从弃电、气荒教训看能源优化进程(上)

改革是项系统工程，其实施和在经济上获得“改革红利”也需要一定时间。但如果不能及时到位，就会影响到原拟的能源构成优化目标。

（来源：能源杂志 ID:energymagazine 作者：张抗）

进行供应侧结构改革、优化能源构成是经济持续发展和环境改善的必须，而目前最适宜着手的是降低煤炭使用量和污染、增加新能源中的风力和太阳能发电。我国在这方面做了许多工作，成绩斐然。新能源消费量在2005~2015年间的年增率达44.1％、2016年的年增率达33.4％，远高于相应的世界同期值16.1％、14.1％；2016年中国新能源消费量达86.1×106toe、占世界的20.5％，高于美国的相应值（83.8×106toe、20.5％）而居世界首位。可以说，中国在新能源的发展速度和消费量上均为世界领先。

中国的巨大进展与目前许多发达国家新能源发展趋缓、甚至在削减温室效应上出现的倒退（如美国）呈现出明显对照，中国在环境保护和致力推动能源优化上的努力得到国际舆论的广泛重视和赞扬。

电力的弃能现象及其负面影响

回顾近20年来新能源发展中也出现了一些问题，主要表现在以下两方面。

不够合理的补贴政策使新能源利用率走低

对作为新生事物的新能源给予政策性优惠和扶持是完全应该的。实践证明，最有效而公平的扶持是对其相应的基础性研究和由实验室走向市场的中间性放大样予以政策引导和资金支撑。许多国家强调降低市场准入门槛、降低各种税费，而不是直接给予其产品现金补贴。

即使对成本超过上网电价的风电、光伏发电给予补贴，也要限定在一定时间后减少补贴量以至完全取消，以此来力促其降低成本。但我国对许多新能源企业的补贴却直接体现在其产品产出，甚至是设备、产能的建立上。导致在实施过程中出现了不少骗补现象，企业为拿到眼前的补贴蜂拥而上。

在光伏产能上无论是上游多晶硅还是下游的电池片等都出现过热扩张，产品大量出口后又导致“双反”的高关税拦阻，陷入被动局面。许多企业“跑马圈地”，出现圈地与实际建设、装机容量与实际投产量和上网量间的严重脱节。甚至在招标中出现大部分投标值明显低于标底的怪象，带来质量降低、缺乏运维，以致出现风塔腰折、脱网等事故。

中国的能源补贴来自政府（包括相当部分要出自已经负债累累的地方政府），过大的补贴量使政府无力兑付上网补贴而长期欠补，这更使企业加大了亏损状态。

反思在新能源发展中的问题，从业者总抱怨对其“革命”支持不够，而发改委能源研究所可再生能源中心主任任东明却指出：“最直接、最根本的原因是针对可再生能源的有效需求严重不足。”

实践证明

当经济发展的需求和基础设施条件尚不能匹配时，在补贴推动下蜂拥而起的风电光伏装机量与有效需求相差较大，此时强行消纳其发电量对供应方和接受方都是不利的。

正确政策选择是对其引入发电配额，加以引导调节。接受这一类意见，国家能源局在3月发出《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，对不同类型的新能源区别对待，促进其市场化有序运作高质量发展。

对新能源补贴和上网的硬性规定影响了能源的正常高效运行

为尽量保障风电、光伏等新能源的上网，某些部门强行规定电网对其的接纳量。为此只能压缩已建电站的发电小时和发电量。据中电联披露：

2016年全国弃电量大于同期三峡的发电量170千瓦小时；全国火电平均利用时间仅为4165小时（利用率47.5％），这样使电厂（包括一些节能指标先进并达到环保要求的电厂）无法正常运行和保持盈利。

加上一刀切式的煤炭去产能，使其用煤价格大幅度上升，火电成本被迫大幅上升。多种外加的困难条件使火电雪上加霜、经营难以为继。

形势的发展甚至使水电、核电也被拖入弃电、限电之中（这之中还有某些消费区为部门利益而拒收外输来的电力的影响）。以2016年计，弃核（电）率达19％。这些耗费巨大投资经长期艰苦努力建成的能源基础设施需长期相对稳定的产出才能逐步回收成本产生经济弃效益。这样打乱了其生产（不定日期的被迫限电）和经营的节奏，产生了相当大的负作用。

