煤電過剩與去產能路徑

【財新網】（專欄作家 袁家海 特約作者 王楊）2016年以來的煤電調控政策並未有效管控住在建煤電規模。據有關機構的數據，截至2017年1月，煤電合規在建項目1.68億千瓦，未批先建項目約4263萬千瓦，獲批待建項目約2567萬千瓦。若上述項目「十三五」期間全部建成，則2020年煤電總裝機將超過11.7億千瓦。2017年煤電已陷入全面虧損，若不及時採取進一步措施，煤電行業將陷入長期虧損的窘境。2017年煤電去產能，任務艱巨，沒有退路。

自2014年11月煤電項目審批權由中央政府向省級政府下放以來，煤電投資陷入狂熱，2015年全國新核准煤電項目超過1.5億千瓦，新增煤電裝機達到5907萬千瓦，2016年在國家能源局多次發文控制煤電建設速度的情況下，凈增容量仍然高達4753萬千瓦。裝機飛速增長的背後，是逐年下降的機組利用率，2015年全國火電平均利用小時數僅4364小時，為1969年以來的年度最低值，2016年更是降至4165小時，預計2017年將進一步下降至4000小時左右。此外，隨著2016年以來煤價的快速上漲以及國家下調燃煤發電上網電價，幾大主要發電集團相繼虧損，數據顯示2017年一季度五大發電集團火電虧損加劇，利潤同比下降119.7%。

2016年4月以來，一系列煤電「急剎車」文件下發；到2016年10月，國家能源局發文要求「凍結」1.1億千瓦在建煤電項目。2016年11月發布的「電力發展十三五規劃」提出了「煤電裝機規模力爭控制在11 億千瓦以內，並取消或推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上」。不久后，能源局明確了一份推遲至「十四五」期間建設的煤電項目清單（涉及項目規模約1.2億千瓦）。如果不進一步採取政策措施，煤電經濟性將繼續惡化，甚至會危及低碳能源轉型。2017年3月，李克強總理在政府工作報告里明確提出了煤電去產能任務，這意味著煤電去產能從部委升級到了國務院層面。然而，據有關機構數據，截至2017年1月，煤電合規在建項目1.68億千瓦，未批先建項目約4263萬千瓦，獲批待建項目約2567萬千瓦。若上述項目「十三五」期間全部建成投產，則2020年煤電總裝機將超過11.7億千瓦。

根據分省電力電量模型量化計算， 2015年全國平均電力系統備用率達到32%，高出合理備用水平（15%左右）的一倍以上；2015年實際煤電裝機9億千瓦，而滿足電力電量平衡的合理規模為7.35億千瓦，過剩規模達1.65億千瓦；合理狀態下煤電平均利用小時數應為5000小時，實際利用小時數則因過剩而被顯著拖累。用可再生能源來解釋當前煤電利用小時數大幅降低的說辭是站不住腳的，問題的根源還是煤電產能大幅過剩。粗略估計，2016年在需求增長5%的前提下全國平均電力系統備用率仍接近32%。

採用分省電力電量平衡模型，我們量化評估了2015年全國分省煤電過剩規模。總體來說，當前煤電行業存在嚴重的產能過剩問題，各省過剩情況差異較大。北方省份普遍過剩程度嚴重，煤電基地省份新疆、山西、陝西、寧夏備用率分別達到41%、71%、27%和51%，可再生能源大省內蒙古與吉林的備用率超過100%。

在與「十三五」電力規劃較為一致的需求增長（4.2%）和樂觀的負荷增速（電力增速的1.4倍）下，2020年合理煤電規模在9.3億千瓦；即便「十三五」需求增速達到5%，合理煤電規模也應控制在9.7億千瓦內。假設目前在建項目「十三五」期間全部建成，2020年煤電過剩規模將進一步擴大，約2億-2.4億千瓦。

在各省「十三五」電力需求和負荷預測的基礎上，考慮各電源增長和特高壓線路投產情況，我們對2020年各省電力系統備用率、煤電合理規模、過剩規模和合理煤電利用小時數進行了分析與展望。屆時全國電力系統平均備用率將高達52%，煤電過剩規模可能達到2.4億千瓦，過剩局面進一步加劇；即便是將2020年煤電總裝機控制在11億千瓦，過剩規模仍然會達到1.7億千瓦。在年均4.2%的電量增速和較為樂觀的負荷增速假設下，2020年合理的煤電規模應控制在9.3億千瓦左右；因可再生能源有較大增長，煤電合理利用小時數降低到4570小時。即便電力需求增速達到5%，2020年煤電過剩規模仍高達2億千瓦，合理煤電規模應控制在9.7億千瓦以內。

