11月19日，由自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院主办的"电力低碳保供研讨会"第10期在线上举行。本次研讨会的主题为"发电企业绿色转型"。中国华电集团原副总会计师陈宗法、国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍、中国华能能源研究院管理研究部主任吴建军、华北电力大学经济管理学院教授袁家海等专家参加了会议。
厦门大学团队介绍了《低碳保供下发电企业的绿色转型——目标与路径选择》研究的初步成果（以下简称"研究"）。研究认为，在低碳保供背景下，发电企业的绿色转型面临的挑战包括，低碳技术有待提高、市场机制不健全、安全保供责任大、低碳环保要求日益趋紧等。研究对比了火电灵活性改造+低碳化改造、新能源+储能两种转型路径的技术经济性，提出了分阶段发展策略。其中，火电的灵活性改造参与调峰的深度和频次以及对应的调峰补偿费用紧密相关。低碳化改造的三种技术（生物质掺烧、绿氨掺烧和CCUS技术）近中期都会增加度电成本，不过随着碳价的上升，碳减排技术的市场价值也会水涨船高，企业可以适度规划部署低碳化改造的相关技术。针对新能源和储能业务，发电企业应尽快布局多样化的技术赛道，通过集群发展降低成本，结合电价变化优化区域与场景布局。
在圆桌讨论环节，参会专家围绕发电企业绿色转型宏观策略、火电业务转型、新能源与储能业务等议题展开讨论。
发电企业绿色转型应谋求差异化发展
中国华电集团原副总会计师、中电联首席专家陈宗法指出，我国煤电装机占比高，存量规模巨大，增量还在增加，煤电仍是我国的主体电源，也是电力行业碳排放的最大来源。这与欧美等发达国家经历了油气时代，以燃气发电、新能源为主的电源结构形成鲜明对比，成为我国发电企业绿色转型的最大挑战。但我国新能源发展具有显著的比较优势，从装备制造到发电再到汽车的新能源全产业链已领先世界，新能源装机容量今年已超过煤电，其快速发展有效减缓了电力行业碳排放量的增长。他强调，我国发电企业实现绿色转型，既要"扩绿、增长"，跑出新能源发展加速度，"稀释"电力行业碳排放强度，又要"降碳、减污"，通过生物质掺烧、绿氨掺烧和CCUS推进煤电低碳化改造，"根治"电力行业碳排放源。
国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍指出，我国发电企业绿色转型的独特性主要源于其国企身份。在以电力保供作为首要目标的背景下，国企需要同时承担政治责任、社会责任和经济责任。其中，推动煤电低碳转型又是承担三大责任的关键任务之一。对此，她建议发电企业应在积极发展可再生能源的同时，通过煤电耦合CCUS等技术探索煤炭低碳化路径，着重聚焦于如何采取行之有效的技术措施和综合策略，以尽可能低的成本提供电力供应。
中国华能能源研究院管理研究部主任吴建军指出，在能源保供前提下，无论国内还是国外，发电企业都面临同样的转型压力和责任。政府出于社会责任和国家安全战略的考量，会倾向于保留重资产企业，而能源电力行业恰恰就是一个资本密集的重资产行业，这才能体现压舱石的作用。另外，企业更注重竞争的问题。目前，我国企业绿色转型的趋同性比较强，业务类型基本雷同，同质化竞争激烈，不利于企业的可持续发展。
华北电力大学经济管理学院教授袁家海认为，同质竞争在我国以国有企业为主导的格局之下比较突出，但从集团下属的不同公司和细分板块的角度来看，还是存在很多差异化竞争的做法。例如以火电起家的两家上市公司，吉电股份新能源业务的增长远远快于煤电增长，且逐步发展成全国性的公司，而同样作为东北区域性企业的大连热电，目前仍以热电业务为主，没有过多开展多元化业务，两家企业的转型发展道路完全不同。发电央企、国企在把能源安全保供放在第一位的同时，还是要积极追求差异化发展。此外，企业也要结合自身的发展基础，以及所在区域的优势，去优化自身的总体发展成本，探索差异化的低碳转型发展路径。
火电灵活性与低碳改造路线应根据经济性与区域条件综合施策
