煤电规划调控政策还需“系统性升级”

4月21日国家能源局召开电视电话会议紧急部署调控政策，此后连发四文督战煤电“大刹车”。主管部门应对本轮煤电投资狂潮的调控力度此时可谓达到了顶点。短短数月，从“隔空喊话”到“掷地有声”，主管部门的行政效能不可谓不高。

但观察实际数据，时局依然扑朔迷离。一季度尽管地方政府“火速核准”的势头已有所遏制，然新增煤电规模却创近年同期新高。因此，煤电调控政策的实际效果还有待进一步察证。更深层次的问题有，应为“十三五”煤电制订多高的规划目标？煤电量化的调控目标如何设定？需设计怎样的调控政策稳步推进煤电由“电量型”电源向“电力型”电源转变？

“十三五”期间到底需要多高的煤电规划目标？从近期来公开征求意见所透露出的政策信号来看，水电、核电、风电、太阳能都已有了明确目标，独未见披露煤电目标。仅此一点，已充分说明了争议之所在。

煤电规划定目标难，原因有三：一是思维惯性。煤电一直是主力电源，对保障我国电力供应功不可没。怎么经济新常态就不需要增加煤电了？二是旧能源安全观。我国电力需求增长空间依然巨大，离开煤电怎么能保障电力安全？可再生并网能离开煤电？三是科学的目标值难确定。低目标值虽科学却不具有可操作性，因为在部分分析人士看来，2016年、甚至2015年的装机规模可能已经突破了整个“十三五”的规划目标，那这个目标有何意义？另一方面，过高的目标值则会为社会所诟病，甚至会助推过热势头。因此，政策层面陷入两难境地，无法在分歧中找到最大交集。

其实，无论是从满足需求增长、满足负荷增长、保障系统灵活性和避免煤电全行业亏损等角度，9.2亿千瓦左右的规划目标都是合理且可行的。从满足需求增长来看，这一目标加上其它电源增长，完全可保障4%的年电力需求增长。这一增速作为“十三五”的电力需求增长上限，实难突破。从满足最大负荷增长来看，充分考虑三产居民比例提高导致负荷率降低的因素，若电力需求维持2015、2016年的低增长，即便是煤电机组维持2014年水平，其它机组按规划目标增长，2020年全国备用率仍高达30%，显著高于合理水平的15%。即便需求增长达到4%，其它电源按规划增长也足以保障15%的系统备用率。

从保障灵活性角度看新更无新建煤电的必要。近期来看，吉林、内蒙这样的省份，如果继续大上煤电，会进一步推高煤电机组最小出力水平，增加风电消纳难度；甘肃、新疆这些省区的重点也不是上煤电，而是在充分挖掘本地消纳空间的前提下解决跨区消纳难题。从中长期看，保障可再生能源大规模并网的系统灵活性，需要从电源、负荷、电网、系统运行与电力市场的整体角度综合优化，单纯从电源侧无法得到最优灵活性资源组合。即便是从电源侧角度分析，电力系统所需要的也是满足快速启停机和快速爬坡约束的最优灵活性电源组合，煤电因启停机时间长、快速调整能力差而并非最优选项。当然，可再生电源比重达到一定水平后，必须要考虑保留必要的常规电源作为备用和应急电源。因此，煤电过剩是否意味着简单关停也需系统分析，不宜简单化。

从经济性角度看，遏制煤电盲目扩张势在必行。中电联已对2016年煤电亏损发出预警；国家能源局的首份煤电预警也发出了明确的信号。我们在近期一份报告中，也选择了目前经济性较好典型省份进行了研究。定量评价表明，在需求增长放缓、电源建设严重过剩、市场改革深化的外部环境下，煤电很快将面临全行业亏损的境地。而继续大上煤电，就是把煤电推向长期亏损“泥沼”的“致命一击”。因此，煤电调控政策必须有预见性，坚决杜绝煤炭、钢铁等行业的严重产能过剩问题再次出现。

