为何煤电产能干预难有成效？

　　2013年，能源领域开始实施电力、煤炭项目审批权（火电单机60万千瓦以下、煤炭新增产能120万吨/年以下项目核准权限）交由省级地方政府负责的政策措施。

　　彼时，煤电行业正在经历煤炭价格大幅快速下跌，幅度超过30%，如果以2012年初的动力煤顶峰800元/吨算，则跌幅超过50%。同期电价却跌幅有限，市场化中长期电力交易占比还很低（只有不到5%，目前不到20%）。

　　在此之前，部分地方长期规划，但未通过中央审批的煤电项目（主要为2005—2013年期间的项目，当时为应对严重的电力短缺，审批是积极的，不构成限制），以及一些新的煤电项目，基于良好的项目投资回收预期，迅速在省级政府的“绿灯”许可下进入了“前期工作——预可研——可研——开工”的项目建设阶段。

　　那么，这一巨量的煤电装机增长是否会成为现实？能源主管部门是否应该，或者是否具有足够的意愿以及能力来改变煤电发展的轨迹？是否已有一些政策变化，使这个问题的性质发生了改变？

　　据笔者统计，截至2016年底，各省合计上述类型的项目总容量可能超过2亿千瓦，这些项目处于开工前准备、开工与建设的不同阶段，2017年在建超过1.5亿千瓦。如果加上一些还处在意向阶段的项目（或已有资金投入），可能还有更多。当然，必须指出的是，因为统计所依据的公开资料极其分散，而电厂的数量又很庞大，实时准确掌握上述项目进展情况难度很大。

　　因此官方层面实时开展相关信息的收集整理，特别是实时公示完整的电厂清单是非常必要的：一方面，可帮助公众、电厂同行理解问题的量级以及对自身的可能影响；另一方面，也可暴露出一些 “凑数”、“注水”的项目（没有任何实质启动，算作“关停”、“取消”类项目）。

　　那么，如果巨量的煤电增长成为现实，在短期操作层面，在没有电力体制改革的情况下，有限的市场“蛋糕”面对更多的机组供给，部分行政保证“特权机组”的利用小时数会对其他机组造成影响。此外，电厂排放会恶化成本没有充分内部化的本地污染与气候变化问题，而无论“新建机组”还是“已运行机组”，上述风险一直存在。

　　其对于全社会的长期负面影响，主要体现在进一步扭曲基于“最优电源结构” 标准的合理发电结构，在未来可能的政策变化（比如日渐趋严的气候政策）背景下，将成为“搁置资产”，进而影响政策的执行有效性。但无论如何，这些风险都无关乎所谓的“装机浪费”风险。“要允许投资自由”，装机浪费的损失是分散到投资者的，电力用户会从更激烈的市场竞争中获利。　　

　　目前，政府也就“控制总量”做了进一步安排，但也可能会产生其他风险，包括：

　　第一，要实现《电力发展“十三五”规划》明确的2020年11亿千瓦的煤电装机目标，如何避免产生随着政策、经济、社会环境的变化而可能出现的目标约束过松问题。当政策发生变化，而继续将僵化的规划作为目标的话，将有可能会导致更多煤电项目上马，出现类似2012年初政府敦促煤电企业开工的情况。

　　第二，煤电行业的公共政策目标显然不只是“系统不过剩“一个标准。除了“结构优化”与“效率提升”指标，还需要特别加上“灵活性”指标。事实上，煤电总量的限制政策，一直沿袭“水多了加面、面多了加水”的思维方式，无法照顾上述其中任何一个目标。　　

　　理论上，不考虑未来存在的不确定性，以最大负荷计，以总供给能力与需求之间的差别定义的“冗余”，仍旧意味着巨大的浪费。当最大负荷一年仅出现几十乃至几百小时时，为什么需要额外的机组去满足这种非常有限时段的需求？事实上，发达国家，即使是管制的电力系统，也是用“平均负荷水平”来衡量系统的充足性与冗余程度，以及开展一些信息共享类的分析与共享。系统出现冗余，是需要有后果的（比如电价大幅跌落），没有后果的冗余不能称其为“冗余”，也无法提供解决冗余的有效方案。这就需要控制程度及其评判的价值标准更加清晰，也需要充分的信息公开。　　

　　需要注意的是，2016年7月，国家发改委、国家能源局下发了《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》，提出对2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。这一规定极大地弱化了电厂的确定性收益预期（价格与市场），增加了新电厂未来充分回收固定资本投资的风险。

　　如果这一规定得到切实执行，并明确“优先购电”范围（越来越多的电量通过中长期市场双边谈判，或者现货统一出清定价），那么逻辑上讲，不需要政府限制，就可能有一些先期投入不大、或者具有其他停工可能性的项目会选择主动“止损”。如目前的火电央企都在开始放弃不少前期项目，甚至包括一些在建项目。　　

　　现实中往往存在很多问题。从以上的分析看，目前在建机组过多引发的新增风险已经基本消除，但政府层面的总量控制却可能引发其他风险，特别是可能会导致更多煤电装机与其他政策目标（煤炭内部结构优化、效率提升）失败。这属于典型的“应对成本”高于“应对收益”的问题。中央政府层面名义上的“总量控制”政策应该适时予以取消，以明确改变“稀缺”控制预期。

　　从历史经验看，煤电项目建设与发电小时数的周期性波动是非常剧烈、频繁的，主管部门的控制往往是一种不相干因素。政策的管制意愿是否存在，能力是否足够，需要反思。（张树伟系卓尔德环境研究(北京)中心(DERC)首席能源经济师；谢茜系中国21世纪议程管理中心副研究员）