风电煤电开始互相挤出 在地方政府眼中到底差在哪？
2017-05-17 10:20 [能源评论] 来源于：能源杂志 作者：能源杂志
导读：我国政府已经确定，到2020年实现超过2.1亿千瓦风电装机，并有效解决弃风限电问题的目标。现存的体制机制与政策环境仍存在很多障碍因素，不利于可再生能源高效发展与目标实现。在现阶段，这突出地表现在新机组建设显著超前，存在利用率不足与资产搁置风险，以
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我国政府已经确定，到2020年实现超过2.1亿千瓦风电装机，并有效解决弃风限电问题的目标。现存的体制机制与政策环境仍存在很多障碍因素，不利于可再生能源高效发展与目标实现。在现阶段，这突出地表现在新机组建设显著超前，存在利用率不足与“资产搁置”风险，以及地方政府以“风火置换”、“大用户直接交易”等名义，缩减已建成风电机组的市场份额问题。尽管与全社会电力成本最小化的目标冲突，煤电仍具有优先发电地位。电力体制改革能否推进到有效落实风电的优先上网权，值得关注。
在2015年电力审批体制改革(“简政放权”)之后，地方政府对决定一个省级区域的电源结构与各种机组的发电市场份额具有重要，甚至是决定性作用。因此在目前风电与煤电已经在各种意义上互相挤出(需求增长有限下的电源份额、投资可得性，甚至土地空间)的背景下，分析地方政府发展各种电源的收益及其差别，以便理解地方政府行为与偏好，进而为实现可再生能源份额有效扩大目标，进行激励相容的政策设计，是实现能源经济系统更有效率发展的关键。
现实的现象
现象1：在甘肃酒泉风电基地项目建设的过程中，酒泉地区引进了一批风电装备制造企业。酒泉基地556万千瓦项目于2011年投产之后，酒泉风电基地二期建设受到强烈推动，尽管本地严重需求不足。2009年国家能源局发出的《关于规范风电建设和市场秩序的通知》 (国能新能 [2009]218号)文件披露：有些地方出于本地经济利益，要求风电设备制造企业必须到当地设厂，并要求项目单位必须采购本地产风电机组;还有一些地方擅自向项目单位收取前期工作补偿费，甚至要求给本地企业提供“干股”。
现象2：受经济增速下滑影响，云南、宁夏等地为解决火电、煤炭企业经营困难，让火电多发，压降风电出力，新疆出台了未参与外送交易或替代交易的新能源暂停发电政策;云南、宁夏等省区也要求风电让利(比如云南规定发电的60%收益转移给火电)参与风火交易，将部分收益转移给煤电。
现象3：2015年，在火电设备的平均利用小时数屡创新低的情况下，火(煤)电潜在的装机容量却不降反升。各方面的统计数据显示，仅2015年环评受理、环评拟审批及环评审批的煤电项目，其规模已达到1.23亿千瓦。该数字已经接近2012-2014年煤电环评批复煤电项目总量的近八成(不包括热电联产项目)。
现象4：我国地方政府经常推动产能扩张。为提升地方经济，很多项目审批要求项目使用本地资源，比如本地产煤炭、原材料等，尽管其“自给自足”的品种对企业而言不一定是质量合适与成本更低的。2013年下半年开始，河南省政府出台“煤电互保”，要求发电企业优先使用本省煤炭，并推出奖励电量政策。
电力系统范式与地方政府角色
我国长期以煤电为主的电力系统，在很大程度上决定了现存电力系统的规划体系、管理体制、运行体系、甚至是思维方式，都是“煤电偏好”的。这在过去历史中有效地满足了快速增长的需求。但是，目前这一体系已经限制了电力系统的结构体制转型与可再生能源的高效可持续发展。这表现在：
