煤電規(guī)劃調控政策還需“系統(tǒng)性升級”

4月21日國家能源局召開電視電話會議緊急部署調控政策，此后連發(fā)四文督戰(zhàn)煤電“大剎車”。主管部門應對本輪煤電投資狂潮的調控力度此時可謂達到了頂點。短短數月，從“隔空喊話”到“擲地有聲”，主管部門的行政效能不可謂不高。

但觀察實際數據，時局依然撲朔迷離。一季度盡管地方政府“火速核準”的勢頭已有所遏制，然新增煤電規(guī)模卻創(chuàng)近年同期新高。因此，煤電調控政策的實際效果還有待進一步察證。更深層次的問題有，應為“十三五”煤電制訂多高的規(guī)劃目標？煤電量化的調控目標如何設定？需設計怎樣的調控政策穩(wěn)步推進煤電由“電量型”電源向“電力型”電源轉變？

“十三五”期間到底需要多高的煤電規(guī)劃目標？從近期來公開征求意見所透露出的政策信號來看，水電、核電、風電、太陽能都已有了明確目標，獨未見披露煤電目標。僅此一點，已充分說明了爭議之所在。

煤電規(guī)劃定目標難，原因有三：一是思維慣性。煤電一直是主力電源，對保障我國電力供應功不可沒。怎么經濟新常態(tài)就不需要增加煤電了？二是舊能源安全觀。我國電力需求增長空間依然巨大，離開煤電怎么能保障電力安全？可再生并網能離開煤電？三是科學的目標值難確定。低目標值雖科學卻不具有可操作性，因為在部分分析人士看來，2016年、甚至2015年的裝機規(guī)?？赡芤呀浲黄屏苏麄€“十三五”的規(guī)劃目標，那這個目標有何意義？另一方面，過高的目標值則會為社會所詬病，甚至會助推過熱勢頭。因此，政策層面陷入兩難境地，無法在分歧中找到最大交集。

其實，無論是從滿足需求增長、滿足負荷增長、保障系統(tǒng)靈活性和避免煤電全行業(yè)虧損等角度，9.2億千瓦左右的規(guī)劃目標都是合理且可行的。從滿足需求增長來看，這一目標加上其它電源增長，完全可保障4%的年電力需求增長。這一增速作為“十三五”的電力需求增長上限，實難突破。從滿足最大負荷增長來看，充分考慮三產居民比例提高導致負荷率降低的因素，若電力需求維持2015、2016年的低增長，即便是煤電機組維持2014年水平，其它機組按規(guī)劃目標增長，2020年全國備用率仍高達30%，顯著高于合理水平的15%。即便需求增長達到4%，其它電源按規(guī)劃增長也足以保障15%的系統(tǒng)備用率。

從保障靈活性角度看新更無新建煤電的必要。近期來看，吉林、內蒙這樣的省份，如果繼續(xù)大上煤電，會進一步推高煤電機組最小出力水平，增加風電消納難度；甘肅、新疆這些省區(qū)的重點也不是上煤電，而是在充分挖掘本地消納空間的前提下解決跨區(qū)消納難題。從中長期看，保障可再生能源大規(guī)模并網的系統(tǒng)靈活性，需要從電源、負荷、電網、系統(tǒng)運行與電力市場的整體角度綜合優(yōu)化，單純從電源側無法得到最優(yōu)靈活性資源組合。即便是從電源側角度分析，電力系統(tǒng)所需要的也是滿足快速啟停機和快速爬坡約束的最優(yōu)靈活性電源組合，煤電因啟停機時間長、快速調整能力差而并非最優(yōu)選項。當然，可再生電源比重達到一定水平后，必須要考慮保留必要的常規(guī)電源作為備用和應急電源。因此，煤電過剩是否意味著簡單關停也需系統(tǒng)分析，不宜簡單化。

從經濟性角度看，遏制煤電盲目擴張勢在必行。中電聯已對2016年煤電虧損發(fā)出預警；國家能源局的首份煤電預警也發(fā)出了明確的信號。我們在近期一份報告中，也選擇了目前經濟性較好典型省份進行了研究。定量評價表明，在需求增長放緩、電源建設嚴重過剩、市場改革深化的外部環(huán)境下，煤電很快將面臨全行業(yè)虧損的境地。而繼續(xù)大上煤電，就是把煤電推向長期虧損“泥沼”的“致命一擊”。因此，煤電調控政策必須有預見性，堅決杜絕煤炭、鋼鐵等行業(yè)的嚴重產能過剩問題再次出現。

