核心提示：能源發展的活動要以價值目標為導向，而不是以方法手段為導向。什么樣的能源結構符合價值導向就發展什么樣的結構，而不是為了結構調整而結構調整，為了發展某一種能源而不顧其他，也不意味著要新增煤電裝機。煤電作為主體電源的角色仍然需要一個較長時期，但將逐步由電量型電源向電量、電力調節型電源轉變，為大規模新能源消納和電力轉型提供支持。

(文章來源：能源研究俱樂部 節選自《電力決策與輿情參考》2017年7月7日第24期中的《對煤電產能過剩問題的認識》 作者：王志軒)

一、基本情況與問題

要深刻認識煤電產能過剩問題，必須要了解中國電力尤其是煤電的實際情況，否則就是“情況不明決心大，心中無數點子多”。

(一)總體情況

截至2016年底，全國發電裝機容量達16.5億千瓦，其中煤電裝機9.43億千瓦，占發電裝機總量的57%;全國發電量達6萬億千瓦時，其中煤電發電量約3.9萬億千瓦時，占總發電量的65%。2016年平均年利用小時數為4165小時。初步分析，燃煤電廠加權平均運行年限平均為8年。

技術水平及結構：30萬千瓦及以上煤電機組占煤電裝機比重達到88.3%，其中100萬千瓦級、60萬千瓦級、30萬千瓦級機組容量占比分別為10.3%、36.4%、41.6%;30萬千瓦以下機組容量占比為11.7%。

發電凈效率：2016年全國燃煤電廠供電標準煤耗為312克/千瓦時，與2005年相比，降低58克/千瓦時。我國在運百萬千瓦超超臨界二次再熱燃煤發電機組供電煤耗為266.18克/千瓦時，是目前世界上效率最高煤電機組。

污染排放強度：2016年煤電單位發電量二氧化硫、氮氧化物、煙塵等三項污染物排放量分別為0.47克、0.43克和0.09克，達到世界先進水平。雖然發電用煤占煤炭消費量的50%，但對大氣環境質量的影響在10%以內。從年排放總量看，三項污染物比排放峰值下降了85%以上，燃煤電廠的大氣污染物已不是影響環境質量的主要因素。發電淡水消耗及廢水排放指標、固體廢物綜合利用指標達世界先進水平。

碳排放強度：2016年全國單位火電發電量二氧化碳排放約835克/千瓦時，比2005年下降20.3%。

上網電價：全國燃煤發電平均標桿電價為0.3644(0.26～0.45)元/千瓦時(含脫硫、脫硝和除塵電價)，與水電基本相當(0.2～0.4)、略低于核電(0.43)、明顯低于氣電(0.48～0.8)、風電(0.4～0.57)、光伏(0.65～0.85)。

以上情況簡要體現了中國燃煤電廠規模大、機組大、年青、高效、環保、經濟、但二氧化碳排放量大、機組利用率低的主要特點，顯然是喜中有憂。

(二)存在的主要問題

一是火電設備年平均利用小時數大幅下降，直接影響了電力資產的投資效益和效率。燃煤電廠一般是按年利用小時為5500作為技術經濟評價條件的(盡管這樣的條件已經與我國電力發展的情況不相適應)。近幾年全國火電設備年利用小時數持續下降，已降到4165小時，為1964年以來最低，加之煤炭價格持續高漲，使煤電企業虧損加劇。截至2017年4月底，全國合規在建煤電項目165個、1.78億千瓦，未核先建、違規核準、開工手續不全等在建項目3800萬千瓦，合計2.16億千瓦。全國納入規劃及核準在建的煤電項目總規模達3.5億千瓦。如果這些煤電項目在“十三五”期間投產，則到2020年煤電裝機達13億千瓦，大大超過《電力發展“十三五”規劃》11億千瓦以內的目標。屆時煤電機組利用小時數將會進一步大幅降低。當前，根據政府部門要求，“十三五”期間淘汰火電落后產能2000萬千瓦，停緩建1.5億千瓦在建項目，又可能帶來一系列質量、安全問題，投資方及相關方的直接經濟利益受到影響。