过高的以气代煤指标带来了负面影响

强大的环保压力迫使减煤运作加快。我国大型煤电企业在达到环保指标降低煤耗上取得很大进展，许多指标达到国际先进水平。难点出现在分散用户的散烧煤，特别是冬季取暖用煤上，而压力最大、要求最迫切的是包括京津冀在内的东部平原和河谷地区。但解决此问题的思路却局限于“煤改电”“煤改气”上，不少地方甚至划出“禁煤区”。

2017年是“大气十条”计划后最后一年，由于多年进展迟缓，完成该计划的压力集中在这一年上。2017年初河北省计划煤改气184.5万户，但层层加码的结果是要达到231.8万户，超原计划40.9％。但超过上年40％左右的供气从哪里来呢？类似的情况不同程度的呈现在全国大部分地区，这就给供应侧带来难以应对的困难。

进一步看，即使按《北方地区冬季清洁取暖规划》的要求：取暖用煤4亿吨中2亿吨为散烧煤，2019年替代7400万吨需气500亿立方米，2021年替代1.5亿吨，大约需气1000亿立方米。结合全国对增大气消费量的多种迫切需求，所带来的压力也使近期的供应方难以承受。

不但多年未完成的指标压在2017年，而特别又集中压在其最后数月。8月多部委联合下发《京津冀及周边地区2017~2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，本来应按计划逐步推行的能源优化被简化为一刀切的攻坚战“运动”。某些地区向上报出了“煤清零”的决心，甚至出现“谁卖煤就抓谁、谁烧煤就抓谁”的恫吓性标语。搞形式走过场的突击难以保障用气设施的安全，也使部分居民陷入无法取暖的尴尬境地，违背了中央政策的初衷。

按单位热值计算中国天然气价格约为煤炭的4倍。按现有的补贴政策，某些完成煤改气的居民反映因为气价太贵而不敢一直开着气，即使如此一个标准家庭仍需5000元，比原来2000元的煤取暖是太贵了。因而政府要给每户1200元的气价补贴。除了负担基建外，政府还要实施给新添的燃气设施补贴、气和电价按谷价计（而实际多与峰期重叠）、不实行阶梯价等优恵措施。如此沉重的负担也给地方财政以难以承受的压力、难以为继。

为渡过气荒，政府首先采取的对策是“压非保民”，今冬限停供气的范围达到历史最大。石家庄市要求主要供气企业配合“停止所有洗浴中心用户用气”“对各级机关、企事业单位、商场超市、写字楼、文体娛乐场所等公共建筑实施限量供气”。山东重要工业城市淄博也是北方著名的瓷都，以2017年10月计因断气而使建陶类企业、生产线、产能分别被压减80％、73.5％、70.2％。而到深冬时这一比例会更大。气荒严重影响了社会和经济的正常运行，有些企业将陷入整个冬天停产的困境。

为了应对气荒国内的产气企业都在尽力增大产量，力图“额外”再多生产气。此任务主要落在“三桶半油”上，而主要措施便是加大油咀和生产压差，以使当前单井产量高于开发计划的指标。而业内人士都知道这会使次年的冬季增产更困难，进而降低油气田的最终采收率，使后期的成本加大，甚至使一些本来可经济开发的油气难被采出。

在全国上下各部门的努力配合下终于了度过了这次空前的气荒。发改委某负责人说是“有惊无险”，负责具体调配的工作人员说是“疲于奔命”。

气荒形成的原因

2017~2018年冬季的气荒是空前的，正所谓“冰冻三尺非一日之寒”，其成因也是多方面、深层次的。对此，近来已有不少人对其形成原因作了全面的讨论，这里仅就与本文立题有关的两个问题再做些分析。

国内近年天然气生产的增速明显下降并一直低于消费量的增速。

数据

2005~2010年其生产和消费年增率分别为14.2％、30.7％。

2010~2015年以上两数分分别为5.6％、11.9％。

2016年以上两数分分别为1.5％、7.7％。

2017年产量增长8.5％、消费量增长达15.3％。

这使在年中期就出现消费量“淡季不淡”“有峰无谷”的情况，以致要求土库曼增加出口并占了原订冬季的供气量指标，业内发出了该年“冬季气荒将更加严重”的预警。在这个背景上又出现了些供应上的意外：入冬后中亚天然气进口管线输气量间歇波动加剧，大幅降低了出口的日供气量，2017年減量约3000万立方米。2018年1月土库曼进口天然气同比下降14％、环比下降4％，乌兹别克和哈萨克进口环比分别下降42％和24％。这使相关管线必须实行更严格的限供，坚决采取“到量（按实际进气量分配的管线各出口供气量）关阀”措施。

