一、基本情况与问题

     要深刻认识煤电产能过剩问题，必须要了解中国电力尤其是煤电的实际情况，否则就是“情况不明决心大，心中无数点子多”。

(一)总体情况

     截至2016年底，全国发电装机容量达16.5亿千瓦，其中煤电装机9.43亿千瓦，占发电装机总量的57%;全国发电量达6万亿千瓦时，其中煤电发电量约3.9万亿千瓦时，占总发电量的65%。2016年平均年利用小时数为4165小时。初步分析，燃煤电厂加权平均运行年限平均为8年。

     技术水平及结构：30万千瓦及以上煤电机组占煤电装机比重达到88.3%，其中100万千瓦级、60万千瓦级、30万千瓦级机组容量占比分别为10.3%、36.4%、41.6%;30万千瓦以下机组容量占比为11.7%。

     发电净效率：2016年全国燃煤电厂供电标准煤耗为312克/千瓦时，与2005年相比，降低58克/千瓦时。我国在运百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组供电煤耗为266.18克/千瓦时，是目前世界上效率最高煤电机组。

     污染排放强度：2016年煤电单位发电量二氧化硫、氮氧化物、烟尘等三项污染物排放量分别为0.47克、0.43克和0.09克，达到世界先进水平。虽然发电用煤占煤炭消费量的50%，但对大气环境质量的影响在10%以内。从年排放总量看，三项污染物比排放峰值下降了85%以上，燃煤电厂的大气污染物已不是影响环境质量的主要因素。发电淡水消耗及废水排放指标、固体废物综合利用指标达世界先进水平。

     碳排放强度：2016年全国单位火电发电量二氧化碳排放约835克/千瓦时，比2005年下降20.3%。

     上网电价：全国燃煤发电平均标杆电价为0.3644(0.26～0.45)元/千瓦时(含脱硫、脱硝和除尘电价)，与水电基本相当(0.2～0.4)、略低于核电(0.43)、明显低于气电(0.48～0.8)、风电(0.4～0.57)、光伏(0.65～0.85)。

     以上情况简要体现了中国燃煤电厂规模大、机组大、年青、高效、环保、经济、但二氧化碳排放量大、机组利用率低的主要特点，显然是喜中有忧。

(二)存在的主要问题

     一是火电设备年平均利用小时数大幅下降，直接影响了电力资产的投资效益和效率。燃煤电厂一般是按年利用小时为5500作为技术经济评价条件的(尽管这样的条件已经与我国电力发展的情况不相适应)。近几年全国火电设备年利用小时数持续下降，已降到4165小时，为1964年以来最低，加之煤炭价格持续高涨，使煤电企业亏损加剧。截至2017年4月底，全国合规在建煤电项目165个、1.78亿千瓦，未核先建、违规核准、开工手续不全等在建项目3800万千瓦，合计2.16亿千瓦。全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦。如果这些煤电项目在“十三五”期间投产，则到2020年煤电装机达13亿千瓦，大大超过《电力发展“十三五”规划》11亿千瓦以内的目标。届时煤电机组利用小时数将会进一步大幅降低。当前，根据政府部门要求，“十三五”期间淘汰火电落后产能2000万千瓦，停缓建1.5亿千瓦在建项目，又可能带来一系列质量、安全问题，投资方及相关方的直接经济利益受到影响。

     二是大量弃风、弃光问题严重似乎与煤电机组快速增长脱不了干系。截至2016年底，风电装机容量14864万千瓦，占电源总装机的9.0%;当年新增1930万千瓦，同比增长14%，约占全球风电新增装机的43%。太阳能发电装机容量7742万千瓦，占电源总装机的4.7%;当年新增3454万千瓦，同比增长82%，占全球新增装机容量的45%。在风电、光伏快速增长的同时，弃风、充光问题持续严重。2016年全国弃风电量497亿千瓦时，弃风率18%;弃光电量70.4亿千瓦时，弃光率约11%。 进一步分析可知，新能源发电消纳的区域性、季节性和时段性特征明显。风电装机主要集中在“三北”地区。2016年底，西北、东北和华北累计风电装机容量占全国风电装机的77%，西北和东北弃风电量占全网的90%;弃光主要发生在西北地区，弃光电量占全网的99%。从弃风、弃光时段来看，约70%的弃风出现在供暖期(10月至次年4月)。主要原因，一是新能源集中地区送出通道规划建设滞后，如2016年“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只占新能源装机的21%，而且还要承担煤电基地外送任务。同时，规划协调不够、新能源开发速度和布局与市场不匹配、新能源建设周期与电网不同步、利益机制不协调、系统灵活性不足、燃煤机组调峰能力普遍不足等原因。可见，不能简单、笼统地将弃风、弃光与煤电快速增加建立直接因果关系，从而误导解决问题的方向和延误解决问题的时机。

