煤電產能干預為何難有成效？

OFweek電力網訊 近年來，為預防煤電產能過剩風險，相關政府部門已經出台多項政策措施控制煤電產能增加規模，並明確到2020年將煤電產能控制在11億千瓦以內。但能源主管部門是否應該和具有足夠意願及能力來改變煤電發展軌跡呢？答案可能並非如國家發改委和國家能源局所願。因為不管從理論上還是從過去的歷史來講，主管部門控制煤電發展節奏的各項政策都收效甚微。

煤電產能過剩對於全社會的負面影響，主要體現在不符合長期的最優電源結構，從而導致更高的系統成本，同時在未來可能的政策變化（如收緊的氣候政策）背景下，成為「擱置資產」。

但這不同於基於供需平衡而計算得出的「產能過剩」風險。裝機浪費的損失是由分散的投資者承擔的，而電力用戶卻能從更激烈的市場競爭中獲利。換言之，這其中不存在社會成本大於私人成本的地方，不存在額外干預的充分理由。「要允許投資人拿著自己的錢犯錯誤，即投資自由」，「不是正確的事情，就是政府需要做的」，這兩個基本原則需要得到最高程度的尊重。

目前，政府已經就「控制總量」做了進一步安排，但這同樣可能構成風險。

一方面，2020年11億千瓦的目標如何應對因未來政策、經濟、社會環境的變化而可能出現的目標過松問題？因為總量規模目標往往是僵直的，會成為努力實現的目標。但是，隨著外界條件的變化，這一總量控制可能不再構成限制條件，反而會變成一種鼓勵甚至是目標，導致更多煤電上馬，出現類似2012年初政府部門催促煤電企業開工的局面。

另一方面，煤電行業的公共政策目標顯然不止「系統不過剩」一個標準。除了「結構優化」與「效率提升」，現在還需要特別加上「靈活性」。煤電總量的限制政策，沿襲「水多了加面、面多了加水」的思維方式，無法照顧其中任何一個目標。

另外，理論上講，以總供給能力與最大需求之間的差別定義的「冗餘」仍意味著巨大浪費。例如，最大5％的負荷一年僅出現幾十至幾百小時，為什麼需要額外的機組去滿足這非常有限時段的需求？事實上，發達國家往往用「平均負荷水平」來衡量系統的充足性與冗餘程度。所以，煤電總量控制程度及其背後的價值標準需要更加清晰。比如，為什麼總規模控制在11億千瓦，而不是12億或10．5億千瓦？又為何可以肆意的「上大壓小」？在這方面，需要充分的信息公開。

此外，2016年7月，國家發改委、國家能源局下發了《關於有序放開發用電計劃工作的通知（徵求意見稿）》，提出對2017年3月15日後投產的煤電機組，各地除對優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃。新投產煤電機組通過市場交易獲得的發電量，不再執行上網標杆電價。這一規定極大地弱化了電廠的確定性收益預期（價格與市場），增加了新電廠回收固定資本投資的風險。

如果這一規定得到切實執行，並明確「優先購電」的範圍（越來越多的電量通過中長期市場雙邊談判，或者現貨統一出清定價），那麼從邏輯上講，產能過剩可能不再成為大的問題。換言之，不需要政府限制產能規模，屆時先期投入不大、或者具有其他停工可能性的項目會主動「止損」。即問題有向自動化解方向轉移的可能性。比如，發電央企集團目前都在放棄為數不少的前期項目，甚至包括一些在建項目。

從以上的分析看，目前在建機組過多基本不會導致社會額外的新增風險，政府層面的總量控制卻可能引發其他風險，特別是可能導致更多煤電裝機與其他政策目標（如煤電內部結構優化、效率提升）的落空。煤電產能規模問題屬於典型的「應對成本」高於「應對收益」的問題，因此並不需要政府部門的臨時性措施。

從歷史看，煤電建設與發電小時數的周期性波動劇烈且頻繁，這主要受煤價與電價的調整不同步影響，主管部門的控制是個「幾乎不相干」因素，這無疑也涉及到意願與能力是否存在的問題，需進一步研究。