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水电人眼中的煤电困局: zbt92 2019-10-10 07:34; 新闻来源：中国能源报作者：张博庭 10月26日召开的国务院常务会议决定，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。表面上，这似乎是国家推进电力市场化改革的措施，但是，结合国务院同时规定明年煤电电价不得上浮的具体要求来看，这项措施似乎并不仅仅是推进改革那么简单。众所周知，最近以来我国煤电企业普遍效益下滑，经营困难。社会上关于煤电企业如何走出困局的文章很多。这些舆论基本上反映出了业内人士的某些诉求。归结起来，除了要求企业自身的挖潜增效之外，主要的无非这样几条： ▋ 一个是要有关部门合理控制煤价的上涨； ▋ 二是要通过现有的煤电联动机制调整电价； ▋ 三是希望给予担负调峰任务的煤电容量电价。这些煤电企业脱困的诉求，即便是在笔者这样的局外人士来看也是非常合理的。然而，本次“煤电价格联动机制”的调整，把其中最有法律依据、最有可能性的第二条要求给否定了，意味着我国将告别已经实行了15年的煤电联动机制。其实，从更高的层面上看，这似乎也是想当然的事情。因为，最近在中美贸易摩擦等国际环境和经济下行的压力下，我国正在停止依靠房地产等基础建设投资拉动经济的做法，提倡大力发展实体经济。降低工商业企业的电价是国家的努力方向之一，去年刚刚降低10%的工商业电价，今年还要求继续再降低10% 。这种情况下，如果再给煤电上调电价，显然是有困难的。然而，“告别煤电联动机制”的决定，对于那些处在困局之中的煤电企业，是不是有点太不近人情了呢？其实不然，在我们一些局外人看来， “告别煤电联动机制”的做法是非常高明的。因为，我国的煤电企业还有巨大的降低成本的空间。以美国为例，我国的工商业电价比美国高出很多。当然，美国和我国的电价政策不一样，他们是优惠工商业电价，而对高成本的民用电采用高收费政策。这样一来，中美两国的电价，似乎没有了可比性。但事实上，美国的电价成本，确实比我们要低得多。例如，2015年我国风电装机已经超过了美国的一倍，但由于严重的弃风导致我国当年的发电量，居然还不如美国多。更要命的是，美国的煤电机组平均寿命在35年左右，而我国只有10年左右，不仅如此，美国原来的煤电机组利用小时普遍都高达7000多，最近，随着气电的成本下降和煤电的逐步退出，煤电的利用小时虽有所下降，但也比我们目前还要高不少。这样一比，我国煤电的固定资产折旧的成本，肯定就要比美国高出很多。然而，到目前为止，煤电业内人士似乎都还没有意识到，我们国家和国外发电成本过高的差距，主要来自于我们特别热衷于新建电厂，热衷于进行各种升级、改造。我们至今不仅对电力企业的各种改造津津乐道，而且对于继续建设已经严重过剩的煤电厂也是理直气壮。然而，对于在产能严重过剩的情况下继续建设煤电的后果，笔者作为局外人做过一个简单的估算。即：每投产一台百万千瓦的机组，将增加煤电行业的每年的亏损（或者说是减少利润）4亿元。因为煤电的产能已经严重过剩，增加装机并不会增加社会用电量。也就是说，这些每千瓦4千元的煤电投资，是不会增加整个行业的任何收益的。尽管实际当中每座新建的电厂投产后，确实都会从别人的碗里分得一杯羹，但对于整个行业来说，它其实是不会增加任何收益的。而百万千瓦机组的投资大约是40亿，即使每年的银行利息按6%计算，再加上25年还本的本金，每年财务支出就要达到10% 。这还是我们假定该电厂的寿命可以达到25年（也没有考虑任何升级、改造），而实际上这个要求电厂平均寿命达到25年，在我国也是难以想象的困难。 2018年我国虽然严格控制了新建煤电厂，但仍有3千多万新投产的煤电机组。也就是说，仅2018年，我国的煤电行业由于新建电站而增加当年的亏损就达120亿以上。事实上，我国煤电产能自2014年起，就已经开始过剩。由于在过剩的产能前提下，我们还不断地新建电厂，相当于我们每年都要再增加上百亿的煤电成本。从2014年到2018年我国新增的煤电装机约达2亿多。保守的估算，在2018年我国煤电行业仅因（热衷于新建项目）此一项，而增加当年的亏损就高达800多亿。