2015年底全国全口径煤电装机8.8亿千瓦。另据统计，截止2016年1月，在建煤电项目1.9亿千瓦；另有约6200万千瓦煤电项目通过审批，但尚未开工建设。按照平均三年建设期算，即便是现有调控政策执行到位，部分不合格项目被取消，部分项目延后建成，2016-2018年每年新增5000万千瓦煤电已然是定局。这样，2018年煤电总规模将达到至少10.3亿千瓦。2020年的总装机规模达到多高，很大程度上取决于这两年的调控效果，以及后续是否会出台更严厉的调控政策。稍有不慎，达到甚至超过11亿千瓦的局面也可能会出现。

制订科学、可行的煤电调控目标是一个系统复杂的问题，要综合宏观经济与电力行业、跨区资源配置与地方经济发展、可再生能源替代与煤电定位调整的必要过程等多方因素。

综合考虑电力需求增长的不确定性、满足最大负荷增长和保障电力系统灵活性（特别是备用和辅助服务）等多重因素，建议把“十三五”期间的煤电调控目标确定在10亿千瓦。具体路径是：对2018年底达到的10.3亿煤电机组，实行“淘汰3000万、封存4000万、改造4000万”。封存的4000万濒临退役低效煤电机组不再核准年度发电计划，也不允许其参与直购电交易，只作为备用进入辅助服务市场；改造的4000万主力煤电机组以提供系统深度调峰服务为主，作为尖峰和辅助服务机组参与电力市场。这样，2018年底主体煤电机组依然以电量型为主（9.2亿千瓦），可保证较为合理的利用小时和经济性；部分低效机组和灵活性改造机组（8000万千瓦）向电力型机组转变。但这一路径的实现，必须要以“十三五”期间不再新核准、2018年后不再有新建机组投运为前提条件。

有了目标和路径，调控政策的升级思路就很清晰了。具体建议如下：

第一、制订定量化、可分解、可评价的煤电调控目标。建议主管部门在科学规划、系统评估的基础上，制订出定量化的煤电调控目标。以2020年9.2亿千瓦煤电装机为规划目标，淘汰3000万千瓦落后机组，封存备用4000万千瓦单机20万千瓦及以下机组，在30-60万千瓦机组中完成4000万千瓦存量机组的深度调峰改造。这样，2020年电量型机组规模控制在9.2亿千瓦内，其利用小时数保持在4500小时左右，总体具有较好的经济性；电力型机组规模在8000万千瓦左右，承担备用和系统灵活性服务，保障可再生能源并网。

第二、升级执行“三个一批”煤电调控政策。取消全部不具备核准条件的煤电项目；三年过剩省份2018年前煤电项目全部缓建，五年过剩省份2020年前煤电项目全部缓建；2015年后新核准未建项目全部取消；“十三五”期间全部冻结核准新建煤电项目，资源不足地区的电力供应能力应通过强化跨省区资源配置来保障。将热电项目纳入国家总体建设规划，严格执行“以热定电”，严控“一哄而上”新建或改造抽凝式热电机组。

第三、结合电力体制改革探索与构建电力型煤电机组的商业模式。根据封存/备用机组、灵活性改造机组的资本回收情况、年运行固定费用、备用与调峰成本等因素设计电力型煤电机组的商业模式，据此进行电力市场规则设计。选择典型省份开展两部制电价、辅助服务市场等综合改革试点，为煤电逐步从电量型机组向电力型机组转变设计适用的市场机制。

第四、稳妥推进电源投资机制由“计划”向“市场”模式转变。电力市场化改革的终极目标，是建立由市场价格信号引导投资的电源投资新机制。价格扭曲、投资信号传递机制不顺畅是煤电过剩的原因之一。但市场化是一个非常复杂的过程，不可能一蹴而就。在长期行政主导的管理体制下，当前我国电力市场化基础条件较差，如立法滞后、地区隔离、行政干预、缺乏细则性市场规则、市场力量博弈等问题阻碍了市场机制有效配置资源。这样的条件下若贸然全盘市场化，实际效果可能事与愿违。建议择机推出公开招投标方式选择投资主体，并与有效竞争市场条件的培育相统筹。过渡阶段的核心任务是培育/创造市场化的基础条件，在市场机制商不能充分发挥作用的时候，使用更优化的基于成本效益分析的命令控制型手段，通过更合理地划定成本效益的边界，并以此作为决策的基础，逐步酝酿更成熟市场化改革的条件，最终迈向市场化。