周大地周大地:能源投资也要“去扛杆”

周大地周大地:能源投资也要“去扛杆”

前言:南度度专访了中国能源研究会常务副理事长周大地,他表示,盲目的能源投资是一种新的杠杆,拉不动GDP,当务之急是采取断然措施停建缓建这些火电项目。记者:近两年,我国的电力需求和能源消费增速呈迅速下降趋势,据《2015年国

前言:南度度专访了中国能源研究会常务副理事长周大地,他表示,盲目的能源投资是一种新的杠杆,拉不动GDP,当务之急是采取断然措施停建缓建这些火电项目。

记者:近两年,我国的电力需求和能源消费增速呈迅速下降趋势,据《2015年国民经济和社会发展统计公报》显示,2015年能源消费总量仅同比增长0.9%,用电增速更是创1974年以来年度新低,“十三五”期间未来极有可能出现负增长,就这个趋势来看,目前我国的能源电力消费是否已达峰值?

周大地:确切来说,我们目前的能源消费总量及发电用电总量并没有下降,是增速在下降,而且这个下降趋势是非常明显的。从过去电力增速最快时达到15%、能源消费增速曾有十年接近8%,到现在落到1%以内,我想这不是一个临时性的波动,它确实反映了我国产业结构的巨大变化:过去那种依靠扩张型、高投资拉动以及基础原材料产业和建设工程规模的不断扩大,来拉高经济、面向外需的增长方式已经到了顶点。这不是说今后我们的高速公路、高铁、城市建筑就会停止建设,而是说规模不会继续扩大了,这是一种趋势性的、结构性的变化。

基于这些变化我们再谈GDP增速,其实谈的是增量部分,而不是原有规模的存量部分,当前我国GDP增速放缓,是由于经济增长内容发生重大变化而造成的,这就使得我们必然不能回到过去那种通过铺摊子就可以拉高GDP的状态,今后的能源需求及电力消费也必然不会回到8、9%甚至以上这种增长速度。现在普遍认为,“十三五”及以后,我国的能源增速会维持在一个比较低的水平,低到什么程度呢?各方面看法不一样,有人认为年增3%,也有人认为年增1-2%甚至更低,我个人认为,至少在“十三五”期间,能源增速会明显低于3%。这个趋势判断,是基于对大量的终端用能及行业部门的发展情况进行分析后作出的,特别像钢铁、水泥、基础化工这些带头消费的大行业,现在已经不是简单压产量的问题,他们的市场已经达到饱和,能源电力消费不但不会有大的增加,还有很大可能下降,在这些大行业的影响下,我国“十三五”期间的电力需求和能源需求,均会呈现为一个十分缓慢的增加趋势。

发达国家在能源消费方面的举措不一定最合理

记者:那么除开工业领域,在人均电力消费这块,也有很多人认为,相对于欧美日发达国家来说,我们的人均用电量水平并不高,还有很大的增长空间。

周大地:发达国家的人均用电量也分为两档,一类是欧洲的一些国家,人均用电量大约在6000-8000千瓦时,一类是美国、加拿大等国家,可能达到13000、14000千瓦时,而他们的GDP是差不多的,这就说明采取不同的消费和生产方式还是可以有不同能源强度的,不是GDP高人均用电量就一定高,这也是为什么说中国的电力消费还有一定增长空间的原因。

另一方面,我们也看到,欧盟现在已经开始要求自己的人均电力消费有所降低,目的就是要加强节能,降低能源消费。也就是说,欧盟目前状况下6000-8000千瓦时的人均用电量并不是必须的,只是受到过去工业技术、电力转换技术等的限制而已,而现在不论是家用电器、照明设备还是电动机等等用电设备的效率已经比过去高得多了,技术还在不断更新。正由于有了技术进步,我们要达到发达国家同等消费服务水平,不一定需要同样的能源供应条件,我们完全可以用更少的能源、用比发达国家更低的电力消费来实现。

二三十年前,中国的照明水平是相当低的,以白炽灯为主,如今我们更新到了LED灯,同样的照明状态可以节能80%以上;二十年前,空调的能效系数也非常低,而现在我们使用的空调COP(能效比)普遍都有4、5,甚至达到8、9,反观国外的很多空调设备,由于起用得早、设备普遍老旧,光是效率就差了三四倍。所以,我们不要再重复发达国家已经走过的低效设备路线了,同时也要看到他们在能源消费方面的举措不一定是最合理的,不用全部照搬,要不要节能和我们的选择很有关系。比如城市照明,需不需要白天晚上都那么亮,该黑的时候最好能黑下来,一个社会是选择技术进步、科技创新,还是选择重复落后、铺张浪费、以能源消耗得多作为一种财富的表现,导致的结果是截然不同的。