规划体系中，因为长期依赖煤炭发电的缘故，电力规划的方法基本是围绕煤炭展开的，其他的电源发展在多数规划中是外生给定的，不存在内生的选择。在相当部分规划中，最大负荷点的容量平衡(比如夏季典型日、冬季典型日)与全年的电量平衡是基本的规划套路。这种“点”时刻的分析中，往往有限的内生变量就是煤电的容量(满足剩余负荷)与利用小时数(满足剩余电量)，无法得到关于其他发电资源类型的含义，并且基于“最大需求”安排存在“过度冗余”的问题(尖峰负荷只有几十到几百小时，却按照基荷去确定)。从风电的出力特点来看，其波动性、大范围出力的互补性与保证容量的提高、反调峰等特点在很大程度上也无法表征。这方面，需要方法论方面的进一步讨论与改进。
管理体制中，传统发电公司基本是规模巨大的中央或者地方支柱型企业，有些企业还承担各项标准制定、成本测算等公共职能，具有较大的政策影响力与政府资源。传统机组在一定程度上，具有行政定立的年保证运行小时数。这有点类似保证机组基本收益的“容量电价”，但是其电价水平往往大大超过了容量电价。而风电作为新生事物，自然要参与整个市场需求的分割，客观上作为 “挑战者”的面目出现，在这一安排中容易受到已存在机组的排斥。
运行体系中，短期电力市场(目前存在月前电量交易试点)基本是不存在的，事实上执行的是“年前电力市场”，也就是提前一年以“发用电计划”的形式确定管理体制规则下的机组的“市场份额”。各种机组具有提供基本平衡服务的义务。调度机构在满足全年份额的前提下，具有较大的灵活性在小于年的时间尺度上决定机组的出力与排序。而与中央政府基于确定的小时数测算基本电价相结合，各种传统化石能源机组，无论大小、年龄，均给予大致平均的全年发电小时数。
思维方式上，电力系统的长期平衡仍维持“猜测”需求(尽管这个需求本身完全可塑造)，试图通过控制供应来实现平衡的基本范式。这与市场短期和长期的平衡逻辑——依靠价格信号进行短期份额竞争决策机制，以及长期市场与投资决策机制存在本质不同。因此，当需求放缓的时候(“不缺电”)，一个自然的反应就是将所有机组，包括可再生能源机组的发展一起放缓，倾向于将结构问题、效率问题统一归并为总量问题。
具体而言，地方政府在决定电力系统的变化方向与运行上，具有如下的职能与影响力：
首先，编制省级能源与电力规划，确定各种电源类型的发展思路、项目与时序，与国家规划相衔接。中央政府曾经对具体项目的遴选具有最终审批权，目前虽然大部分已经下放到地方政府，但仍要求“各类能源项目均应符合国家能源规划确定的总量规模”。因此，如果地方政府对火电存在偏好，那么就有足够的能力将偏好变为行动，发展更多的火电。
其次，与调度部门协商，确认年度发用电计划，安排各类型机组的年发电小时数。具体工作内容由各省的经信委、发改委等部门操作实施。过去几年，中央政府也就此关键的市场份额工作发布了多项规定，比如调度方式、分配原则、有序放开发用电计划等。但是总体而言，地方政府在这方面的决策空间还是较大，各个地方都制定了相应的《年度发电量计划管理办法》等文件，指导各种机组的发电小时数制定。目前，这一年度发电计划正在逐步打破。
对重点项目在用地、实施、税收方面给予补贴或者其他便利。地方政府偏好资本密集型的产业，这在很大程度上意味着GDP增长与更多的财政收入。电力项目，特别是大容量发电机组投资额度普遍很大(几亿到几十亿，甚至上百亿)， 属于这种类型，因此也是地方政府重点鼓励投资的方向。不同省份、以及省内不同地区之间也存在着较为激烈的项目竞争，投资巨大的项目往往可以获得各种方面的优惠或者便利。当然，这些方面往往是非正式以及随特定项目而不同的。
问题何在?