吴建军表示，火电改造需要与各地区技术经济水平相适应。各地电网系统对灵活性资源需求不同，不能一刀切。应根据系统需求，挖掘煤电在调频调压、备用、储能等方面的潜力。从全社会综合效益的角度看，改造方案需权衡成本收益，如低负荷运行可能导致煤耗大幅上升。他强调，技术改造和政策推进应与当时的技术经济和社会发展水平相协调，同时要平衡系统最优与个体最优的关系。
袁家海指出，生物质掺烧是目前可行性最高的技术，但必须要有商品化的生物质能供应体系，同时需要平衡改造带来的管理和运营成本增加。绿氨掺烧目前价格较高，而我国现在的碳市场还不能把减排的巨大成本通过高碳价变成收益。收益变现有待新能源制氢的系统成本进一步降低和碳市场价格机制的进一步完善。CCUS技术则需要因地制宜，根据不同电厂技术类型选取不同的捕获路径，同时技术和市场机制需要相互催化，推动成本下降。
陈宗法指出，煤电低碳化改造的三条技术路径中，生物质掺烧技术相对成熟，改造难度小，安全性、经济性较好，但涉及原料供应、厂址选择，预处理设备以及锅炉设备高温腐蚀等问题；绿氨掺烧处于探索阶段，目前绿氨供应受限、价格高、安全性问题突出，项目所在地应具备新能源足够多、电价足够低及稳定可靠的绿氨来源，有望在中远期得到推广应用；CCUS项目虽有技术突破、工程示范，但存在能耗高、应用场景受限、影响发电效率、捕集成本高于碳价等问题，仍需创新技术，开展多技术路线比选。随着2030年碳达峰、碳中和新阶段的逼近，低碳化改造已从"选修课"变成"必修课"。多年来煤电企业升级改造的实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，才能落到实处。煤电低碳化改造也不例外，何况其难度更大、代价更高。推进煤电低碳化改造，需要国家、企业、市场、社会协同发力，综合施策，特别要充分发挥有效市场与有为政府相结合的中国特色市场经济体制机制优势。
新能源与储能发展应结合系统需求通过规划与市场有序引导
蒋莉萍指出，发电企业新能源和储能业务的最初发展的驱动力源自国家目标的要求。尽管新能源强制配储能政策扩大了储能技术应用，但政策一刀切的方式可能造成资源浪费和成本上升。针对未来政策设计，她建议在坚持目标导向的同时，赋予企业更多选择权，并明确不同市场主体的责任、权利和义务。
袁家海强调，储能配置规模应基于电力系统发展目标、新能源接纳规模和灵活性资源需求来综合确定。针对煤电与储能协同发展，他以国家能源集团的飞轮储能项目为例，说明不同储能技术应各司其职：飞轮储能适合处理调频等超短时响应需求，避免煤电机组频繁调节带来的折旧和可靠性问题；而长时间尺度的电能量存储与转移问题可以交由抽水蓄能、煤电等保障。
吴建军表示，在当前储能利用率比较低的情况下，政策制定后应该有一个中期评估和调整的过程，科学论证储能适配环节，并按全生命周期成本核算配储的经济性和对全社会用能成本的影响。
发电行业绿色转型需要企业和政府共同努力
自然资源保护协会能源转型项目（NRDC）高级主管黄辉表示，发电行业绿色转型需要企业和政府共同努力。面对日益激烈的同质化竞争和加快的市场化进程，企业需要找准自己的定位，差异化、多元化发展业务和延伸产业链，并向技术与管理创新要效益。比如火电产业从单一火电厂模式向集风光火储多能互补、冷热电联供、能源阶梯利用的综合能源模式转变，以此实现提质增效，也可以抵消一部分灵活性运行带来的能耗上升。在政策支持上，无论是储能、虚拟电厂、微电网等新型主体的政策，还是火电的灵活性、低碳化改造，都需要建立一套从前期政策扶持到后续依靠碳-电市场等机制实现常态化运行的政策体系，这样才能引导企业自主参与进来。特别是对于还处在发展萌芽阶段、盈利能力弱的新型主体，应在系统成本分摊、优先调度等方面给予政策扶持，在电能量、容量与辅助服务给予更多的角色，丰富其参与市场交易品种。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，当前发电企业在绿色转型过程中，其路径呈现出同质化倾向。各企业应结合自身独特优势与资源条件，积极探寻差异化转型策略。他着重指出，鉴于当下国际形势的复杂性与不确定性，电力行业的保供责任变得愈发关键和艰巨。我国能源体系在保障供应、稳定价格层面具备显著且独特的优势，能够为经济社会的稳定发展筑牢坚实根基。