总结下来有两点,首先,我们要争取一种更合理的生活方式,达到更高效的技术水平;其次,我们要争取用比发达国家更少的能源来实现类似的服务水平。这些事情都是我们可以做到的。

盲目的能源投资是一种新的杠杆

记者:说回这个产能过剩的问题,不只是钢铁、水泥、化工行业,火电行业同样存在产能过剩,据中电联发布的2016年一季度电力工业运行简况显示,今年1-3月份,火电新增装机规模1746万千瓦,比上年同期还多投了752万千瓦,装机还在提速,但刚才您也说需求增速是在下降的,我们该如何看待这一逆势装机的剪刀差?

周大地:发电行业其实很不愿意承认自己出现了普遍的产能过剩,但实际上中国的火电,或者说以火电为基础的发电装机容量过剩,已经不是今天刚发生的事情,设备利用小时数大幅度下降已经有两三年甚至更长的时间了。那么发电多少算是合理的呢?电厂发电时间正常是按年均5500小时设计的,而且从技术上讲,利用小时数达到7000小时甚至更多也是可以做到的。当然,电力负荷不会那么高,有峰值有低谷,但是火电利用小时只有4300小时,甚至今年有可能不到4000小时,这无论如何都是不正常的现象。

那么火电为什么还在高速增长呢?一是过去的能源预测本身存在失误,当时有人认为“十三五”期间电力消费无论如何也有5-6%的增长速度,火电装机容量还应该上到13亿左右;二是在电力审批权下放后,很多地方政府也缺乏全局观,为了自己发电拉投资、制造GDP,批了一堆火电项目,这就形成了东部、西部、中部都在盖火电厂的尴尬局面,出现了两三亿甚至更多的在建项目。所以说地方的局部投资根本不会管能源总体需求如何,一旦项目上去就想赶紧把电厂盖出来以免被下马,这就跟股民的心态一样,谁都不想提前撤出来。

另一方面,这也说明了我们在对电力市场的认识、电力管理能力以及管理机制等方面,都还存在很大欠缺。过去的电力分配和上网分配体制一定程度上造成了这种谁不上项目谁倒霉的局面——有了新电厂地方政府至少可以再分一块蛋糕,虽然大家每个人都吃不饱但至少还有个口粮——这说白了就是投资无效,是一种新的杠杆。

当然,国家能源局、国家发改委现在也开始对此有所认识,但电力建设的惯性还是很大,无论是刚批的项目还是建了一半的项目,谁都舍不得先停下来。所以现在我们眼睁睁地看着电力过剩,但建设还在加速,这是一个非常矛盾又很遗憾的状态。我们错误地以为电力行业可以实现自由竞争,但事实情况是,世界上没有一个国家是通过自由竞争来实现电力发展的。中国在这一块从理论到实践,还在进行着一场痛苦的探索,我们一方面鼓励非化石能源的发展,另一方面化石能源又不愿退出历史舞台,于是就造成了这种投资的盲目、规划的失效、管理的混乱,事实会给我们一个非常深刻的教训。

应采取断然措施停建缓建火电项目

记者:在这个局面下,我们该怎么办?现在从中央到地方都在讨论供给侧改革,从能源供给侧的角度,如何才能实现去库存、去杠杆,解决产能过剩?

周大地:我觉得现在应该采取断然措施,如果还只停留在嘴皮子上说说“不要新上了”,“大家要注意了”,这个不能解决问题,特别是对于目前正在盖的一批项目而言。微观上看,一个项目上了一半你让它停下来会很伤人,但从宏观上讲,继续投入是无效的,即使盖出来也不产生任何新的增加值,系统效率还会降下来。

举个例子,一批项目现在投资了一半,已经花了一千亿了,你还得再花一千亿才能把他们盖出来,但如果花两千亿盖出来的东西都是没有市场需求的,那么实际上,这是把我们现有电厂盈利能力也一块拉下来了,新投入的一千亿就是负效益投资。所以,从国家的角度来讲,我们应该坚决把在建的火电项目停建缓建,已经快建成的也可以不允许其上网,以后如果有需要再考虑。当然,在具体项目实施时,财务问题的处理可能确实存在困难,但大量多余电厂盖出来,无非是把别人的饭拿过来吃一口,从宏观上、经济上来讲一点好处没有,我们为什么要去做呢?