全社会无疑期望可再生能源市场份额长期可持续的增加，而不乐于见到煤电机组大干快上继续保持其优势地位的短期行为，因为这无论是对可再生能源增长目标，还是对各种能源环境目标的实现， 都是存在长期负面影响的。目前可以说，风电，乃至更广大的新增可再生能源，与煤电已经在各种意义上开始互相挤出。无论是需求增长、电源份额、投资可得性，甚至土地空间等方面，都存在“此消彼长”的竞争关系。
省级政府对煤电项目的偏好是否存在?投资煤炭与投资风电带给地方政府的财政收入有何差别，程度多大?更广阔的背景下，比如拉动GDP增长与就业方面的差别又是如何?应该如何从“消除激励”的角度解决这个问题?这些问题的回答，有助于对消除煤电投资冲动、促进能源转型提供建设性解决方案。
我国幅员辽阔，不同省份因经济发展水平和资源禀赋的不同， 具有明显不同的投资及商业运行环境，体现出不同的能源、原材料、电力、水的价格。对于发电项目，由于市场供需与发电构成的不同，其设备利用率也存在较为明显的差异。而政府的收益，从长期来看，与项目的设备利用水平直接相关。因此，可以预见，地方政府在煤电与风电收益方面差异亦较大，分布在一个较大的区间上。图1是二者利用小时数在不同省份的分布，是决定项目收益情况的重要因素之一。当然，煤炭与电力价格也是其他非常重要的因素。
从图1可见，福建省具有全国最高的风电年利用小时数，在2500小时/年以上。另一方面，由于电源燃料构成中，燃料类型多元化程度较高，特别是气电比重较大，燃气发电成本相对较高 (设备加燃料)，导致火电平均年利用小时数只有3500小时(煤电可能略高)，属于全国省份中火电与风电利用小时数差别最小的地区。福建是潜在的火电与风电经济收益差别最小的地区之一。
相比之下，宁夏自治区具有较丰富的风力资源与煤炭资源(宁夏宁东、内蒙古鄂尔多斯(8.930, 0.23, 2.64%)和陕西榆林号称能源化工“金三角”地区)，但2015年弃风率却达13%，(相比新疆和甘肃等弃风重灾区，短期内发展风电尚有潜力可挖)。而另一方面，其煤电年利用小时数居高不下，还维持在5000小时以上。即使考虑到相当部分的煤电装机运行是以外送电力为目的，火电与风电收益的差别会导致对未来选择优先发展风电还是煤电的争议不休。宁夏是潜在的火电与风电经济收益差别最大的地区之一。
对福建与宁夏的测算将在很大程度上代表地方政府发电整体收益(一般而言，尽管非严格正比关系，但是财政收益与整体收益是同向的)的两个典型(极端)情况，构成中国整个地方政府发电财政收益率分布的“包络线”。与此同时，这两个区域也是火电机组已核准待建或者规划较多的地区。
实证性结论
基于投入产出法的分析，图2给出了两个典型地区五年内及寿期内直接地方财税收入，以及考虑项目建设和运营的上游拉动效应的地方收入的汇总与比较。
 
从单位万元建设投资带来的税收而言，风电煤电都在万元50-70元之间。如果按照年度来算，风电这些税收的产生通常发生在建设期的1-2年内，而煤电建设期一般更长(2-4年); 投资更加密集的风电的建设期总体税收效应要大于煤电。建设期风电与煤电创造税收的差别，主要来源于项目的规模差别，煤电项目一般比风电要大得多(容量20倍、投资额10倍以上)。
运行期风电的直接税收创造要小于煤电，特别是在前5年，由于设备(增值税)抵扣、弥补亏损的需要，风电税收几乎很少。福建案例中，全寿期火电税收是风电的2.9倍，代表火电与风电间最小的差距。如果存在比较严重的弃风限电，比如本研究关注的宁夏自治区那样，这种差距将更大，火电与风电在单位MW及单位全寿期万元税收分别是6倍与10倍的差别量级。对形成创造税收能力差别有贡献的重要因素之一，是煤电拉动煤炭消费的相应税收，它可以解释两者全寿期税收收入差别的一半左右。
未来的可能变化
未来这种差距有很大的可能趋向减少，在不存在严重弃风限电的地区， 风电单位万元投资收益甚至有可能超过煤电。未来，随着电力市场化改革的推进，火电的年利用小时数很可能进一步下降。如果弃风问题能有所改善(当然，这是不确定性的)，固定标杆电价政策仅此一项就已经能够对风电提供足够的发展激励。基于这一认识，再基于煤电2500小时数/年，及取消风电的“三免三减半”政策，对火电与风电两者税收差别的变动进行分析。
（编辑：东北亚） |
观察｜防范化解煤电产