     三是高碳电源是燃煤电厂的“死穴”。不论中国燃煤电厂现在如何先进、高效和常规污染物排放低甚至是近零排放，但二氧化碳排放高的特点(缺点)是显而见的。由于新大机组的合理运行年限(不是折旧年限)一般应在30年以上，其碳排放的“锁定”效应明显，机组越新、越大对未来二氧化碳排放控制的压力越大。

     利用小时数低的原因非常复杂，首要原因是电力消费增速明显放缓，但发电装机容量仍持续快速增长的结果。电力消费从2010年14.8%的两位数增长，降至2014、2015和2016年的4.1%、1.0%和5%。受2011年“电荒”影响刺激燃煤电厂加快建设、电源项目工期长、企业扩张战略及投资惯性、2014年左右煤炭价格大幅下降煤电收益好，以及一些地方政府以投资拉动经济增长等原因影响，同期电源装机保持较大规模增长，增速分别为8.9%、10.6%和8.2%，其中2015年新增装机规模创历史新高，高于用电增速达到9.6个百分点。

     其次，自备燃煤电厂发展迅猛。截至2016年底，全国共有燃煤自备电厂1.15亿千瓦，近两年装机平均增速达15.7%，比统调煤电装机增速高10个百分点，平均发电利用小时数高18%，加之节能环保水平普遍较低、承担的辅助服务任务少，挤占了公用电厂的合理市场。

二、煤电产能到底是不是过剩

     在煤电利用小时数如此大幅度下降情况下，煤电产能严重过剩好像已是定论，但其实在总体上难下这个结论,“不是不明白，世界变化快”。首先，从我国电力发展的历史看，煤电利用小时数在5500小时的情况下，电力供需矛盾以短缺为主，主要是在电力结构中火电装机容量长期占比在75%左右，煤电占火电的比重长期在90%以上，由于缺乏像燃机那样灵活的调峰电源，使煤电机组总体利用小时不高。从供给侧看，由于可再生能源发电比重提高后，虽然煤电装机比重下降，但增加的可再生能源发电装机使电力系统需要更多的灵活调峰电源，一定程度上煤电调峰任务加重;从需求侧看，工业用电比重下降，负荷波动性加大，同样加重了煤电调峰任务。供给与需求侧双重调峰任务加重和电力供需矛盾由短缺向富余转化，三重因素使煤电利用小时数加快下降。

     其次，不论市场经济模式下还是计划经济模式下，电力、电量在“数量”上的短缺和过剩，在不同时空范围会不同程度存在，主要是通过拉阐限电、电力设备超过或者低于电力设备的运行率来表现。其原因，一是电力需求方是“主”，电力供给方是“从”，需求具有即时性、随机性、波动性，虽然电力供给在电网安全和经济约束下具有一定的弹性(备用)，但超过这个弹性则需要一个电源和电网的建设周期。二是经济周期性和经济结构的变动是客观存在的，受其影响电力需求也具有周期性，但二者周期性往往有相位差。三是受重大自然灾害、重大社会事件、电力自身结构调整以及电力系统自身问题影响。四是从能源替代弹性看，由于在一定条件下，电能生产中的一次能源具有可替代性，在终端能源消费中电能与其他能源也有一定的互相替代性。能源替代弹性较大的特点，受价格机制的影响可以使过剩或短缺在能源间传递或者转移，使确定煤电是否过剩更加复杂。