这个问题需要统一决策,应当由国务院、国家能源局、地方政府以及银行系统作为供给侧结构性调整的重大内容来处理,停建缓建这些火电项目,如果不这么做,清洁能源发电将在整个电力建设里头受到很大挤压,随之带来弃风弃水弃光等问题,清洁能源将无路可走,更无法在电力市场中占据一席之地。这就好比人口多但手里就两个馒头,怎么分?这不是火电自己的事,它已经对整个电力结构调整都产生了负面影响,必须把盲目的建设停下来。

电力市场自由竞争的结果就是“打混仗”

记者:所以您更偏向于用一种行政性的手段来解决问题?

周大地:因为我们的第一步就走错了。国际上来讲,即使是搞市场经济的国家比如美国,在上电力项目的时候都会做严格的审核,相当讲求其必要性。我们呢,首先在电力预测上就是稀里糊涂的,很多时候都在用远期预测来指导现期行为。现在盖起一家电厂只需要一年多时间,是否有需求看今明两年就行了,远期如果出现电力短缺也来得及建,更何况现阶段还有这么大的富余量,十年以后的事为什么现在着急做呢?这难道不是巨大的经济浪费?

当前,电力技术还在不断进步,就拿火电厂来说,如果手头上的在建项目晚个五年十年,很可能盖的就是下一代电厂了,现在上海外高桥三厂提出,它的示范项目要将煤耗降至251克/度(国家示范性项目——“251”工程),比较下来,目前那些在建电厂比251克标准落后了20%左右,提前盖一点好处没有。

我们总认为市场经济就是自由竞争,但这么竞争下来的社会成本是难以想象的。那些早已经盖出来的电厂,几十亿上百亿的投资都放在那儿了,你却让他关门?我们知道新建电厂都有财务成本问题,需要还贷,而已经还过贷的老电厂要跟你玩成本竞争只是一个煤炭价格问题,这么下去新电厂肯定就完蛋了。所以这就演变成了流动成本的竞争,而不是全成本的竞争,就有可能会出现劣币驱逐良币的现象。这种情况并不是说采用一种市场竞争的方式就能解决的,因为我们没有停止盲目建设,不断还有新的不该进入市场的部分继续进入,秩序还是混乱的,这么竞争下来的结果就是“打混仗”。中央企业、地方企业、各发电公司之间盘根错节的利益关系,使得各方都不可能以真实成本来进行竞争,电力市场也做不到像自由市场一样东西随便挑,所以这种“反正‘打混仗’竞争总有人死”的态度也不现实。

对于中国来讲,本身火电厂的大量上马就不是市场行为,你突然又要用市场机制来惩治这些非市场行为,这很麻烦也很矛盾。我们放眼世界各国发展电力的经历,根本不存在自由上市、随便上电厂的模式,我们自己创造出了这个模式,现在就要防止更大损失,如果认为我们这样才叫市场经济,那我觉得就是拿国家拿人民拿社会财富在开玩笑呢。

地方政府对于电厂的困难负有责任

记者:对于那些火电厂来说,停建缓建会不会对他们太残忍?曾有发电企业代表向我吐槽过电厂的实际和难处,说他们在地方经济和社会民生就业等领域也是发挥着相当作用的,您对此有什么看法?我们该如何进行合理的能源结构调整?

周大地:电厂的就业人数是相对比较少的,投资大几十亿最后养活一二百人,其实是一个资金非常密集的产业,他所谓的为地方解决就业问题并不实际。当然,政府对于电厂的困难也是有责任的,很多地方非逼着能源企业去支持煤电等能源大项目投资,把GDP搞上去,由此造成的恶劣后果我们不能让企业独自承担,这是过去的发展理念不协调、不创新、不绿色的集中体现。不能说现在要解决这个问题了,大家一股脑都逃了,放给市场了,这显然是不对的,解铃还须系铃人。所以我们现在要解决的第一个问题就是停建缓建,然后再谈已经建好的怎么办,电力市场的蛋糕怎么分。现在连停建缓建的第一步都没迈出去,还在一个劲儿往上加项目,矛盾的处理不就更困难了,何况电力市场本来就打成一锅粥了,为什么还要在上面加分母呢?