此外，原定冬季可投产的中石化天津LNG接收站因故推迟到2月初才正式运行并逐步加大其处理量，因天气原因使唐山、江苏的LNG接收站多次影响接卸也在一定程度上限制了进口气的实施。2017年天然气进口量陡增46.％，其中55.6％为LNG。临时在国际市场上大量购买LNG大为抬升了其价格，2017年12月达10.48美元/MMBtu，同比上升40.9％。但这些进口气因配套设施不全，部分难以及时到达用户。

作为天然气链短板的运输储备调峰能力和基础设施严重不足的影响越积越大，难以被每年所实施的力度不大的补救措施所抵消，使从供应侧以加大进口来保供的举措受到很大限制。到2017年底我国建成12座地下气库，工作气量仅占全国年消费量的3.6％，远低于国际平均值的15％或进口大国的20％。

这使冬季靠“压非保民”而勉强应对气荒的被动态势一直不同程度的存在并加剧，终因消费量的额外大幅度增加而出现了2017~2018年冬季的严重局面。

天然气供需矛盾突出日趋严重、内部结构失调的现象有着深层次的原因。对此已有许多讨论。笔者仅拟提出改革不到位的问题，突出表现在价格机制的扭曲上。

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首先，中国天然气资源禀赋决定其生产和运输的总体成本偏高。过低的气价使上游生产者仅有微利或有时陷入亏损，直接影响到扩大再生产的能力。

其次，在天然气进口上存在价格倒挂：中亚气在新疆口岸价为1.29元/立方米，而当地非民用气门站价为1.05元/立方米，到上海加上运输成本也比门站价2.08元/立方米高。2013年从中亚进口亏损282亿元。这迫使各公司要用石油生产所获得的利润去支持天然气的发展，近年油价大跌，石油公司上游的亏损更使天然气上游发展缺乏动力、使基础设施建设缺乏资金。

第三，世界各国天然气消费中民用（居民和商业）气价格偏高，这是其用气的不可中断性和为之供气所需的高昂服务费用所决定的，也是符合市场运作规律的，但我国却相反。我国民用气在消费构成中占较高的比例，实际更加大了民用气价过低的影响。

第四，我国的峰值峰价和民用气阶梯价格政策一直没得到很好的贯彻，即使有些试点区其价格差也不能真正反映供给方所付出的成本。特别是今冬，各地为保供而在国内外以高价紧急采购的天然气（包括LNG）却被迫以限定的平价出售，使企业今后更缺乏储备保供的动力。

上述多方面的影响使天然气工业整体上缺乏资金和发展动力，特别是无力进行耗资巨大的调节（联络）管线和储气设施（包括LNG专用码头和其配套的储库群及再气化系统）建设并保障其运行。在今年两会上发改委负责人透露将建2亿立方米左右的调峰机制，其中1亿立方米左右由“三桶油”完成，“另1亿立方米压实到地方责任”。

气荒等一系列事件表明，违背市场运作的机制成为天然气工业健康发展的拦路虎。天然气改革难以深化的突出表现是没能充分发挥市场在资源配置中的决定作用，没能在强调政府宏观调控、对违法违规（包括环境保护）进行监督的同时为不同企业创造适合的营商环境，放手让市场的优胜劣汰去推动能源构成的优化。当人民币汇率这样关切经济全局健康发展的大事都可强化其市场机制时，有什么必要再坚持气价扭曲这一计划经济残留的阵地呢！

深化改革的形势要求我们，把中国天然气产量消费量的增长和结构优化纳入全国经济从高速发展向高质量发展转型中，更加注重其发展的质量而不是单纯的增速，依靠科技创新和市场运作实现发展中新旧动力的转换。笔者强调指出，改革也是项系统工程，其实施和在经济上获得“改革红利”也需要一定时间，如果不能及时到位，必然使“十三五”计划和环保所要求的天然气发展目标难以落实，进而影响到原拟的能源构成优化目标。

从目前的实践和认识看，各方面一致的是必须加快能源构成的优化，但有所分歧的是这个过程需要多长时间（或者当前能达多高的速度）、用什么方法去完成。这就必然涉及能源发展的战略问题。

（未完待续）