本報記者 李春蓮 向炎濤

    見習記者 賀王娟

    2021年，“雙碳”目標的提出讓傳統能源行業走向進退兩難的“十字路口”。油價、煤價、氣價在大幅上漲后逐漸回落，進而導致上下游產業鏈在震蕩中前行。

    作為踐行“雙碳”目標的主要力量，傳統能源行業正面臨前所未有的壓力。一方面，轉型勢在必行，煤電收縮，多元互補，綠色低碳是共識；另一方面，轉型過渡期的能源安全問題也持續升級。行業轉型和產業調整的陣痛不斷凸顯。

    “雙碳”目標實現固然任務艱巨，但傳統能源行業轉型是大勢所趨。因此在這個過程中需要解決的是，化石能源價格大起大落如何應對？煤電矛盾如何解決？能源轉型如何順利過渡？各大能源企業“碳中和”目標如何實現？

    傳統能源供給不足

    “油氣煤”價格坐上過山車

    整體來看，油價全年呈上漲態勢。年初，沙特宣布自愿減產，疊加全球經濟和原油需求預期持續向好，油價開始一路高漲；年中，歐美油價上行破位，創下12年以來同期最佳表現，截至6月末，WTI與布倫特原油基準價格分別達73/桶和75美元/桶。

    “原油價格達到高位后，二季度末三季度中前段，全球石油市場遭受德爾塔病毒沖擊的同時，產油國聯盟敲定適度增產計劃，導致原油期貨價格在較長時間內偏弱運行。”中宇資訊能源行業分析師張永浩對《證券日報》記者表示，三季度末，隨著疫情影響緩解、美灣地區因大西洋颶風侵襲影響石油產能嚴重受損，進而加劇全球能源短缺擔憂，市場押注原油轉換需求將導致原油供應缺口擴大，油價再次上漲。

    張永浩認為，后疫情時代全球石油需求在階段性恢復之后增長將逐步趨緩，全球供需緊平衡狀態會逐步轉向偏供應充裕狀態，國際油價的長期趨勢將在回歸中低位運行。

    比油價變動更為猛烈的是“煤超瘋”。今年以來，煤炭價格經歷了“直升梯”般的上漲。從以往來看，4月份至5月份本是用電淡季，但受海外訂單拉動等因素影響，全國用電量居高不下，電廠耗煤量接近往年旺季水平，從而導致動力煤盤面大幅上漲，直逼1000元/噸大關。

    而受安全生產責任首次納入刑法、內蒙古涉煤腐敗倒查二十年影響，國內煤炭企業也不敢貿然超產，加之澳煤進口暫停，煤炭供給出現缺口。同時，疊加夏季居民用電量攀升，煤耗持續增加，供需缺口進一步拉大。截至10月份，動力煤盤面價格已飆升至近2000元/噸，嚴重脫離基本面。

    同樣，在“碳中和”背景下，在全球“缺氣”問題普遍，天然氣供應嚴重不足，其價格在2021年也多次大漲。從數據上來看，雖然天然氣價格在經歷大幅上漲之后出現回落，但當前價格較年初仍上漲明顯，當前價格較年初上漲49.61%。

    添翼數字經濟智庫首席研究員胡麒牧向《證券日報》記者表示，年內傳統能源價格的劇烈波動讓市場進一步認識到目前新能源產業無論是技術水平，還是產能都無法滿足國民經濟低碳發展需求。

    張永浩也提到，石油、煤炭、天然氣等能源屬于國家經濟發展戰略能源，因此保障能源安全、原料供應安全與加快綠色轉型發展之間的統籌至關重要。

    煤電矛盾升級

    從拉閘限電到“保供穩價”

    在三大化石能源價格上漲過程中，矛盾最為激烈的當屬煤電。

    “發電一絲便虧損一毫，因為煤炭成本占火電燃料成本的70%，也就是說煤炭價格直接決定發電成本。而今年煤炭供給普遍緊缺，最緊張的時候存煤只夠支撐一兩天生產。”有火電企業人士對《證券日報》記者說。

    煤電矛盾也使得煤炭企業和火電企業業績出現“蹺蹺板”現象：煤價高企，則煤炭企業獲利、火電企業虧損。據東方財富Choice數據顯示，今年前三季度，A股24家煤炭企業凈利潤均實現增長。其中，11家凈利潤同比翻倍；而火力發電企業則恰恰相反。12家火力發電企業出現虧損，25家凈利潤負增長。

