我國風電與煤電到底差在哪？

　　我國政府已經(jīng)確定，到2020年實現(xiàn)超過2.1億千瓦風電裝機，并有效解決棄風限電問題的目標?，F(xiàn)存的體制機制與政策環(huán)境仍存在很多障礙因素，不利于可再生能源高效發(fā)展與目標實現(xiàn)。在現(xiàn)階段，這突出地表現(xiàn)在新機組建設顯著超前，存在利用率不足與“資產(chǎn)擱置”風險，以及地方政府以“風火置換”、“大用戶直接交易”等名義，縮減已建成風電機組的市場份額問題。盡管與全社會電力成本最小化的目標沖突，煤電仍具有優(yōu)先發(fā)電地位。電力體制改革能否推進到有效落實風電的優(yōu)先上網(wǎng)權，值得關注。

　　在2015年電力審批體制改革(“簡政放權”)之后，地方政府對決定一個省級區(qū)域的電源結構與各種機組的發(fā)電市場份額具有重要，甚至是決定性作用。因此在目前風電與煤電已經(jīng)在各種意義上互相擠出（需求增長有限下的電源份額、投資可得性，甚至土地空間）的背景下，分析地方政府發(fā)展各種電源的收益及其差別，以便理解地方政府行為與偏好，進而為實現(xiàn)可再生能源份額有效擴大目標，進行激勵相容的政策設計，是實現(xiàn)能源經(jīng)濟系統(tǒng)更有效率發(fā)展的關鍵。

　　現(xiàn)實的現(xiàn)象

　　現(xiàn)象1：在甘肅酒泉風電基地項目建設的過程中，酒泉地區(qū)引進了一批風電裝備制造企業(yè)。酒泉基地556萬千瓦項目于2011年投產(chǎn)之后，酒泉風電基地二期建設受到強烈推動，盡管本地嚴重需求不足。2009年國家能源局發(fā)出的《關于規(guī)范風電建設和市場秩序的通知》 （國能新能 [2009]218號）文件披露：有些地方出于本地經(jīng)濟利益，要求風電設備制造企業(yè)必須到當?shù)卦O廠，并要求項目單位必須采購本地產(chǎn)風電機組；還有一些地方擅自向項目單位收取前期工作補償費，甚至要求給本地企業(yè)提供“干股”。

　　現(xiàn)象2：受經(jīng)濟增速下滑影響，云南、寧夏等地為解決火電、煤炭企業(yè)經(jīng)營困難，讓火電多發(fā)，壓降風電出力，新疆出臺了未參與外送交易或替代交易的新能源暫停發(fā)電政策；云南、寧夏等省區(qū)也要求風電讓利(比如云南規(guī)定發(fā)電的60%收益轉移給火電)參與風火交易，將部分收益轉移給煤電。

　　現(xiàn)象3：2015年，在火電設備的平均利用小時數(shù)屢創(chuàng)新低的情況下，火(煤)電潛在的裝機容量卻不降反升。各方面的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，僅2015年環(huán)評受理、環(huán)評擬審批及環(huán)評審批的煤電項目，其規(guī)模已達到1.23億千瓦。該數(shù)字已經(jīng)接近2012-2014年煤電環(huán)評批復煤電項目總量的近八成（不包括熱電聯(lián)產(chǎn)項目）。

　　現(xiàn)象4：我國地方政府經(jīng)常推動產(chǎn)能擴張。為提升地方經(jīng)濟，很多項目審批要求項目使用本地資源，比如本地產(chǎn)煤炭、原材料等，盡管其“自給自足”的品種對企業(yè)而言不一定是質量合適與成本更低的。2013年下半年開始，河南省政府出臺“煤電互保”，要求發(fā)電企業(yè)優(yōu)先使用本省煤炭，并推出獎勵電量政策。

　　電力系統(tǒng)范式與地方政府角色

　　我國長期以煤電為主的電力系統(tǒng)，在很大程度上決定了現(xiàn)存電力系統(tǒng)的規(guī)劃體系、管理體制、運行體系、甚至是思維方式，都是“煤電偏好”的。這在過去歷史中有效地滿足了快速增長的需求。但是，目前這一體系已經(jīng)限制了電力系統(tǒng)的結構體制轉型與可再生能源的高效可持續(xù)發(fā)展。這表現(xiàn)在：

　　規(guī)劃體系中，因為長期依賴煤炭發(fā)電的緣故，電力規(guī)劃的方法基本是圍繞煤炭展開的，其他的電源發(fā)展在多數(shù)規(guī)劃中是外生給定的，不存在內(nèi)生的選擇。在相當部分規(guī)劃中，最大負荷點的容量平衡(比如夏季典型日、冬季典型日)與全年的電量平衡是基本的規(guī)劃套路。這種“點”時刻的分析中，往往有限的內(nèi)生變量就是煤電的容量（滿足剩余負荷）與利用小時數(shù)（滿足剩余電量），無法得到關于其他發(fā)電資源類型的含義，并且基于“最大需求”安排存在“過度冗余”的問題（尖峰負荷只有幾十到幾百小時，卻按照基荷去確定）。從風電的出力特點來看，其波動性、大范圍出力的互補性與保證容量的提高、反調峰等特點在很大程度上也無法表征。這方面，需要方法論方面的進一步討論與改進。

