为了捞钱 他们放着低价电不用大建高污染的煤电厂

在中国电力产能严重过剩的情况下，各地政府浪费大量清洁低价的水电风电不用，却上马大批高污染高能耗的煤电厂，原因是煤电有利可图。

世界上有两个地方可能最需要风，一是雾霾天的北京，二是风力发电厂所在地。2015年9月28日，对甘肃省的风电公司来说，理应是个好日子，这一天风声大作，非常适合风力发电。但天时地利人不和，风电公司在这一天纷纷弃风限电了。有家企业的限电比例甚至高达79%，创下历史记录，损失电量1304万千瓦时。这家企业2015年9月份的限电比例62.39%。

中国的清洁电能频遭遗弃，在很大程度上是官方故意为之，目的是为了发展高污染高利润的火电。实际上，算上外部性，风电水电成本要低于火电，且收益更高，此举无疑是在饮鸩止渴舍本逐末。

虽然情况并不都像这家企业一样糟糕，但也依稀叫人领略到了中国风电产业弃风限电的行业常态。根据国家能源局的数据，2010年至2015年，中国平均弃风率分别为10%、16%、17.12%、10.72%、7.5%和15%。2015年，全年弃风量339亿千瓦时，直接经济损失180亿。风电的利用小时数约1728小时，比2014年下降了172小时。在某些地区，弃风率甚至超过30%，比如甘肃(39%)、新疆(32%)、吉林(32%)。相比之下，美国2012年和2013年的弃风率分别只有4%和1%。据中国风能协会测算，从2010至2015年，因弃风造成的直接经济损失累计达538亿元。

为什么丰富的风力资源要白白放弃呢?这其中固然有现实因素和技术因素，如风电消纳问题。西北五省乃中国风力资源最发达的地区，但是受限于当地需求，大量风电没有用武之地。但是，如此大规模的弃风限电，与地方政府的利益熏心有关。

甘肃是2015年弃风最严重的省份，据《中国新闻周刊》报道，甘肃标杆电价是0.325元每度，算上补贴，每度收入0.54元，但在直接交易中，风电企业最终平均交易算上补贴也才0.461元，每度净亏损7分钱，这还不包括运营、设备成本。

造成风电企业困局的，正是甘肃省政府，而这样做的初衷，竟是为了“进一步推进电力市场化改革，促进省内新能源产业发展”。2015年，甘肃省政府先后实施三项政策，要求新能源企业参与电量的“直接交易”。所谓直接交易，就是在政府规定新能源企业的发电配额之外，必须先参加交易，找到用户，买多少发多少。这造成了交易价格的下跌——如果高于国家规定的标杆定价，肯定没人买。

但是，2006起实施的《可再生资源法》第十四条规定，“电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。”也就是说，地方政府对新能源明抬暗贬的政策涉嫌违法。

甘肃省的做法已经引起企业主的不满，2016年1月15日，五大国字头新能源企业联名签署的意见函，递交到了国家发改委。意见函对甘肃省新能源企业要参与电量直接交易提出意见。

不仅是甘肃，有些地方政府为了给煤电项目让道，也不惜以牺牲风电水电为代价。据宁夏的风电企业员工透露，自2015年9月以来，政府就开始限制风电，有时候甚至超过80%。原因是宁夏主要靠煤炭拉动经济，需要火电厂购买煤，宁夏政府甚至要求境内火电厂每年必须用掉多少煤。2015年11月，云南省工信委下发《风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》，公开要求，当省内火电厂发电量少于分配的计划电量时，水电风电企业要将一部分收益支付给火电企业作为补偿。

不仅是风电遭弃，水电也难逃流失的命运。据国家能源局数据，在水电较为发达的四川，2013年弃水损失电量25.8亿千瓦时，2014年弃水损失96.8亿千瓦时，占丰水期水电发电量的14.93%，2015年更是高达102亿千瓦时。官方给出的原因是，“水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配，汛期来水偏丰，低谷时段电力系统运行需要水电调峰弃水，现有外送通道能力尚有潜力可挖，局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限，火电调度运行管理有待进一步优化。”简单来说，就是步子跨得太大，配套设施没跟上。

从目前来看，中国风电的成本要高于火电，但需要注意的是，风电的成本一直在不停地下降，据彭博的研究，2015年，全球陆上风电的平均度电成本从上半年的每兆瓦时85美元降至下半年的83美元，接近北美和亚太且小于欧洲的煤炭发电平均成本。在可预见的未来，风力发电仍将持续降低，低于煤炭成本是迟早的事。更关键的是，风电是清洁能源，对环境影响极小，而煤炭作为高污染、高能耗的发电方式，如果算上环境成本等外部因素，并不比风电低，所以官方弃风保煤的做法极其短视。而作为中国第二大发电方式的水电，在成本上一直优于煤电，提高运输调度能力，显然比盲目建造火电厂更加利国利民。