二是大量棄風、棄光問題嚴重似乎與煤電機組快速增長脫不了干系。截至2016年底，風電裝機容量14864萬千瓦，占電源總裝機的9.0%;當年新增1930萬千瓦，同比增長14%，約占全球風電新增裝機的43%。太陽能發電裝機容量7742萬千瓦，占電源總裝機的4.7%;當年新增3454萬千瓦，同比增長82%，占全球新增裝機容量的45%。在風電、光伏快速增長的同時，棄風、充光問題持續嚴重。2016年全國棄風電量497億千瓦時，棄風率18%;棄光電量70.4億千瓦時，棄光率約11%。 進一步分析可知，新能源發電消納的區域性、季節性和時段性特征明顯。風電裝機主要集中在“三北”地區。2016年底，西北、東北和華北累計風電裝機容量占全國風電裝機的77%，西北和東北棄風電量占全網的90%;棄光主要發生在西北地區，棄光電量占全網的99%。從棄風、棄光時段來看，約70%的棄風出現在供暖期(10月至次年4月)。主要原因，一是新能源集中地區送出通道規劃建設滯后，如2016年“三北”地區新能源裝機合計1.63億千瓦，但電力外送能力只占新能源裝機的21%，而且還要承擔煤電基地外送任務。同時，規劃協調不夠、新能源開發速度和布局與市場不匹配、新能源建設周期與電網不同步、利益機制不協調、系統靈活性不足、燃煤機組調峰能力普遍不足等原因。可見，不能簡單、籠統地將棄風、棄光與煤電快速增加建立直接因果關系，從而誤導解決問題的方向和延誤解決問題的時機。

三是高碳電源是燃煤電廠的“死穴”。不論中國燃煤電廠現在如何先進、高效和常規污染物排放低甚至是近零排放，但二氧化碳排放高的特點(缺點)是顯而見的。由于新大機組的合理運行年限(不是折舊年限)一般應在30年以上，其碳排放的“鎖定”效應明顯，機組越新、越大對未來二氧化碳排放控制的壓力越大。

利用小時數低的原因非常復雜，首要原因是電力消費增速明顯放緩，但發電裝機容量仍持續快速增長的結果。電力消費從2010年14.8%的兩位數增長，降至2014、2015和2016年的4.1%、1.0%和5%。受2011年“電荒”影響刺激燃煤電廠加快建設、電源項目工期長、企業擴張戰略及投資慣性、2014年左右煤炭價格大幅下降煤電收益好，以及一些地方政府以投資拉動經濟增長等原因影響，同期電源裝機保持較大規模增長，增速分別為8.9%、10.6%和8.2%，其中2015年新增裝機規模創歷史新高，高于用電增速達到9.6個百分點。

其次，自備燃煤電廠發展迅猛。截至2016年底，全國共有燃煤自備電廠1.15億千瓦，近兩年裝機平均增速達15.7%，比統調煤電裝機增速高10個百分點，平均發電利用小時數高18%，加之節能環保水平普遍較低、承擔的輔助服務任務少，擠占了公用電廠的合理市場。

二、煤電產能到底是不是過剩

在煤電利用小時數如此大幅度下降情況下，煤電產能嚴重過剩好像已是定論，但其實在總體上難下這個結論,“不是不明白，世界變化快”。首先，從我國電力發展的歷史看，煤電利用小時數在5500小時的情況下，電力供需矛盾以短缺為主，主要是在電力結構中火電裝機容量長期占比在75%左右，煤電占火電的比重長期在90%以上，由于缺乏像燃機那樣靈活的調峰電源，使煤電機組總體利用小時不高。從供給側看，由于可再生能源發電比重提高后，雖然煤電裝機比重下降，但增加的可再生能源發電裝機使電力系統需要更多的靈活調峰電源，一定程度上煤電調峰任務加重;從需求側看，工業用電比重下降，負荷波動性加大，同樣加重了煤電調峰任務。供給與需求側雙重調峰任務加重和電力供需矛盾由短缺向富余轉化，三重因素使煤電利用小時數加快下降。

其次，不論市場經濟模式下還是計劃經濟模式下，電力、電量在“數量”上的短缺和過剩，在不同時空范圍會不同程度存在，主要是通過拉闡限電、電力設備超過或者低于電力設備的運行率來表現。其原因，一是電力需求方是“主”，電力供給方是“從”，需求具有即時性、隨機性、波動性，雖然電力供給在電網安全和經濟約束下具有一定的彈性(備用)，但超過這個彈性則需要一個電源和電網的建設周期。二是經濟周期性和經濟結構的變動是客觀存在的，受其影響電力需求也具有周期性，但二者周期性往往有相位差。三是受重大自然災害、重大社會事件、電力自身結構調整以及電力系統自身問題影響。四是從能源替代彈性看，由于在一定條件下，電能生產中的一次能源具有可替代性，在終端能源消費中電能與其他能源也有一定的互相替代性。能源替代彈性較大的特點，受價格機制的影響可以使過剩或短缺在能源間傳遞或者轉移，使確定煤電是否過剩更加復雜。