接下来就是怎么“分蛋糕”的问题。风能、水能、太阳能发电厂不管你用或不用,他们都在那里,基本是零成本的,而火电再怎么便宜也是要烧煤的,这头零成本的放着不能发,反而把空间留给有成本的火电去解决财务问题,从系统上看肯定是多花钱了。系统成本最低的状态是把资源更好地利用起来,让风光水电充分发电,至于如何让系统最小成本所得到的利益在现有条件下得到再分配,这个执行方法我觉得是可以再讨论的,需要各地根据自身情况进行设计,比如现在有电厂相互让渡发电权。

总的来说,能源结构调整是需要通过具体的政策措施、价格体系和项目管理来实现的,当下出现的问题很多都来自于政策不配套、规划不落实,说起抽象概念时没人反对,到了具体问题就这也做不到那也干不成。“全国一盘棋”需要从中央到地方的系统协调,中央的精神已经很明确了,能源革命也讲得很详细了,现在到了具体落实“怎么干”的阶段,如果一到这个时候就没人负责,甩给市场了,那事情就没法办了。

即便做到了清洁利用,煤炭终究是不清洁的能源

记者:现在有些改良派把煤电的未来寄望于超低排放和清洁利用,您是怎么看的?

周大地:这当然比过去不超低排放要好。煤炭行业无论如何还得生存,即使煤电不再上新的,已经存在的也有8亿多千瓦,仍然是当前和今后一段时间的发电主力,用好这部分煤炭、让它变得更清洁是非常有必要的。目前中国大气雾霾、土地污染、水污染的治理工作依然任重道远,要把PM2.5治理到WHO(世界卫生组织)推荐的10微克以下更是个遥不可及的目标,所以煤炭无论如何都得清洁化。

我们同时也要认识到,这种超低排放状态不代表煤炭就是最清洁的了,它只是相对于煤炭过去的肮脏形态而言,排放强度虽然下来了,但排放总量仍然是几百万吨,而且这种清洁利用并没有解决低碳问题,碳排放以后依然会带来巨大成本,跟光伏、水电、风能比较起来,煤炭究其本质还是不够清洁的能源,所以不能说做到了清洁利用就任其发展了,这是相对而言的。

记者:目前通过超低排放技术实现煤炭清洁利用的主要是大型电厂,那散煤和小锅炉带来的污染问题该如何解决?

周大地:一说治理,最集中且最容易开展的当然是大型煤电厂,所以捡大头先治理的做法是正确的,反过来说,不是说治了电厂就可以不治中小锅炉和散煤了,怎么治呢,绝大多数都需要燃料替代,我觉得主要是靠天然气。现在也有很多人在讨论电能替代,个人认为不能因为电力过剩就主推电能,我们目前的电力结构毕竟是以煤电为主,电能替代涉及一次能源转化,这就要综合考虑发电成本以及整个系统效率的合理化问题。就拿采暖来说,无论是烧煤还是烧天然气,它的能效都可以达到80%以上,但如果用电能替代,发电的平均效率也就40%不到;再比如工业锅炉窑炉,目前再差的小锅炉也有60%以上的效率,但如果用电能替代,到终端用户这头也就30%多,整体效率差了一倍以上。

不改革的配额制相当于给可再生能源发展加了个盖子

记者:今年3月,我国的可再生能源配额制终于尘埃落定,您认为这个指导意见能否从源头上理顺可再生能源与其他能源类型的发展关系?

周大地:国际上也有产生可再生能源配额制的地方,比如美国加州等,这个制度在现阶段确实可以起到一定作用,从供给方角度要求可再生能源必须在发电中占有一定比例,这样我们就不用再讨论弃风弃光弃水的问题了,可以说是一种强制性做法。可再生能源配额制当然可以作为一种推动能源结构调整的政策措施之一,但仅靠这一政策并不能彻底解决可再生能源的发展问题,我们现在虽然有可再生能源发展基金,大家的电费里有1.9分钱是为了支持其发展多付的,但这种做法太机械了,我们每年到底该发出多少可再生能源,补贴基金够不够,金额怎么分配,太复杂了!举个例子,如果配额制规定可再生能源占比3%,但当前电力增长只有1%,那么可再生能源部分基本上也没什么增长,所以配额制可能就需要根据现状不断进行调整,今年3%,明年3.8%,后年4.5%……年年都得调,如果没有这个过程,就等于变相给可再生能源发展加了个盖子,因为没有电力消费增长就没有新的配额产生。

所以这个机制需要改革,我倒觉得可以先让可再生能源充分上网,再把上网后的成本灵活传递给用户,从终端需求出发去鼓励用户负担可再生能源目前相对较高的成本价格,用户这边也要充分考虑到,为了更干净的空气、更健康的身体,适当多掏点儿钱是很正常的。实际上现在民用电费贵几分钱基本没人知道,我曾经问过很多人电费的问题,大多数都不清楚自己到底交了多少钱,反正是交了,电费价格对他们的生活没有产生太多直接影响,我也说过,计较电费不如少点个菜。对于工业电力消费更是如此,如果一个企业的成本和利润是靠电费控制支撑下去的,那这个企业也不用干了。总的来说,我觉得可再生能源配额制可以作为推动能源结构调整的政策措施之一,但不是全部。

扯GDP后腿的不是低碳发展

记者:我们在支持可再生能源发展、追求低碳和零碳的道路上,也面临着GDP增速的压力,这个问题如何调和?