而目前我们业内人士对于继续新建煤电站的普遍解释是“我们发展清洁高效的煤电机组，同时把散煤压减下来，集中提高用于发电的煤炭，在整个煤炭消费比重当中，它是一个非常好的路径”。不过，这种解释，在我们局外人看来，基本上是不能成立的： ▋ 首先，尽管用电替代散煤的方向是没错的，但是，我国当前的散煤替代的难点并不是缺电。到目前为止，我们的“三弃”问题还是十分严重，如果能用这些被浪费掉的可再生能源替代散煤，岂不是更好吗？ ▋ 此外，当前的散煤替代，难点恰恰在于电价太高（如：煤改电，农民无力承担）。而根据前面的分析，我们知道在目前的情况下，继续新建煤电厂，将会大幅度的提高我国的发电成本，最终提高电价。事实上，在我国煤电产能严重过剩的情况下，继续新建煤电厂不仅不会增加散煤的替代，反而只会减少。最近，有位业内人士在分析当前的煤电困局的文章中说：“多年来，在未来的能源结构中要不要煤电，或煤电扮演什么角色，社会上一直争论不休，始终未形成共识，煤电前景迷茫。以气候专家、新能源企业为代表的一派认为，煤炭污染环境，能源清洁转型就像搬新家，不扔掉煤电这些'旧沙发'，就不可能买可再生能源这个'新沙发'，因为没空间，我国'三弃'现象就是煤电规模过大造成的。以煤炭、煤电企业为代表的另一派则认为，不能' 妖魔化 '煤炭、煤电，我国是富煤国家，煤炭、煤电两个行业互相依存、互相影响，'唇亡齿寒'，关系国计民生。可再生能源不稳定、经济性差，关键时刻还得靠煤炭、煤电，而且煤炭正在发展清洁利用技术、煤电大力实施超低排放改造，还是应该依靠煤炭、发展煤电。” 尽管，这篇文章对煤电困局的分析，可以说在业内得到了高度的认可。但是，笔者作为局外人，则并不认为这是最主要的原因。记得在2014年前后，中国能源研究会某位专家在一次关于煤电建设的争论中，就曾明确提出过 “十年以后才需要的煤电，我们有必要现在就建设吗？” 的疑问。可见，即便是认为中国的将来还是离不开煤电的同志，只要没有眼前投资驱动和局部利益的冲动，也不会再去糊涂的投资煤电，加剧产能的过剩和整个行业的困境。同样，笔者虽然是前一种观点的坚定支持者，但是，好像也是在2014年左右，笔者就曾在某些公开场合指出“ 明知道产能过剩继续大规模的建设煤电，最受伤的其实是煤电企业自己 ” 。今天，这一切似乎都已经得到了证明。不管我们对煤电未来发展的观点如何，如果我们当年听了这位能源专家的建议，能够尊重一点科学、有一点大局观，客观地把十年以后的需要，放到几年以后再去考虑，2018年我国煤电行业，至少可以减少成本支出约800 亿。那样的话，我们还至于出现全行业的困境吗？从这一点上看，我们只能说“ 告别煤电联动机制 ”这一决定确实是非常高明的。堵住了寄希望于煤电联动上调电价的路，让煤电企业真正找到发电成本过高的根本原因，从根本上解决我国煤电行业的科学发展问题。不仅如此，即便是煤电行业希望脱困的其它两条渠道（控制煤价和增加容量电价），其实也和我们煤电产能的无序扩张紧密相关。 ▋ 首先看煤价。煤价是由市场决定的，目前，我国的散煤用量肯定是下降的，但是电煤的用量却在增加。这是与国家能源结构调整的方向严重不符的。现在国家已经吸取了当年煤炭行业全行业亏损的教训，规定了煤炭产能要逐年下降的目标。煤炭产能下降，电煤的用量上升，这能不造成煤价的上涨吗？因此，也可以客观地说，煤价的上涨完全是煤电企业自己“ 努力 ”的结果。我国的煤电行业在电力领域占有绝对的优势地位，这几年随着煤电的增长，由于“三弃”问题严重，我国水电投资已经大幅度的降低。风电、光伏的发展也受到很大的局限。目前很多地方对风、光项目上马的要求是先要有市场。总之，行业内强势的煤电虽然在同业竞争中占尽了先机，但却因为违背了社会发展的方向，也就必然的推高了煤价，增加了自己的困难。 ▋ 再看容量电价问题。一般来说，煤电机组为保障可再生发电而调峰、备用而运行，给予一定的容量电价，当然是再合理不过的要求了。问题是目前煤电机组在电网中的调峰、备用是被动的，而不是主动的。是因为过去煤电的投资驱动意愿太强烈，建造了远远超过现实需要的煤电厂。因此，对于很多煤电企业来说，能作为备用电源，多少发一点电，也比完全不让干活要强。