再次，除了“數量”上表現出電力的短缺或過剩之外，還表現在“價值”判斷上。對于投資主體來說，經濟效益是主要價值導向;對電力行業來講，電網的安全、清潔、經濟運行是主要價值導向;對全社會來講，能源安全和全社會的總體利益包括煤炭行業及各行各業的利益最大化是價值導向。從投資收益好(壞)來判斷短缺(過剩)，關鍵看電的商品屬性是充分體現，在市場經濟條件下，供需與價格密切相關，“數量”與“價值”判斷密切相關，二者具有較好的一致性。但在計劃經濟模式下，由于價格是政府定價且存在交叉補貼和政府對某種能源發展的行政支配等問題，二者并不一定相關。如電力需求處于“電荒”狀態的2011年，火電設備利用率較高(5305小時)，但火電企業虧損面為43.16%;而2015年煤電發電量寬松時，火電設備利用率下降了500多小時，但火電企業虧損面減少為19.82%，煤電企業效益反而更好。在2014年左右，電力相對富裕時期，煤電行業的贏利卻較多;而近兩年在煤炭產能過剩情況下，煤炭價格卻持續增高，煤電企業虧損加劇。從具體省的情況來看，2005年，海南省煤電設備利用率為66%，用電整體上是偏緊;山西省煤電設備利用率46.8%，煤電裝機比例高達85%，呈現出較高的電力過剩狀態;而云南省煤電利用率只有19%，煤電裝機容量比重只有18.5%，火電發電量比重10.4%，但是從電網穩定安全角度看，很難評斷其火電機組是嚴重過剩的。從煤電企業的角度看，現代燃煤機組從技術條件上設備年利用率可以達到80%(7000小時)甚至更多;從可再生能源發電企業來說，最好不要棄掉一滴水、一絲風、一縷陽光所發的電量，但是都不能以此作為評判煤電是否過剩的尺度。從電力行業來看，由于電網內電能發、供、用同時完成的特點和發電設備必須滿足電網安全的特點，在不同電源結構電網中，發電設備的功能是不同的，設備的平均利用率相差很大。再從全社會來看，由于電力對經濟、社會發展的重要性以及能源間的可替代性，評價設備利用率的合理區間更為復雜。

因此，對于電力或者煤電是否過剩或短缺的判斷是一個復雜問題，既是超越了電力系統本身的系統性、全局性問題，也是針對具體電力系統并因地、因時而論的問題。正因為如此，2017年《政府工作報告》明確提出：“……以防范化解煤電產能過剩風險……要求”。對煤炭產能過剩問題給予了權威定論。進一步，2017年4月，國家能源局在《關于發布2020年煤電規劃建設風險預警的通知》中，將煤電規劃建設風險預警的指標體系分為“煤電建設經濟性預警指標”“煤電裝機充裕度預警指標”“資源約束指標”。預警結果由高到低分為“紅色、橙色、綠色”三個等級。對風險預警結果為紅色和橙色的省份，要暫緩核準、暫緩新開工建設自用煤電項目，并在國家指導下，合理安排在建煤電項目的建設投產時序。從文件附件中提出的預警結果看，除了西藏本身就沒也不可能再發展煤電外，只有海南、湖南兩省是綠色區，河南、湖北、江西、安徽四省為橙色區，其余為紅色區。從而從行政措施上限制煤電產能繼續擴張。筆者認為，政府部門對“防范化解煤電產能過剩風險”所采取的措施是合適的。國家及政府部門對煤電產能過剩問題的認定及采取的措施，是在“五大發展理念”指導下統籌考慮的結果，即考慮了經濟和社會未來發展對電力發展的需求，考慮了煤電在電力系統中的作用和在能源轉型中的作用，考慮了能源資源的空間配置方式，考慮了中央和地方的關系，考慮了煤電企業以及相關產業鏈的利益，更是考慮了促進可再生能源發展的需求。

但是，企業和有關專家仍持各自看法、建議。綜合起來有四種情況，一是認為電力產能整體過剩了，不僅是煤電也包括可再生能源發電;二是認為煤電是絕對過剩，可再生能源發電是相對過剩。三是認為煤電嚴重過剩，擠占可再生能源發展空間，可再生能源發電仍然欠缺，需要大力發展;四是認為電力產能是相對過剩，是系統性問題，需要通過供給側和需求側共同發力來解決，在共贏原則下以系統性措施解決相對過剩問題。顯然，這四種情況都是可以在中國找到數據支撐和例子證明，所提建議也可以解決一些具體問題，但關鍵是我們如何建立長效機制，更加提前化解產能過程問題。