周大地:GDP和人均收入的增长是需要我们为之长期努力的,这个增长绝不是靠肮脏能源和环境污染来支撑的,经济增长与绿水青山、蓝天白云并不矛盾,而且后者正是我们现阶段发展的重要内容之一。我在前面也提到了,当前我国的经济增长内容和外部条件都有了重大变化,我们不是因为搞了绿色能源和环境保护才使得经济不增长的,即便继续污染环境,经济也不会再像以前那么增长了,所以,我们不能再靠污染环境、无节制地使用自然资源来推动经济,而且,过去欠下的环境账现在还得还。

到了这个阶段,我们必须寻找新的经济推动力,增加产品的生产率和附加值,鼓励知识产权、技术服务、创新品牌、核心装备制造等方面的经济增长,而绿色低碳正是动能之一,它并不妨碍经济增长。放眼世界各国,基本都在进行能源结构调整和污染治理,并没见谁把经济扯下来了,反而促进了技术创新,你看美国的特斯拉,德国的宝马i8,欧洲的近零排放绿色建筑……没有技术创新就只能等着落后,从别人那里买知识产权,给别人打工,钱又被赚走,这是不是太傻了。

淘汰煤炭不是让它“跳楼”,得先“走楼梯”

记者:未来您更看好能源领域的哪块发展空间?

周大地:首先,我们要把节能放在第一位,工业节能、生活用品、城市建设的高效低碳化等领域的发展空间非常大,节能高效的技术永远不会缺少发展空间。其次,从能源角度来讲,可再生能源的发展还方兴未艾,它的生产和利用都是非常重要的发展空间。目前我们的可再生能源比例只有个位数,实在是太低了,以后要达到30%甚至更多,由大量的集中的转向逐渐的分散的,把集中式和分布式可再生能源更好得结合起来。新能源除了风光水电也包括核电,它同样是低碳发展的重要内容,欧盟有将近27%的电量是核电,美国也有19%,我们在核电方面的技术进步还可以继续加强。

当然,我们对未来也不要操之过急,中国目前尚处于能源革命的初级阶段,未来能源格局的形成还需要时间,淘汰煤炭也有一个过程,如果突然把煤炭从40亿吨降到零,就等于让它跳楼自杀,总得先走个楼梯吧。现阶段的结构性调整,先要从以煤炭一家独大的能源格局逐渐过渡到多能多元化,这时煤炭仍起一定作用,其他能源尽量加快发展,清洁能源比例逐渐提高(包括非化石能源和化石能源里面的天然气),这只是第一步。接下来,我们还要进一步降低煤炭比例,提高非化石能源比例,提高煤炭、石油的清洁化水平等等,结构性调整的过程是无穷尽的,这是一个艰巨的过程,却是我们必须去做的。

相关阅读:谁被误导?“风火相争发电小时数”并非单纯的利益之争

2015年后的能源市场供需日益呈现出供应过剩的局面。需求不振使得一些固有问题得以充分的暴露,其中“风电与火电争发电小时数”在2016年更加日益显现,使得大部分地区的“弃风”情况更加严重。第一季度,几个风能丰富地区的弃风率高达50%,而火电利用小时数也在下滑,利用率不足的程度越来越大。

如何打破这种困局,是一个亟需探讨的公共政策问题,需要一个全社会的视角。本文中,笔者首先讨论火电过剩的标准问题,然后阐述为什么将这种“市场份额的争夺”理解为“利益之争”是误导性的视角,说明需要彻底改造“战场指挥官型”的规划范式。更进一步,提供公共政策、特别是定价机制的调整的政策建议。最后,就如何发挥消费者的政策影响力、增强政策的政治可行性提供一些初步讨论。

火电的“过剩”与否和程度需要明确的标准——长期最优结构是选项

在一个竞争性的电力市场如短期竞价市场中,如果相比缺少弹性的需求、供给负荷偏少(比如在一天中的高峰时段),那么市场价格会大幅度的上涨,如果能够运行的全部机组投入工作还无法满足不可中断的需求,那么价格的上涨会夸张到几十倍到百倍的量级(如果没有监管限价);而到了负荷低谷阶段,价格完全可能跌落到接近于零,在可再生能源份额较大的电力市场中(比如德法奥、丹麦电力市场),负电价的出现也已经是司空见惯的事情,每年存在几十,甚至超过100小时。而如果存在行政限价(这种限价出于政治与社会层面的考虑,一般是存在的,比如是平均电价水平的100倍),那么一个只有电量电价(energy-only market)的市场将永远存在长期的系统充足性问题,因为机组基于边际成本的报价,缺乏足够的高价格来回收“沉没”的固定资本。

