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煤电产能干预为何难有成效?

导读: 近年来,为预防煤电产能过剩风险,相关政府部门已经出台多项政策措施控制煤电产能增加规模,并明确到2020年将煤电产能控制在11亿千瓦以内。

煤电产能干预为何难有成效?

近年来,为预防煤电产能过剩风险,相关政府部门已经出台多项政策措施控制煤电产能增加规模,并明确到2020年将煤电产能控制在11亿千瓦以内。但能源主管部门是否应该和具有足够意愿及能力来改变煤电发展轨迹呢?答案可能并非如国家发改委和国家能源局所愿。因为不管从理论上还是从过去的历史来讲,主管部门控制煤电发展节奏的各项政策都收效甚微。

煤电产能过剩对于全社会的负面影响,主要体现在不符合长期的最优电源结构,从而导致更高的系统成本,同时在未来可能的政策变化(如收紧的气候政策)背景下,成为“搁置资产”。

但这不同于基于供需平衡而计算得出的“产能过剩”风险。装机浪费的损失是由分散的投资者承担的,而电力用户却能从更激烈的市场竞争中获利。换言之,这其中不存在社会成本大于私人成本的地方,不存在额外干预的充分理由。“要允许投资人拿着自己的钱犯错误,即投资自由”,“不是正确的事情,就是政府需要做的”,这两个基本原则需要得到最高程度的尊重。

目前,政府已经就“控制总量”做了进一步安排,但这同样可能构成风险。

一方面,2020年11亿千瓦的目标如何应对因未来政策、经济、社会环境的变化而可能出现的目标过松问题?因为总量规模目标往往是僵直的,会成为努力实现的目标。但是,随着外界条件的变化,这一总量控制可能不再构成限制条件,反而会变成一种鼓励甚至是目标,导致更多煤电上马,出现类似2012年初政府部门催促煤电企业开工的局面。

另一方面,煤电行业的公共政策目标显然不止“系统不过剩”一个标准。除了“结构优化”与“效率提升”,现在还需要特别加上“灵活性”。煤电总量的限制政策,沿袭“水多了加面、面多了加水”的思维方式,无法照顾其中任何一个目标。

另外,理论上讲,以总供给能力与最大需求之间的差别定义的“冗余”仍意味着巨大浪费。例如,最大5%的负荷一年仅出现几十至几百小时,为什么需要额外的机组去满足这非常有限时段的需求?事实上,发达国家往往用“平均负荷水平”来衡量系统的充足性与冗余程度。所以,煤电总量控制程度及其背后的价值标准需要更加清晰。比如,为什么总规模控制在11亿千瓦,而不是12亿或10.5亿千瓦?又为何可以肆意的“上大压小”?在这方面,我国需要充分的信息公开。

此外,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”的范围(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),那么从逻辑上讲,产能过剩可能不再成为大的问题。换言之,不需要政府限制产能规模,届时先期投入不大、或者具有其他停工可能性的项目会主动“止损”。即问题有向自动化解方向转移的可能性。比如,发电央企集团目前都在放弃为数不少的前期项目,甚至包括一些在建项目。

从以上的分析看,目前在建机组过多基本不会导致社会额外的新增风险,政府层面的总量控制却可能引发其他风险,特别是可能导致更多煤电装机与其他政策目标(如煤电内部结构优化、效率提升)的落空。煤电产能规模问题属于典型的“应对成本”高于“应对收益”的问题,因此并不需要政府部门的临时性措施。

从历史看,煤电建设与发电小时数的周期性波动剧烈且频繁,这主要受煤价与电价的调整不同步影响,主管部门的控制是个“几乎不相干”因素,这无疑也涉及到意愿与能力是否存在的问题,需进一步研究。

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