正常来说，在系统中调峰、备用的电源最好是抽水蓄能、水电，其次是气电。煤电是最不适合作调峰电源的，科学的看不管如何进行改造，煤电的调峰能力都绝对赶不上气电，更别说水电和抽水蓄能了。为适应能源转型，我国最早规划的2020年抽水蓄能电站建设目标是1亿千瓦，后来“十二五”规划调整为6000万；“十三五”又降到了4000千万。而实际上到2020年恐怕连4000万我们也难以达到。为什么会这样？笔者认为，就是因为煤电的无序发展已经严重的挤压了我国抽水蓄能的发展空间。其实，我们最好的能源转型方式应该是随着煤电装机总量的减少，但应保证其利用小时数一直不减。目前，抽水蓄能主要应该是为煤电服务，保证在役的煤电的长时间基荷运行。未来，随着煤电机组的减少，抽水蓄能（包括水电）再转为主要为风、光等间歇性的可再生能源服务，最终实现国家的电力转型。但目前，由于我们已经投产了太多的煤电机组，在电网中被动的充当调峰、备用电源，也比完全不能发电的幸运。在这种被动的充当调峰电源都是一种幸运的情况下，我们怎么去给它容量电价？所有的煤电机组都给，肯定是不可能。但给谁？不给谁？给多少？又是一个理不清的难题。按理说，对于在系统中担当调峰、备用的机组，确实应该给于一定的容量电价，但目前的现实情况很难操作。因此可见，解决煤电机组容量电价的难处，其实也还是来自于我们的煤电产能严重过剩。前几天，曾有文章分析“ 国家电投为什么会是几大电力中效益最好的 ”。该文章分析了很多方面，虽然都很有道理。但是，笔者认为还是没有能指出最重要的那个点，笔者记得，当时的中电投（国家电投前身）是五大电力集团中规模最小的，因此，在几大电力集团竞争规模的时候，中电投最不积极，这也就是造成了今天的国家电投的煤电企业是几大电力集团中效益相对较好的。当前我国煤电行业的困局似乎有点“旁观者清，当事者迷”的意味，不知道这次 “ 告别煤电联动机制 ” 的决定，能否让煤电同仁警醒，发现煤电行业最大的难题，都是来自自己多年来的投资驱动。不过，由于目前煤电已经存在严重的产能过剩了，即使现在立即暂停新建煤电，控制增量也未必能解决当前的困境。恐怕还需要想办法减少存量和降低煤电企业各种额外的成本（包括停止各种夸大其辞的升级、改造）。关于这些问题，如果煤电业内人士愿意听，笔者还可以继续从旁观者的角度，进行一些客观的分析。; 2699 次阅读|0 个评论

林伯强：煤电联动机制有利于电价市场化改革: meixianghao 2011-6-14 09:08; 煤电联动机制有利于电价市场化改革（林伯强，能源经济学家，厦门大学中国能源经济研究中心主任）新闻回放 6月1日，国家发改委在官网发布消息称，部分地区面临着煤电油供应趋紧的问题。发改委认为，根本原因是经济结构不合理、增长方式粗放、过多依赖能源资源消耗的问题突出。与往年不同的是，今年属于淡季缺电。业界专家认为，这意味着第二季度迎峰度夏时，我国的电力缺口会进一步拉大，面临的考验也将更为严峻。煤电油供应趋紧背后的深层次原因是什么？是否有行之有效的解决办法？ □林伯强电荒的原因很多，比较简单地说，应该是电力需求快速增长，供应方面，水电出力不足，火电没有补上。我认为，此次电荒是电力装机比较充裕情况下的“软缺电”，因为我国目前火电设备的利用小时还不是很高。在真正电力短缺的2004年，火电平均设备利用小时数为5991小时，而2010年才5031小时，今年第一季度的火电设备平均发电小时增长了，但还只是5200至5300小时，就是缺电地区的江浙电设备平均发电小时也没有大幅度提高。电力缘何短缺？在电力装机充裕的情况下，火电不能尽力的原因有两个方面：电厂发电亏损和煤企供电煤的积极性。近年来，煤价上涨，上网电价调整无力消化燃料成本上升的压力，许多火电企业煤的成本从占运行成本的50% ~60%上升到近70%以上。按目前的煤炭价格增长的速度，这一比例今年有可能会接近80%。2010年我国火电行业亏损面超过了40%。那么，就有可能会出现越发电亏损越多，以及买不起煤的情况。煤炭行业缺乏卖电煤的积极性可能也增加了电厂买煤的难度。国家发改委要求煤炭企业维持煤炭价格稳定，电煤年度合同煤价不能变。在电煤限价，其他煤种不限价的情况下，电煤供应的积极性就会降低。要求煤企按照限价按质、按量地供应电煤，本身就是一个很大的行政挑战。