因此,在起作用的短期市场中,供给的不足或者过剩,其表现充其量是电价的上涨或者下跌而已,没有电力供应是松还是紧的必要。而长期,不过是一个又一个的短期而已,短期的价格上涨,会激励新的机组进入市场逐利,而价格的下跌,则会极大的打击新建机组的热情。这属于市场机制设计如何能够激励长期投资与系统充足性的问题。

这与我国的电力形态具有本质的区别,以至于我们不断在是否会“缺电”与是否会“过剩”的循环中纠结,讨论短期利用率低的现象,并且不加区分的赋予长期的容量含义(过剩了就关机组,缺了就猛上)。

现在,似乎我们又要开始争论这个问题,只不过问题转到了另外一个方面——电力的潜在过剩。火电机组的平均年利用小时数已经在4500小时上下,也就是满负荷率降到了50%左右。我国电力系统中,大用户直购正在推进、尚在长期用电层面,而“电力库”类型的短期市场尚未建立。电力价格很大程度上仍由行政指令制定,其变化由行政命令触发。缺少了价格的角色,如何判断过剩还是不过剩?这显然需要明确的、合理的判断依据与标准。

最优的电源结构是一个可能的长期标准。电力系统的一个基本的特征就是需求一直在波动,存在明显的高峰与低谷,并且不方便大规模储存与运输。这种波动性意味着系统的负荷在随时变化,必然有部分(甚至大部分)机组在较多的时间内处于低于铭牌出力的状态。从持续负荷曲线看,可以根据利用小时数适当离散化,分为基荷、腰荷以及峰荷,体现系统的波动程度。基荷可以有大于7000小时的利用率,适合一些低可变成本的机组(比如水电、核电),而峰荷的利用率通常只有几百小时,一些小的、单位千瓦投资低的机组就有优势了,平摊到利用小时的成本要大大低于一些大容量、资产密集型机组。这种满足峰荷的机组,其能源效率将变得无关紧要。不同机组具有不同的长期平均(边际)发电成本,从最低的水电,到最贵的光伏乃至一些其他的先进技术发电(比如燃料电池),以及不同的可变与固定成本的构成。

从维持系统平衡来看,没有任何一种发电类型可以完美无成本的复制负荷曲线的形状,而可控机组出力的可预测性与可再生能源的随机性也存在较大的区别。没有一种电源是适应100%需求情况的,系统存在一个最优的电源结构。从世界各国的实践来看,也充分说明了这一点——除了挪威、法国等少数例外与一些管制市场以外,所有国家的电源结构都是高度多样化的,不存在绝对占优的电源类型(比如超过50%发电份额)。

回到我国,2015年,煤电在电力系统中仍旧占据超过60%的装机以及70%的发电量,以至于大部分地方的煤炭机组都具有普遍较大的调峰义务,尽管其启停循环的灵活性远比不上气电、由此带来的资产回收期拉长的损失也大于后者。从煤电的技术、投资特性来讲,其在电力系统中的最优份额(基于系统总成本最小的价值标准)将可以预见,不应该超过了60%之多。从这个角度与标准,我国的煤电机组份额过大,存在着明显的“过剩”。这种过剩,是长期存在的过剩,因为它超过了煤电在系统中的“最优份额”,而不在于需求与供给间的不平衡。四川、湖北、云南这些水电极其丰富的地区,其他电源类型通常只有运行半年乃至几个月的机会。这些地区都建设了若干重资产的大型燃煤发电,而不是轻资产的天然气发电,是这种过剩比较集中的表现。

“风火争发电小时数”解读为利益之争是误导——需要全社会视角

如果将“弃风”的原因解释为火电与风电的利益纠缠,“统筹二者的利益”自然是其解决方案。但是这种思路转移了话题,跳过“做蛋糕”的系统最优化问题,直接解读为“分蛋糕”的分配问题(这个当然也重要,但是无疑是第二位的),将追求效率为基本价值目标的经济议题,变成了一个充满妥协意味的政治议题。这是一种比较强的误导,也很难由此得到任何可行的解决方案。