    虧損嚴重的電企發電積極性本就不高，而能耗“雙控”的實施讓這一局面更加惡化。

    9月16日，國家發改委印發《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》（以下簡稱《方案》），隨后全國20多個省份相繼啟動有序用電措施以確保完成能耗“雙控”目標。

    例如，由于電力緊張，國內多地出現拉閘限電現象，波及黑龍江、吉林、遼寧、廣東、江蘇等10余個省份。

    “限電主要是由于緊張的電力供給無法滿足快速增長的電力需求，電網公司為保證電網安全而采取的應對措施。”廈門大學能源政策研究院院長林伯強對《證券日報》記者表示，目前新能源增量還無法滿足電力需求增量，因此仍需依賴燃煤產電，從而導致煤炭需求出現較大幅度增加，供需關系進一步緊張。

    對此，國家電網公司對外表態，針對當前供電形勢，將綜合施策、多措并舉，全力以赴打好電力保供攻堅戰，保障基本民生用電需求，最大可能避免出現拉閘限電情況，堅決守住民生、發展和安全底線。

    此外，國家發改委也派出調查小組，奔赴多地了解煤礦真實成本，采取保供穩價措施，研究運用《價格法》引導市場回歸理性，同時召集多家大型煤炭、電力企業，要求各煤炭企業提高政治站位，主動做好穩價工作，確保長協合同執行，積極挖掘增產潛能，抓緊上報增產申請。

    目前，煤炭企業保供工作持續推進，庫存量已達近5年新高。隨著煤炭供給加大，價格持續回落，逐步回歸理性。

    “現在各個電廠的煤炭存量都得到提升，基本可維持10天至20天的生產需求。煤炭價格也有所下降，目前價格基本在900元/噸至1000元/噸，但相較往年仍比較高。”前述火電企業工作人員表示，隨著煤價逐步回落，四季度企業虧損將會收窄。

    易煤研究院研究員楊潔對《證券日報》記者表示，明年煤價焦點在于今年新增3.1億噸產能的退出量級和路徑，相對明確的是2022年下半年的產能退出已基本完成，煤價走勢大概率會前低后高。

    艱難博弈多年

    推動煤電價格聯動

    長期以來，我國“市場煤、計劃電”的格局使得煤電博弈一直存在，而在“雙碳”目標壓力下，今年煤價上漲使得這一矛盾更為突出，解決這一矛盾迫在眉睫。

    12月3日，全國煤炭交易會公布2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿（下稱“意見稿”）。該意見稿明確2022年的煤炭長協簽訂范圍進一步擴大，核定能力在30萬噸及以上的煤炭生產企業原則上均被納入簽訂范圍；需求側，要求發電供熱企業除進口煤以外的用煤100%簽訂長協。價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，新一年的動力煤長協將每月一調；5500大卡動力煤調整區間在550元/噸-850元/噸之間，其中下水煤長協基準價為700元/噸，較此前的535元/噸上調約31%。

    此外，12月16日，國家發改委新聞發言人孟瑋表示，下一步，發改委將充分聽取社會各方面意見建議，進一步深入研究論證，適時出臺針對性政策措施，引導煤炭市場價格在合理區間運行，促進煤、電價格通過市場化方式有效聯動，推動上下游協調高質量發展。

    需要注意的是，煤價“一飛沖天”背景下，上調電價的呼聲也愈發強烈。

    今年10月份，國家發改委引發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》表示，有序放開全部燃煤發電電量上網電價。燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。

    同時，臨近年末，山西、安徽、吉林、河北、四川及重慶等多個省市地區陸續發布相關政策文件，調整峰谷電價價差，完善分時電價政策。

    “上述改革能極大緩解煤電矛盾。目前兩方最大的矛盾在于煤價與電價不聯動，煤價上漲，而電價卻不漲，導致電廠經營受損，進一步引發發電不足。”林伯強認為，煤電推向市場，電價隨行就市，煤價漲的時候電價也漲，保證電廠有資金采購煤炭；對供需來說，電價上漲后，高耗能行業電力需求會下降，煤炭需求也就會隨之下降，對市場產生有利影響。目前高耗能行業占電力需求近50%，因此高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制非常重要。

