深度丨王志轩：煤电产能到底过剩吗？燃煤电厂“死穴”何在？

三、对防范化解煤电产能过剩风险的建议

防范化解煤电产能过剩风险毫无疑问是要从系统入手，根子上要从能源发展的价值理念、基本方法、路径上寻找解决问题的钥匙。我国能源发展的顶层设计已经清晰，就是推进能源革命的基本要求，“巴黎协定”中我国在气候变化上对国际社会的承诺是能源发展的重要约束条件。据此，笔者认为在能源(电力)供给侧，能源安全是目标，清洁、高效、经济是约束，能源(电力)的多元化结构是保障。能源发展的活动要以价值目标为导向，而不是以方法手段为导向。进一步讲就是什么样的能源结构符合价值导向就发展什么样的结构，而不是为了结构调整而结构调整，为了发展某一种能源而不顾其他。由于受经济、技术、发展阶段、资源分布、甚至文化的影响，实现能源价值目标是一个不断递进的历史过程，需要分阶段进行，不能把当今要做的事放到未来，也不宜将未来要办的事放到今天。人们现已认识到各种能源发电都有其优缺点，当今高效的煤电在二氧化碳排放上仍是大问题，同样新能源发电也不是百分之百全部吸纳就合理。提出如下建议：

一是“限”“禁”是解决眼前问题的关键。对于一辆快速行进但已遇风险的车辆，最急而有效的措施就是“刹车”，但又不能“急刹”以防“抱死”。对于防范化解煤电过剩风险，当前总体上要采取限、禁新增电力产能的措施。在指导思想上，不仅对于煤电而且对于所有电源，还要对于公用电厂和自备电厂。在具体方法上既要用好、用足现有合法、合规的行政手段，也要通过政策调节手段，总体上达到正面影响增大、负面影响降低效果。中电联研究报告建议：煤电项目投资完成比例在30%以下的项目，建议立即停建。优化煤电布局，促进网源协调发展，推动解决“三弃一限”问题。发挥特高压跨区输电通道作用，有序推进西部北部煤电基地集约开发，严格控制东中部煤电建设，为清洁能源消纳创造条件。严控燃煤自备电厂发展，规范自备电厂收费政策，加强自备电厂管理，规范电力市场秩序。将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，未纳入国家电力规划的自备电厂项目一律不得核准、建设;已经开工建设的，应立即停建。公用系统可满足供电、供热条件的，不得安排自备电厂建设。

二是要抓紧制定或完善新形势下能源(电力)政策、规划，要进行规范的成本—效益分析(CBA)。美国政府从福特总统在1974年颁布了11827号令以来，到卡特、里根、克林顿、小布什总统都持续颁布命令要求开展CBA，并根据发展对CBA要求有所调整，时至今日政府出台的所有重大的政策行动(如年经济费用逾期超过1亿美元的项目)都要进行CBA，以保证政府任何决策措施所产生的收益都要大于它所引起的费用。从本质上讲，这种手段与社会和经济制度无关，都可以使用。CBA中的“成本”包括项目成本和外部成本，“效益”包括项目效益和社会效益，在具体应用时由于“外部性”和“社会效益”很难定量确定，一些项目的评估需要较长时间，且不同的评估者会得出不同的结果，评估存在一定不确定性。我国出台重大政策虽然也强调了经济效益评价，但在具体实践中缺乏对“外部性”和“社会效益”的评价。反映在能源电力领域，如对于低碳、可再生能源发展、煤炭的清洁化发展等，更多是从理念、方向、原则出发确定政策，甚至不考虑机会成本问题，造成不计代价发展某种能源、采取某种强制措施的结果。由于我国正处在高中速发展和经济社会转型阶段，面临大量突出、需急迫决策的重大问题，CBA并不完全适用。但是，针对我国能源电力领域当前情况和面对转型这一些根本性的战略而言，认真规范开展CBA不仅具备条件而且十分迫切。否则我们的发展虽然明确，但具体措施具有盲目性，其结果可能欲速不达。在具体采用CBA时，关键在于外部性和社会效益的定量化。在现阶段和初期阶段，我们可以采取“红线”加“政治目标”的方法来考虑外部性和社会效益，如以污染物排放标准、生态红线、水资源红线、向国际社会承诺的应对气候变化的定量目标等，以减少研究问题的维度。