作为已建成的机组,风电还是火电来发,不应该是风火之间的讨价还价,而应该基于全社会效益最大化的标准。风电几乎没有燃料成本,发一度电就节省一度电的煤炭。潜在地,消费者也应该会从这一替代中获得好处,比如更低的电力价格。

我们可以做个思维实验。比如,如果甘肃的问题发生在德国,我们会看到什么呢?这起码会包括:

1.风电的发电比例超过40%(而不是现在的10%),全年8760小时有10%以上的时间出现零与负电价(多用电变得有利可图),其他时间的电价水平也大幅下跌,消费者获利颇多;

2.煤电亏损得一塌糊涂,启停调峰频繁,年利用不超过1500小时,关停严重,释放未来停止建设的信号;

3.个别时刻电价上涨100倍,激励新的发电(比如储能)与先进的用电方式。

必须指出的是,风电的优惠电价是政策手段,跟市场价格下跌在很大程度上是不相干的两个事情。逻辑上,可以二者同时接受,也可以都不接受,或者可以接受任意一个。结构变化带来的剧烈利益调整,不需要也无法“协调”(正当的利益是没法挑战的,也不应该挑战),否则无法解释为何之前屡屡无法协调成功。

如果让火电占据了本不属于自己的更大市场份额,那么从社会的视角来看,每发一度电,就需要额外多消耗一度电的煤,这必然反映在终端的电力成本上。这意味着短期内(这个前提也很重要),全社会的福利与资源损失。这种争夺,对于全社会而言是存在损失的,不应该成为政府仲裁、火电与风电之间的讨价还价,而应该从“全心全意为人民服务”而且是“全体电力用户”,从全社会的视角提出解决方案。进一步降低电力供应过剩、风电丰富地区的电价水平,是一项必须做的工作。这也可以在“显示偏好”上验证,到底煤炭的低谷调峰能力有多大(电价下降到何种程度,煤电就宁愿停机,而不愿意在序列里待着承担电价低于流动成本的损失了)。

需要改造“战场指挥官”型的电力规划范式——成为社会公共品

过去的电力规划,经过很多年的发展,形成了自身的一套方法论,甚至是语言范式与修辞。典型的就是对各种电源发展的抽象形容词界定(比如煤炭要优化、水电要大力、风电要积极、核电要安全)、对地区与能源品种的所谓“定位”(比如能源基地建设),对给定需求的供给方案的安排(比如2020年需求多少是个“盘子”)与控制。落实到具体的工作层面,就是各种能源项目的结构、布局、时序与基础设施保障等。

这种范式很像“战场指挥官”,所以也有“全国一盘棋”、“统筹”、“协调”一说。但是随着能源与电力行业市场机制的逐步建立,这种方式越来越不具备实施的条件,如果以行政强力实施,反而会极大的扭曲市场带来各种隐患,造成全社会福利的损失。

直观的,这种规划如果强调执行力与刚性,是可以解决风电与火电的这种冲突的。但是这种解决的方式无疑是自由量裁式的。对煤电基于“生存”问题的照顾与说辞,并没有考虑全社会利益的最大化。这种生存问题的解决,通过民政部“分蛋糕”的方式更直接,对社会的负面影响理论上也会更小。

现实中的操作性问题往往在于,规划设计的“定位”可能与相关利益群体的激励严重不相容,无法具有这种执行力。没有地区与能源品种甘愿被“定位”为限制发展的,煤炭也不会愿意被“定位”为“落后的能源”,风电也不会甘愿被白白弃掉而损失收益。这也是规划中形容词之所以抽象的原因。

如果没有对规划过程中各种利益集团潜在“利益冲突”(critical competing interest)的有效考量,那么规划就无法得到预期的结果。不考虑这种利益冲突,规划执行必须遇到强烈的反弹,“墙上挂挂”。目前,多数能源项目的审批职权已经下放到省政府层面,对于各地方寻找适合自身的电力供应成本更低的方式,具有积极作用。所需要的是,在建立公平的竞争机制以解决利益之争之前,如何通过其他的补充政策来弥补这种下放可能产生的漏洞。

从规划来讲,改造其基本的方法论,以起到信息沟通,发挥纠正外部性影响的作用,成为一个社会公共品,是应有之义。这方面的改造,从笔者的专业角度,可以包括:

明确规划的编制范围。完全市场竞争领域的规划基本没有必要。只有存在外部性的领域才需要编制规划,包括负的外部性与正的外部性。前者比如大气污染的不同区域间的联防联控,以及世界各国对各方面影响巨大的大水电与核电项目的政府审批控制;后一个比如电网/油气管网的主干网走向设计与连通等。这将有利于形成一个更加规范与更大的市场,促进市场的公平竞争。