     再次，除了“数量”上表现出电力的短缺或过剩之外，还表现在“价值”判断上。对于投资主体来说，经济效益是主要价值导向;对电力行业来讲，电网的安全、清洁、经济运行是主要价值导向;对全社会来讲，能源安全和全社会的总体利益包括煤炭行业及各行各业的利益最大化是价值导向。从投资收益好(坏)来判断短缺(过剩)，关键看电的商品属性是充分体现，在市场经济条件下，供需与价格密切相关，“数量”与“价值”判断密切相关，二者具有较好的一致性。但在计划经济模式下，由于价格是政府定价且存在交叉补贴和政府对某种能源发展的行政支配等问题，二者并不一定相关。如电力需求处于“电荒”状态的2011年，火电设备利用率较高(5305小时)，但火电企业亏损面为43.16%;而2015年煤电发电量宽松时，火电设备利用率下降了500多小时，但火电企业亏损面减少为19.82%，煤电企业效益反而更好。在2014年左右，电力相对富裕时期，煤电行业的赢利却较多;而近两年在煤炭产能过剩情况下，煤炭价格却持续增高，煤电企业亏损加剧。从具体省的情况来看，2005年，海南省煤电设备利用率为66%，用电整体上是偏紧;山西省煤电设备利用率46.8%，煤电装机比例高达85%，呈现出较高的电力过剩状态;而云南省煤电利用率只有19%，煤电装机容量比重只有18.5%，火电发电量比重10.4%，但是从电网稳定安全角度看，很难评断其火电机组是严重过剩的。从煤电企业的角度看，现代燃煤机组从技术条件上设备年利用率可以达到80%(7000小时)甚至更多;从可再生能源发电企业来说，最好不要弃掉一滴水、一丝风、一缕阳光所发的电量，但是都不能以此作为评判煤电是否过剩的尺度。从电力行业来看，由于电网内电能发、供、用同时完成的特点和发电设备必须满足电网安全的特点，在不同电源结构电网中，发电设备的功能是不同的，设备的平均利用率相差很大。再从全社会来看，由于电力对经济、社会发展的重要性以及能源间的可替代性，评价设备利用率的合理区间更为复杂。

     因此，对于电力或者煤电是否过剩或短缺的判断是一个复杂问题，既是超越了电力系统本身的系统性、全局性问题，也是针对具体电力系统并因地、因时而论的问题。正因为如此，2017年《政府工作报告》明确提出：“……以防范化解煤电产能过剩风险……要求”。对煤炭产能过剩问题给予了权威定论。进一步，2017年4月，国家能源局在《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》中，将煤电规划建设风险预警的指标体系分为“煤电建设经济性预警指标”“煤电装机充裕度预警指标”“资源约束指标”。预警结果由高到低分为“红色、橙色、绿色”三个等级。对风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目，并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序。从文件附件中提出的预警结果看，除了西藏本身就没也不可能再发展煤电外，只有海南、湖南两省是绿色区，河南、湖北、江西、安徽四省为橙色区，其余为红色区。从而从行政措施上限制煤电产能继续扩张。笔者认为，政府部门对“防范化解煤电产能过剩风险”所采取的措施是合适的。国家及政府部门对煤电产能过剩问题的认定及采取的措施，是在“五大发展理念”指导下统筹考虑的结果，即考虑了经济和社会未来发展对电力发展的需求，考虑了煤电在电力系统中的作用和在能源转型中的作用，考虑了能源资源的空间配置方式，考虑了中央和地方的关系，考虑了煤电企业以及相关产业链的利益，更是考虑了促进可再生能源发展的需求。

     但是，企业和有关专家仍持各自看法、建议。综合起来有四种情况，一是认为电力产能整体过剩了，不仅是煤电也包括可再生能源发电;二是认为煤电是绝对过剩，可再生能源发电是相对过剩。三是认为煤电严重过剩，挤占可再生能源发展空间，可再生能源发电仍然欠缺，需要大力发展;四是认为电力产能是相对过剩，是系统性问题，需要通过供给侧和需求侧共同发力来解决，在共赢原则下以系统性措施解决相对过剩问题。显然，这四种情况都是可以在中国找到数据支撑和例子证明，所提建议也可以解决一些具体问题，但关键是我们如何建立长效机制，更加提前化解产能过程问题。