三是改革能源电力规划。根据我国国情，能源电力还是要强化规划的导向，但规划的编制应当改革。重点是确定各种能源在规划阶段的功能定位和政策措施。能源电力规划应尽量减少层次，层次越多则各自之间的协调难度越大，难以解决系统性、全局性、协调性和相关关系。在规划层面考虑好煤电的定位。随着新能源加速发展和用电特性变化，系统对调峰容量的需求将不断提高。一方面，风电、太阳能发电具有随机性、间歇性和不稳定性特点，有效容量低，在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%～10%;另一方面，随着国家产业结构调整步伐加快，第三产业和居民用电比例逐步上升，使得系统峰谷差不断加大，电网最大峰谷差接近甚至超过用电负荷的1/3，导致系统面临的调峰压力日益增大。煤电是当前最经济可靠的调峰电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。

我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟81.7%、德国85.7%、英国82.1%、美国92.8%，世界平均比例约78%。我国目前尚有7～8亿吨散烧煤，能源利用效率低、污染严重，且属低矮源排放，对环境质量影响尤为严重。要积极鼓励提高散燃煤转化为电煤比重的措施，减少散煤占煤炭消费中的比重。这是消除雾霾、优化终端用能结构、全面提高人民生活质量的重大和必然的举措，但不意味着要新增煤电装机，而是靠优先挖掘利用现有煤电机组的能力来实现。

四是从电力需求侧化解煤电产能过剩。一方面是等待电力需求恢复。等待恢复是应对周期性问题的一种方法，可以用时间化解电力相对过剩问题。另一方面，积极引导电能替代，促进电力企业增供扩销，有助于化解煤电产能过剩风险，改善环境质量。通过加大电动汽车充换电基础设施建设，加快发展电动汽车，可以实施交通领域以电代油。建议从推进电煤替代散烧煤、推动电动汽车产业快速发展、制定落实灵活电价政策等方面积极采取措施，引导促进电能替代。

五是完善市场机制。进一步明确系统备用费、基金及附加的收取方式、标准和范围，对拒绝执行政府性基金及附加费政策的自备电厂出台停限电办法，对被甄别为限制类、淘汰类的高耗能企业所属自备电厂的自发自用电量执行差别电价。完善煤电电价定价机制和辅助服务补偿机制，引导煤电行业转型升级。当前，煤电标杆电价定价边界条件和煤电在系统中的作用已经发生深刻变化，煤电的燃料成本、人工成本明显上升，煤电合理利用小时数持续下降。建议根据电力市场建设的推进，逐步实施两部制电价，明确容量电价和电量电价。尽快制定煤电机组调峰、调频、备用等辅助服务补偿机制，扩大辅助服务市场试点，加快辅助服务市场建设，提高煤电企业参与辅助服务的积极性。

通过碳市场建设抑制煤电产能。从碳排放交易的基本原理看，碳排放交易制度对于抑制高碳的煤电发展、化解煤电产能过剩、提高低碳的非化石能源发展是有益的。但是，从欧盟碳市场的运行结果和中国已经开展的碳市场试点来看，由于碳价格持续低迷，这一措施在短期内并不会有明显效果。需要加强碳配额的科学分配及减少交易成本，扩大电力集团公司在碳交易中的自主权，从而促进碳交易效果的发挥及煤电产能过剩的化解。

六是加强政府监管。包括安全监管、环保监管、市场监管、政策评估监管等。

马克思讲过：“人类始终只提出自己能够解决的任务，因为只要仔细考察就可以发现，任务本身，只有在解决它的物质条件已经存在或者至少是在生成过程中的时候才会产生。”能源转型和电力转型是一个较长期过程，在这一过程中，煤炭仍将是我国主体能源，而在提高电煤在煤炭消费中比重趋势下，以及煤电在电力转型过程的作用，煤电作为主体电源的角色仍然需要一个较长时期。但是煤电将逐步由电量型电源向电量、电力调节型电源转变，为大规模新能源消纳和电力转型提供支持。