显性处理不确定性。从全社会与政府公共政策视角,“2020年的电力需求是多少”,这甚至就不是一个正确的问题(当然,对市场中的企业,这是有意义的,因为企业的投资决策需要选择并承担风险,并且在多数情况下,它需要将政策环境视为给定)。能源与经济系统都是开放的系统,人们的行动与政策的作用永远会导致完全不同的结果。这个系统不具有可预测性,而具有可塑造性。这种不确定性需要显性处理,建立更具有弹性的发展适应体系。

制定更有弹性的目标与政策。无论从哪个角度而言,“总量控制型”为代表的“命令-控制型”政策都是差政策,不具有随时间与信息增加调整的灵活性,不具有合理的政策工具来实现与严格对应,很容易一刀切,不易操作或者操作过度。结构性政策与强度型政策更好,但是要解决“连续区间”上设定的问题,这需要明确的价值标准。

有了这样的改变,我们有理由期待,火电作为“旧有势力”,其地位与各种政策照顾将不可避免的受到限制,不具有任何时间空间灵活性的定位优势也将有所消除。

降低火电建设激励的政策措施——容量电价与大幅下调电价

以往的火电,事实上是承诺给予一定数量的小时数的,比如5000小时。在保证风电的全额入网符合全社会利益最大化的前提下,这种大幅调降的小时数或者电价水平,会对火电的收益形成巨大的负面影响,将构成巨大的政策变化。这方面,秉持“老人老政策、新人新政策”的基本原则可能是合适的。因为老机组的投资已经基于过去的政策环境发生,不可改变。从法律意义上,面临着监管体系的突然变化(可以称之为policy shock),已建成资产可能面临着“搁置”或者“低利用率”风险,监管者应该补偿这种由于政策变化带来的投资损失。

但是,需要补偿的仅仅是投资损失,而不是要继续依靠这种资产取得超额利润。所以,政策措施的着眼点,是如何补偿已有机组尚未收回的投资成本。容量电价将是一个可行的选项。

具体的设计可以考虑如下:

大幅下调电价水平——对已经折旧完毕的老电厂与新建电厂,大幅下调电价水平。电价水平应该调整到大致相当于煤电燃料成本(其他成本都接近固定成本,或者准固定成本)的程度,作为电量电价。

容量电价——给予仍在折旧阶段的次新电厂回收固定成本的机会,保证免受政策变化的影响,也降低其争发电小时数的冲动(需要与低电价水平结合)。对于合法的已经通过核准的新电厂,也实施容量电价,并强制未来参与开始运行的电力市场份额竞争。

保证风电固定优惠电价的执行——这是可再生能源法的要求,是处于学习过程中的风电的激励政策手段,与电价形成机制无关。

政策措施能够更加可行的制度变革——建立电力消费者组织

以上的这些措施,是在起作用的电力市场缺失的情况下,对市场运行情况的“近似模拟”。这可以打破“风火争发电小时数”的困局。与此同时,通过大幅下调电价与根据机组年龄给予容量电价,将这部分“剩余”(原来存在于已有火电厂,是通过行政手段保证的)体现在终端电价的下降中。降低由于电力价格高带来的全社会的福利损失。

这将是影响煤电厂未来收益的巨大政策改变,会存在很大的阻力,但是对全社会来说无疑是一个“做大蛋糕”方面的变化,将极大地降低全社会的用电成本。要增强其实施的政治可行性,选择这项政策改变的“赢家”——消费者参与政策设计与讨论是必要的。

过去的煤电价格是否联动、联动程度如何,全然取决于电力部门与政府之间的讨价还价,风电与火电市场份额的争夺也是如此。作为重要利益攸关方的电力用户,特别是大的电力用户,比如钢铁、有色、化工等高耗能企业与商业用户是完全缺位的。这是造成过去电价下调不及时、不足够的重要原因。

强调构建有效竞争的电力市场的体制机制改革已经启动,但是仍需要时日才可以发挥作用。在这一过渡时期,成立代表电力消费者的组织对增强政府对电力系统运行的及时、有效监管将不无裨益。建议政府牵头成立主要工业与商业大用户构成的“中国电力用户联合会”,更好地研究、服务、监督中国电力价格的变动情况。与此同时,该联合会有望发挥“系统整合商”的角色,在先进用电方式探索、售电主体构成、需求侧响应等方面发挥潜在的建设性作用

作者简介:张树伟,卓尔德(北京)环境研究中心; 谢茜 ,北京师范大学环境学院,中国21世纪议程管理中心

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