煤電去產能路徑的底線是守住11億千瓦煤電裝機目標，並儘可能為「十四五」及中長期電源結構優化預留空間。通過關停、封存、取消等措施，可以將2020年煤電裝機規模控制在10.7億千瓦左右；若進一步加大調控力度，則通過取消（推遲）部分在建項目，將2020年煤電裝機規模控制在10億千瓦左右。

為了有效化解煤電過剩產能，需要對現役機組和在建機組分類調控。在過剩嚴重的局面下，應嚴格控制新建規模；從調控成本最小化的角度來看，由於現役機組普遍服役年限較短，取消在建、特別是建設早期項目的沉沒成本要遠低於關停現役機組。對於現役機組，建議通過關停運行年限較長的小機組2150萬千瓦，在風電、光伏大省封存1253萬千瓦的過剩煤電機組作為戰略備用；對於在建機組，建議取消違規在建項目、撤銷核准未建項目合計6830萬千瓦；兩方面綜合調控可將2020年煤電裝機規模控制在10.7億千瓦。現役機組實施靈活性改造並將其在電力市場中定位為電力型機組，可部分緩解產能過剩下的煤電經濟性惡化問題，並促進可再生能源高比例消納。若要為「十四五」及中長期電源結構優化預置更大的空間，需加大調控力度，可進一步取消（推遲）部分處在建設早期的合規在建項目，將2020年煤電裝機規模控制在10億千瓦左右。

政策建議

1）以守住11億千瓦煤電裝機為底線目標，力爭將2020年實際煤電裝機控制在10億千瓦左右為政策目標，儘快出台煤電去產能實施政策。

2）對於現役機組，嚴格執行機組正常退役政策。根據能效、環保、安全、水耗等綜合標準對臨近退役現役機組實施調控；對過剩嚴重又有可再生能源併網保障需求地區的服役不足20年的部分30萬千瓦機組，實施戰略封存，作為電網備用和靈活性調節電源。加快推進煤電靈活性改造，挖掘純凝機組深度調峰能力，熱電機組在供熱季實現「熱電解耦」運行；在三北地區對部分運行時間超過25年的現役熱電機組按照「以熱定電」原則用背壓式機組替換抽凝式機組。對提前退役和減量置換機組，建議繼續推行「十一五」以來關停小火電的財政補貼政策，設立專項資金用於關停容量補貼及員工安置。

3）由於在役煤電機組普遍運行年限在10年內而在建項目規模過大，在建項目投運後由於不產生系統價值將註定成為沉沒資產，因此去產能的重點應落在新建項目上。首先，停止核准任何新建煤電項目；其次，儘快開展摸底工作，系統掌握在建項目投資、進度信息；再次，除了預計於2017年底投運的項目以外，暫時凍結全部在建項目，叫停全部未批先建項目；最後，對在建項目按「能停則停、不能停則緩」原則實施最嚴格調控，綜合平衡經濟損失，嚴控新建煤電機組投產。

4）儘快開展「十三五」電力規劃中期評估，研究新常態電力需求增長的新態勢，以可再生能源優先、電源結構系統優化等原則合理調低煤電裝機目標。儘快制定《能源生產和消費革命（2016-2030）》遠景規劃的實施方案，明確煤電中長期定位和在電力系統中承擔角色調整的轉變路徑。

5）加快推進電力市場化改革。抑制不合理的煤電投資衝動，重塑電源投資新機制，根本的出路是用準確的價格信號去引導資源配置。因此，應儘早推進現貨市場特別是跨區現貨市場試點；研究出台跨區電力電量交易與優化配置規則，做好電力過剩環境下的跨區資源優化配置工作。在現貨市場真正發揮資源配置作用之前，抓緊總結東北輔助服務市場試點的經驗，儘快在全國推廣輔助服務市場。輔助服務市場化，一方面可以發掘系統運行靈活性，保障可再生能源併網的靈活性；另一方面，可從利益機制上促進煤電由電量型向電力型電源轉型，可為靈活性煤電和備用型機組的生存提供適宜的市場環境。■

作者袁家海為華北電力大學經濟與管理學院教授，北京市新能源電力與低碳發展智庫（重點實驗室）副主任。