2015年底全國全口徑煤電裝機8.8億千瓦。另據統(tǒng)計，截止2016年1月，在建煤電項目1.9億千瓦；另有約6200萬千瓦煤電項目通過審批，但尚未開工建設。按照平均三年建設期算，即便是現有調控政策執(zhí)行到位，部分不合格項目被取消，部分項目延后建成，2016-2018年每年新增5000萬千瓦煤電已然是定局。這樣，2018年煤電總規(guī)模將達到至少10.3億千瓦。2020年的總裝機規(guī)模達到多高，很大程度上取決于這兩年的調控效果，以及后續(xù)是否會出臺更嚴厲的調控政策。稍有不慎，達到甚至超過11億千瓦的局面也可能會出現。

制訂科學、可行的煤電調控目標是一個系統(tǒng)復雜的問題，要綜合宏觀經濟與電力行業(yè)、跨區(qū)資源配置與地方經濟發(fā)展、可再生能源替代與煤電定位調整的必要過程等多方因素。

綜合考慮電力需求增長的不確定性、滿足最大負荷增長和保障電力系統(tǒng)靈活性（特別是備用和輔助服務）等多重因素，建議把“十三五”期間的煤電調控目標確定在10億千瓦。具體路徑是：對2018年底達到的10.3億煤電機組，實行“淘汰3000萬、封存4000萬、改造4000萬”。封存的4000萬瀕臨退役低效煤電機組不再核準年度發(fā)電計劃，也不允許其參與直購電交易，只作為備用進入輔助服務市場；改造的4000萬主力煤電機組以提供系統(tǒng)深度調峰服務為主，作為尖峰和輔助服務機組參與電力市場。這樣，2018年底主體煤電機組依然以電量型為主（9.2億千瓦），可保證較為合理的利用小時和經濟性；部分低效機組和靈活性改造機組（8000萬千瓦）向電力型機組轉變。但這一路徑的實現，必須要以“十三五”期間不再新核準、2018年后不再有新建機組投運為前提條件。

有了目標和路徑，調控政策的升級思路就很清晰了。具體建議如下：

第一、制訂定量化、可分解、可評價的煤電調控目標。建議主管部門在科學規(guī)劃、系統(tǒng)評估的基礎上，制訂出定量化的煤電調控目標。以2020年9.2億千瓦煤電裝機為規(guī)劃目標，淘汰3000萬千瓦落后機組，封存?zhèn)溆?000萬千瓦單機20萬千瓦及以下機組，在30-60萬千瓦機組中完成4000萬千瓦存量機組的深度調峰改造。這樣，2020年電量型機組規(guī)?？刂圃?.2億千瓦內，其利用小時數保持在4500小時左右，總體具有較好的經濟性；電力型機組規(guī)模在8000萬千瓦左右，承擔備用和系統(tǒng)靈活性服務，保障可再生能源并網。

第二、升級執(zhí)行“三個一批”煤電調控政策。取消全部不具備核準條件的煤電項目；三年過剩省份2018年前煤電項目全部緩建，五年過剩省份2020年前煤電項目全部緩建；2015年后新核準未建項目全部取消；“十三五”期間全部凍結核準新建煤電項目，資源不足地區(qū)的電力供應能力應通過強化跨省區(qū)資源配置來保障。將熱電項目納入國家總體建設規(guī)劃，嚴格執(zhí)行“以熱定電”，嚴控“一哄而上”新建或改造抽凝式熱電機組。

第三、結合電力體制改革探索與構建電力型煤電機組的商業(yè)模式。根據封存/備用機組、靈活性改造機組的資本回收情況、年運行固定費用、備用與調峰成本等因素設計電力型煤電機組的商業(yè)模式，據此進行電力市場規(guī)則設計。選擇典型省份開展兩部制電價、輔助服務市場等綜合改革試點，為煤電逐步從電量型機組向電力型機組轉變設計適用的市場機制。

第四、穩(wěn)妥推進電源投資機制由“計劃”向“市場”模式轉變。電力市場化改革的終極目標，是建立由市場價格信號引導投資的電源投資新機制。價格扭曲、投資信號傳遞機制不順暢是煤電過剩的原因之一。但市場化是一個非常復雜的過程，不可能一蹴而就。在長期行政主導的管理體制下，當前我國電力市場化基礎條件較差，如立法滯后、地區(qū)隔離、行政干預、缺乏細則性市場規(guī)則、市場力量博弈等問題阻礙了市場機制有效配置資源。這樣的條件下若貿然全盤市場化，實際效果可能事與愿違。建議擇機推出公開招投標方式選擇投資主體，并與有效競爭市場條件的培育相統(tǒng)籌。過渡階段的核心任務是培育/創(chuàng)造市場化的基礎條件，在市場機制商不能充分發(fā)揮作用的時候，使用更優(yōu)化的基于成本效益分析的命令控制型手段，通過更合理地劃定成本效益的邊界，并以此作為決策的基礎，逐步醞釀更成熟市場化改革的條件，最終邁向市場化。