中国的电力产能严重过剩，但依然有大量火电项目在建设中或已获得批准，2015有1.59亿千瓦获得环评批准或拟批准。

丢弃新能源、拥抱煤电厂是很多地方政府暗地里实施的发电政策。中国的电力装机容量严重过剩，尤其以火电(以煤电厂为主)为代表。根据中国电力企业联合会的数据，2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数4286小时，同比降低235小时。而2015年1-11月份(此为目前最新数据)，全国发电设备累计平均利用小时3597小时，同比下降309小时，降幅同比扩大87小时。

利用小时数是衡量电力是否过剩的重要指标，如果利用小时数高于5500小时，说明用电紧张，低于4500小时，则说明电力过剩。显然，目前中国的电力已经严重过剩，比电力过剩阈值低了近1000利用小时数。

根据中国电力企业联合会2015年发布的《中国电力工业现状与展望》，2014年火电平均利用小时同比减少314小时(2013年，火电平均利用小时为5020小时;2014年，火电平均利用小时为4706小时)，是1978年以来最低的。而2015年1月至11月(最新数据)显示，全国火电设备平均利用小时3916小时，同比下降355小时，降幅比上年同期扩大了94小时。

电力产能过剩几乎已经是业界共识。但是，在这种情况下，中国依然有大量煤电发电站在建设中。2015年，在发电量连续两年负增长、产能严重过剩的情况下，火电装机大规模投产，全年净增火电装机7202万千瓦(其中煤电5186万千瓦)，是2009年以来年度投产最多的一年。这种逆势而上的反常现象值得玩味。

华北电力大学煤电经济性研究课题组2016年4月发布报告《中国燃煤发电项目的经济性研究》称，2014年以后，中国的电力需求大幅减缓，但煤电装机却逆势上扬，2014年煤电装机3555万千瓦，增速5.0%。2015年新开工建设的装机约 7300至7900万千瓦，远高于往年，而 2015全年各级环保部门公示的燃煤电厂项目装机容量合计高达 1.69亿千瓦，其中 1.59亿千瓦已经获得环评批准或拟批准，而上年同期通过环评批复的合计只有 4800万千瓦。尽管今年四月份，中国出台了相关政策，暂缓了很多煤电厂计划，但朝令夕改在中国并不鲜见。

煤价下跌让企业和政府嗅到了钱味儿，有大建火电厂的动力，而火电厂审批权的下放为他们扫除了制度障碍。

各地大规模上马煤电项目的动力，是煤炭价格持续走低，让煤电发电成本下降，煤电企业利润上升，企业和政府见有钱可捞，自然加大马力。据《中国燃煤发电项目的经济性研究》测算，全国很多省份每度电超额利润在5-8分之间。如此高的回报率，助长了煤电企业的投资热情。煤电项目的收益率远高于电力行业的平均水准，河北、江苏、广东等省份的全投资内部收益率达到15%以上，而电力行业的一般收益率也就在8%左右，有些企业投产三年即收回成本。而此前，煤炭行业一度陷入全行业亏损的状态，也都与煤炭价格有关。2008-2011年，煤价暴涨，火电行业哀鸿遍野。而之后到2015年，煤炭价格一路走低，2015年12月，跌到了2005年的水平，煤电企业的利润率屡创新高。

而火电站审批权的下放，给火电厂大规模冒头提供了制度空间。2014年10月，国务院发布《政府核准的投资项目目录》，将火电站的审批权下放到省级政府。地方政府乐见企业投资煤电，2015全年各级环保部门公示的燃煤电厂项目装机容量合计高达 1.69亿千瓦，其中 1.59亿千瓦已经获得环评批准或拟批准。根据中电联的数据，2015年，火电装机大规模投产，全年净增火电装机7202万千瓦(其中煤电5186万千瓦)，是2009年以来年度投产最多的一年。仅2015年上半年，火电在建工程1081.55万千瓦，占全部在建项目总规模的62.64%。

但是，盲目扩建代价将非常惨重，据报道，28个省级电网区域的预警状态为最高级别的“红色”，只有江西、安徽、海南为绿色，湖北为橙色。而根据《中国燃煤发电项目的经济性研究》的估算，“十三五”期间，几乎所有调查的省份的煤电项目都将无法达到基准收益水平，煤电行业很可能再次陷入全行业亏损的状态。