　　管理體制中，傳統(tǒng)發(fā)電公司基本是規(guī)模巨大的中央或者地方支柱型企業(yè)，有些企業(yè)還承擔各項標準制定、成本測算等公共職能，具有較大的政策影響力與政府資源。傳統(tǒng)機組在一定程度上，具有行政定立的年保證運行小時數(shù)。這有點類似保證機組基本收益的“容量電價”，但是其電價水平往往大大超過了容量電價。而風電作為新生事物，自然要參與整個市場需求的分割，客觀上作為 “挑戰(zhàn)者”的面目出現(xiàn)，在這一安排中容易受到已存在機組的排斥。

　　運行體系中，短期電力市場（目前存在月前電量交易試點）基本是不存在的，事實上執(zhí)行的是“年前電力市場”，也就是提前一年以“發(fā)用電計劃”的形式確定管理體制規(guī)則下的機組的“市場份額”。各種機組具有提供基本平衡服務的義務。調度機構在滿足全年份額的前提下，具有較大的靈活性在小于年的時間尺度上決定機組的出力與排序。而與中央政府基于確定的小時數(shù)測算基本電價相結合，各種傳統(tǒng)化石能源機組，無論大小、年齡，均給予大致平均的全年發(fā)電小時數(shù)。

　　思維方式上，電力系統(tǒng)的長期平衡仍維持“猜測”需求(盡管這個需求本身完全可塑造)，試圖通過控制供應來實現(xiàn)平衡的基本范式。這與市場短期和長期的平衡邏輯——依靠價格信號進行短期份額競爭決策機制，以及長期市場與投資決策機制存在本質不同。因此，當需求放緩的時候(“不缺電”)，一個自然的反應就是將所有機組，包括可再生能源機組的發(fā)展一起放緩，傾向于將結構問題、效率問題統(tǒng)一歸并為總量問題。

　　具體而言，地方政府在決定電力系統(tǒng)的變化方向與運行上，具有如下的職能與影響力：

　　首先，編制省級能源與電力規(guī)劃，確定各種電源類型的發(fā)展思路、項目與時序，與國家規(guī)劃相銜接。中央政府曾經(jīng)對具體項目的遴選具有最終審批權，目前雖然大部分已經(jīng)下放到地方政府，但仍要求“各類能源項目均應符合國家能源規(guī)劃確定的總量規(guī)模”。因此，如果地方政府對火電存在偏好，那么就有足夠的能力將偏好變?yōu)樾袆?，發(fā)展更多的火電。

　　其次，與調度部門協(xié)商，確認年度發(fā)用電計劃，安排各類型機組的年發(fā)電小時數(shù)。具體工作內(nèi)容由各省的經(jīng)信委、發(fā)改委等部門操作實施。過去幾年，中央政府也就此關鍵的市場份額工作發(fā)布了多項規(guī)定，比如調度方式、分配原則、有序放開發(fā)用電計劃等。但是總體而言，地方政府在這方面的決策空間還是較大，各個地方都制定了相應的《年度發(fā)電量計劃管理辦法》等文件，指導各種機組的發(fā)電小時數(shù)制定。目前，這一年度發(fā)電計劃正在逐步打破。

　　對重點項目在用地、實施、稅收方面給予補貼或者其他便利。地方政府偏好資本密集型的產(chǎn)業(yè)，這在很大程度上意味著GDP增長與更多的財政收入。電力項目，特別是大容量發(fā)電機組投資額度普遍很大(幾億到幾十億，甚至上百億), 屬于這種類型，因此也是地方政府重點鼓勵投資的方向。不同省份、以及省內(nèi)不同地區(qū)之間也存在著較為激烈的項目競爭，投資巨大的項目往往可以獲得各種方面的優(yōu)惠或者便利。當然，這些方面往往是非正式以及隨特定項目而不同的。

　　問題何在？

　　全社會無疑期望可再生能源市場份額長期可持續(xù)的增加,而不樂于見到煤電機組大干快上繼續(xù)保持其優(yōu)勢地位的短期行為，因為這無論是對可再生能源增長目標,還是對各種能源環(huán)境目標的實現(xiàn), 都是存在長期負面影響的。目前可以說，風電，乃至更廣大的新增可再生能源，與煤電已經(jīng)在各種意義上開始互相擠出。無論是需求增長、電源份額、投資可得性，甚至土地空間等方面，都存在“此消彼長”的競爭關系。