火电占我国电力结构75%，尽快增加电力供应，火电是关键。发电产业链，包括煤炭、发电和电网，每个环节都需要关注到，需要理顺。如果有的赚钱，有的不赚钱，我们一定会看到电力短缺。一个电力产业链，某个环节计划价格，某个环节市场价格，理论上是走不通的。三个环节必须兼顾，必须有一个价格机制把产业链连起来。解决电力短缺，短期可行的解决方案有三种，分别是提高电价和压煤价，财政补贴，行政引导，技术方面解决不了短期问题。中长期的解决方案是切实推进透明的煤电联动，这是解决煤电矛盾的长效机制，其他技术手段包括特高压电网和更有效的输煤通道，积极推进电力市场化改革，改变生产方式，产业调整等等。短期解决电荒，主要采取非市场的行政手段。近期发改委上调了全国15个省市工商农业用电价格，平均每千瓦时上调1.67分人民币（下同），但居民用电价格不变。在控制煤炭价格方面，发改委也表示，将在全国展开重点电煤合同价格大检查，保证电煤合同价格不上涨。煤电联动是长效机制中长期而言，煤电联动可以是有效解决电力矛盾的长效机制。没有一个有效的价格机制，价格、企业运行和投资都将充满不确定性。在缺乏价格机制的情况下，价格调与不调，两种说法常常都有道理，权衡往往会使决策滞后，造成经济社会损失，这正是价格机制的重要性。另一方面，技术上的解决方案则是更有效地输煤输电，和提高工业能源效率。煤电联动机制不一定必然会导致涨价，在机制设计上，政府可以通过税收和补贴的方式来影响价格水平。政府除应该严格执行煤电联动机制外，与联动相配合的管理还应该主要体现在两方面：一是严格对电力企业进行成本和价格的监管，二是如果政府认为有必要维持相对稳定的电价水平，可以运用直接补贴，但是补贴的设计很重要。由于大多煤电企业都属国有，政府可以通过加大对煤炭资源税和企业合理税利的征收，来补贴应该受到补贴的电力消费者。通过建立透明合理的电价形成机制，理清电力企业的成本，可以清楚地让消费者知道电价形成机制，并明确哪些是由财政补贴的，补贴了多少。通过透明的煤电联动，公众能够清楚知道煤企和电企的利润来源和利润幅度，也就能够接受价格上涨的事实。推进电力改革是关键整体电价市场化改革是更为长期的目标，但是，为了电力行业的可持续发展，我们需要不断推进电力改革。近期国务院正式批转发改委《关于2011年深化经济体制改革重点工作的意见》，提出资源性产品价格改革目标，包括推进成品油、电和天然气等资源性产品价格改革，择机实施居民用电阶梯电价；扩大资源税改革实施范围，将部分大量消耗资源、严重污染环境的商品纳入消费税征收范围。另外，政府还推出了国家煤炭应急储备管理，提高应急状态下的煤炭供应保障能力。这些都是中长期解决电力矛盾的有效措施，但需要确实有效的推进。我们可以理解为什么电力价格改革缓慢，因为每次改革，政府都必须充分考虑所有的经济、社会、政治风险，才会确定改革和改革幅度。但是，被动的渐进性改革是有成本的。我国目前电力的矛盾基本上集中在电力价格上，电力价格改革缺位已经在影响社会和谐，经济运行，宏观决策，节能减排，电力行业的可持续性，经济发展的可持续性等等。这个现状需要改变。改革电力价格是共识，但是，改革缓慢也是事实，这与我国国情相关。对于公众来说，电力价格改革很可能需要涨价，老百姓不感兴趣。对于地方政府，利用低电力价格促进地方经济的发展，比如对高耗能的企业实行低电价，其实是一种政府补贴行为，如果电力企业是中央企业，那就是拿国家的钱去扶持地方经济，增加地方税收。因此，改革的动力必须来自于中央政府解决矛盾的需要和改革的决心。煤电联动机制有利于电价市场化改革。如果按照煤电联动机制，在适当的时候，从政府决定联动和幅度，到由电力企业自主调整，政府划定联动范围和监管，那就基本上接近价格市场化了。发达国家在电力价格调整机制的很多方面也是这么做的，如燃料调整机制。电力改革的关键是建立一个合理透明的定价机制。当然，如何定价，都离不开加强电力企业的财政廉洁和能源效率。《科学时报》 (2011-06-14 A3 技术经济); 个人分类: 技术与经济|3188 次阅读|0 个评论

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