低碳转型不能“一刀切”，需要“一企一策、一厂一策”差异化和有针对性地制定发展策略。

    基于评价结果，报告将传统发电上市公司分为五类，转型重点分别为：“综合能源多元化服务”企业需围绕电力主业发展相关多元化服务；“火电与清洁能源协同发展”企业需丰富电源结构，打造多业务协同发展的体系；“火电资产改造增效”企业需持续优化发展清洁高效燃煤发电，探索“煤电+”服务体系；“产融结合有效管理”企业需加强融资风险管控，推动资本与产业融合；“清洁能源提质增效”企业需转变新能源项目开发方式，由规模扩张转向质效双优。

火电转型主要面临三方面困难

    报告指出，传统发电行业正从“被动转型”向“主动破局”迈进，未来5年将呈现五大核心发展趋势：电力碳达峰临近，驱动收益模式向“多元价值兑现”升级；“三改联动”后期，煤电转型将横向扩展多元功能服务；随着新能源全电量入市和市场体系建设逐步完善，火电与新能源的协同发展将更进一步；新能源投资聚焦优势，通过优质项目与精准布局形成核心竞争力；绿色金融工具创新加速，资本赋能转型呈现多元化发展趋势。

    中国大唐集团碳资产有限公司副总经理吴旻冬认为，当前火电转型主要面临三方面困难。

    政策和资金方面，火电要兼顾低碳转型和供应安全，“三改联动”、碳捕捉及其他减碳技术探索和应用的收益周期较长，很多老旧机组、临退机组面临的资金问题尤其明显。

    市场方面，在电力市场中，新能源全面市场化以后，火电需通过现货、期货、中长期以及辅助服务交易竞争上网，尤其在内蒙古自治区、京津冀等风光资源富集区，新能源装机占比提升速度很快，进一步导致火电机组运行小时数和上网电价处于下降状态，火电企业在市场化的电价波动中收益减少；在碳市场中，火电机组转型为调峰机组，负荷率下降导致锅炉效率下降，会逐渐增加碳排放成本，叠加碳市场发展趋势，碳价长期看涨。

    管理方面，从能耗双控转为碳排放双控，既涉及企业组织架构改变，也涉及流程优化和相关人员培训，企业需建立碳核算、碳预算及碳资产管理新制度。对于火电企业来说，碳价贯穿于煤价、热价、电价，增加了企业管理的难度和复杂度。

    “当前阶段，火电在能源绿色低碳转型中，承担着灵活性调节电源和保底电源的作用。但是，目前这两方面的经济价值尚未得到充分体现。”中国能源研究会能源金融与法律分会主任委员陈景东表示，如果这种状况长期存在，将对火电企业的可持续发展造成不利影响。2024年出台的火电容量电价补偿政策，对火电的投资回报给予了一定程度保障，缓解了火电企业经营困难，增强了行业和企业信心。但要进一步推动火电绿色低碳转型，仍需研究出台补偿其调节能力和作为保底电源的相关政策。

建立多维价值的市场体系

    “发电企业的保供、调节、绿色价值能够通过电能量、容量、辅助服务、绿证等市场兑现，而不应都通过电能量市场实现。”对此，自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉建议应建立多维价值的市场体系。如容量电价已逐步开始发挥作用，未来应继续扩大固定成本覆盖比例，这样才能让煤电在需要保供时顶起来，新能源大发时则可以让出发电空间，通过容量电价回收成本。另外，调节资源池也需要进一步拓展，包括纳入储能等多元化资源。

    黄辉表示，火电低碳化改造应尽快探索政府、企业、用户三方共担机制。一方面，碳市场收紧能够推动企业低碳技术应用；另一方面，应完善市场机制，通过电价传导火电低碳化改造成本。在市场机制没能完全发挥作用之前，政府应对承担保供和低碳转型责任的火电企业提供一些阶段性支持政策，如提供低息无息的改造资金等。

    对于火电企业来说，此前燃料成本是“大头”，但未来碳成本也将增加，会倒逼企业优化内部管理、升级技术。吴旻冬建议，在目前的碳排放核算规则要求下，有些余热利用不计入碳指标，火电企业可以协同已有的余热利用技术，指导企业加强相关碳计量，通过碳市场增加余热利用项目的碳收益，助力火电企业绿色低碳转型。同时，还可以探究掺生物质、掺氨燃烧技术，以此降低火电企业的排放成本，促进火电企业从能耗双控向碳排放双控转型。面对目前碳配额收紧的趋势，火电企业可以从碳交易策略、碳交易方式等方面开展研究，尽量增加企业碳配额。

    此外，陈景东建议，绿色金融的支持力度还需进一步加大。当前，我国绿色金融取得巨大发展成就，绿色信贷和绿色债券规模均居世界前列，发挥了重要作用。但相对于能源行业的需求来说仍然存在不足，需要绿色金融进一步加大对能源行业绿色低碳转型的支持力度。同时，火电企业要贯彻好ESG理念，这不是选择题，而是必答题。火电企业要制定完整的ESG战略，并嵌入企业管理和发展的方方面面。做好ESG管理、做好转型绩效分析，是推动火电绿色低碳转型的重要抓手。

    为推动传统发电企业发展新质生产力，不断完善低碳发展战略，报告建议，在政府层面应开展中长期煤电转型指导文件的编制工作，明确煤电长远发展方向，发挥市场稳价功能，缓解火电上市公司经营压力，完善煤电转型REITs项目指南和监管体系，近中期地方政府应动态完善新能源入市交易细则，加强电力市场机制对低碳转型的引导力。

    在行业层面，报告提出，火电行业更需注重降本增效，合理控制市场现货采购的结构和节奏，将绿色低碳品牌价值纳入火电行业评价体系，智库机构可出台火电行业REITs项目融资指南，加强信息披露的精细度。企业则需加强技术创新与升级，提升火电的发电效率与服务能力，探索电力新业态，推进主业相关的多元化布局，提升增量项目决策和开发能力，仔细梳理错综复杂的市场及政策形势，适应新能源入市后市场变化，坚持创新战略，降低项目研发成本和风险，并及时进行资产优化与结构调整，通过发电设备售后回租融资、发行煤电REITs等方式，实现“高碳资产低碳化、存量资产证券化”。