　　省級政府對煤電項目的偏好是否存在？投資煤炭與投資風電帶給地方政府的財政收入有何差別，程度多大？更廣闊的背景下，比如拉動GDP增長與就業(yè)方面的差別又是如何？應該如何從“消除激勵”的角度解決這個問題？這些問題的回答，有助于對消除煤電投資沖動、促進能源轉型提供建設性解決方案。

　　我國幅員遼闊，不同省份因經(jīng)濟發(fā)展水平和資源稟賦的不同, 具有明顯不同的投資及商業(yè)運行環(huán)境，體現(xiàn)出不同的能源、原材料、電力、水的價格。對于發(fā)電項目，由于市場供需與發(fā)電構成的不同，其設備利用率也存在較為明顯的差異。而政府的收益，從長期來看，與項目的設備利用水平直接相關。因此，可以預見，地方政府在煤電與風電收益方面差異亦較大，分布在一個較大的區(qū)間上。圖1是二者利用小時數(shù)在不同省份的分布，是決定項目收益情況的重要因素之一。當然，煤炭與電力價格也是其他非常重要的因素。

　　從圖1可見，福建省具有全國最高的風電年利用小時數(shù)，在2500小時/年以上。另一方面，由于電源燃料構成中，燃料類型多元化程度較高，特別是氣電比重較大，燃氣發(fā)電成本相對較高 （設備加燃料），導致火電平均年利用小時數(shù)只有3500小時(煤電可能略高)，屬于全國省份中火電與風電利用小時數(shù)差別最小的地區(qū)。福建是潛在的火電與風電經(jīng)濟收益差別最小的地區(qū)之一。

　　相比之下，寧夏自治區(qū)具有較豐富的風力資源與煤炭資源(寧夏寧東、內(nèi)蒙古鄂爾多斯和陜西榆林號稱能源化工“金三角”地區(qū))，但2015年棄風率卻達13%，(相比新疆和甘肅等棄風重災區(qū)，短期內(nèi)發(fā)展風電尚有潛力可挖)。而另一方面，其煤電年利用小時數(shù)居高不下，還維持在5000小時以上。即使考慮到相當部分的煤電裝機運行是以外送電力為目的，火電與風電收益的差別會導致對未來選擇優(yōu)先發(fā)展風電還是煤電的爭議不休。寧夏是潛在的火電與風電經(jīng)濟收益差別最大的地區(qū)之一。

　　對福建與寧夏的測算將在很大程度上代表地方政府發(fā)電整體收益（一般而言，盡管非嚴格正比關系，但是財政收益與整體收益是同向的）的兩個典型（極端）情況，構成中國整個地方政府發(fā)電財政收益率分布的“包絡線”。與此同時，這兩個區(qū)域也是火電機組已核準待建或者規(guī)劃較多的地區(qū)。

　　實證性結論

　　基于投入產(chǎn)出法的分析，圖2給出了兩個典型地區(qū)五年內(nèi)及壽期內(nèi)直接地方財稅收入，以及考慮項目建設和運營的上游拉動效應的地方收入的匯總與比較。

　　從單位萬元建設投資帶來的稅收而言，風電煤電都在萬元50-70元之間。如果按照年度來算，風電這些稅收的產(chǎn)生通常發(fā)生在建設期的1-2年內(nèi)，而煤電建設期一般更長（2-4年）; 投資更加密集的風電的建設期總體稅收效應要大于煤電。建設期風電與煤電創(chuàng)造稅收的差別，主要來源于項目的規(guī)模差別，煤電項目一般比風電要大得多（容量20倍、投資額10倍以上）。 

　　運行期風電的直接稅收創(chuàng)造要小于煤電，特別是在前5年，由于設備(增值稅)抵扣、彌補虧損的需要，風電稅收幾乎很少。福建案例中，全壽期火電稅收是風電的2.9倍，代表火電與風電間最小的差距。如果存在比較嚴重的棄風限電，比如本研究關注的寧夏自治區(qū)那樣，這種差距將更大，火電與風電在單位MW及單位全壽期萬元稅收分別是6倍與10倍的差別量級。對形成創(chuàng)造稅收能力差別有貢獻的重要因素之一，是煤電拉動煤炭消費的相應稅收，它可以解釋兩者全壽期稅收收入差別的一半左右。

　　未來的可能變化

　　未來這種差距有很大的可能趨向減少，在不存在嚴重棄風限電的地區(qū), 風電單位萬元投資收益甚至有可能超過煤電。未來，隨著電力市場化改革的推進，火電的年利用小時數(shù)很可能進一步下降。如果棄風問題能有所改善(當然，這是不確定性的)，固定標桿電價政策僅此一項就已經(jīng)能夠對風電提供足夠的發(fā)展激勵。基于這一認識，再基于煤電2500小時數(shù)/年，及取消風電的“三免三減半”政策，對火電與風電兩者稅收差別的變動進行分析。（本文作者：張樹偉 林文斌 殷光治）