    上述火電企業人士表示，“電價往往牽一發動全身，電企未來趨勢是通過電價把煤炭的價格疏導出去，而目前半市場化的電價還不足以將煤價疏出。因此，需要寄希望于未來新能源對火電的補償，使火電企業能夠實現穩定運營，形成穩定現金流。”

    產業調整進入陣痛期

    傳統能源轉型任重道遠

    在“雙碳”背景下，傳統能源企業轉型迫在眉睫。2021年由于能源供給不足導致的一系列問題，也充分說明傳統能源企業轉型仍任重道遠，需要正視問題，努力跨過“陣痛期”。

    目前，火電仍是主要發電來源。雖然我國風電和光伏發電的裝機占比已經由2016年的13.56%提升至25%，同時火電的裝機占比降至56%，但是今年火電發電量占比仍高達73%。

    “傳統能源退出和新能源產能擴張是一個逐步完成的過程，要考慮能源結構的實際情況。”胡麒牧表示，尤其在我國“富煤、貧油、少氣”的能源結構下，要有過渡性安排，同時加大對新能源產業的扶持。

    今年的中央經濟工作會議也為傳統能源轉型指明了方向，要正確認識和把握“碳達峰、碳中和”，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上；要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合。

    昊華能源董事長關志生在接受《證券日報》記者采訪時表示，企業既要響應“雙碳”目標，降低煤電比重，同時也要切實認識到煤炭所發揮的作用。公司的發展戰略是以煤為核心，煤電平衡、協同發展。

    京能電力有關人士對《證券日報》記者表示，在能源轉型過程中，煤電作為基礎電源支撐，目前還看不到式微態勢。未來煤電會逐步從基荷電源向調峰電源轉變，協助新能源進入成長期，實現電網平穩升級。

    據悉，在新能源轉型方面，京能電力將依托現有運營電廠，因地制宜，開展風、光、火、儲一體化項目和電、冷、熱、汽、網的綜合能源項目。同時，在甘肅省、內蒙古自治區、青海省、新疆維吾爾自治區等資源稟賦比較好的區域，以規?；⒒鼗Ｊ介_發源網荷儲和多能互補新能源綜合項目。

    五大發電集團也在集體布局大型風電光伏項目，開啟“二次創業”。比如大唐發電日前宣布擬投資建設兩個新能源大基地，項目裝機規模均在百萬千瓦起步。大唐集團表示，將努力把全世界最大在役火電廠改造成為世界最大多能互補綜合能源基地，成為世界看中國能源綠色轉型的標志性窗口。

    “新能源發電是‘雙碳’目標下能源轉型的最佳載體，投建新能源發電項目將是大勢所趨。”張永浩表示。

    近日，兗礦能源在規劃中提到，將在5年-10年內建成新能源裝機10GW及10萬噸氫氣供應能力，這被稱為煤企轉型的標志性事件。

    以“油氣煤”為主的傳統能源時代終將落幕，而新能源時代才剛剛開始。

    卓創資訊研究院研究員趙渤文對《證券日報》記者表示，面對轉型“陣痛期”，當前最大的問題在于本次能源轉型的特殊性——與前兩次能源轉型（第一次的煤炭替代薪柴、第二次原油替代煤炭）不同，本次能源轉型的推動力主要來自人類對氣候變化的反思，進而提出低碳能源對傳統化石能源的替代，而相應的關鍵技術還未實現突破，具體表現為被認為是新能源主力的風電和光伏等并沒有解決其不連續、不穩定的弊端，無法完成對傳統能源的良好替代。由此可見，在合理規劃的基礎上不斷實現技術突破才是實現能源轉型核心。

    張永浩表示，2022年局部缺電問題仍然可能是大概率事件，目前原料供應鏈問題仍未得到充分解決，而國內電力系統匹配并不均衡，在需求快速恢復情況下，電力區域性、短周期的供應不足仍將可能發生，這需要內外環境的協同改善才能徹底解決。

    “‘碳中和’進程中，煤電短中期可以滿足電力需求的增長，中長期可以為不穩定的風、光備份和調峰，應對極端氣候災難。”林伯強強調，煤電通過靈活性改造、清潔化轉型、參與輔助服務等，仍將是電力結構中重要且不可或缺的一部分。煤電退出的基本形式不是大規模“退役”，更可能是整體利用小時數逐漸降低，因此需要為此做好相應的技術和價格機制準備。