風電煤電開始互相擠出 在地方政府眼中到底差在哪？

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我國政府已經確定，到2020年實現超過2.1億千瓦風電裝機，並有效解決棄風限電問題的目標。現存的體制機制與政策環境仍存在很多障礙因素，不利於可再生能源高效發展與目標實現。在現階段，這突出地表現在新機組建設顯著超前，存在利用率不足與“資產擱置”風險，以及地方政府以“風火置換”、“大用戶直接交易”等名義，縮減已建成風電機組的市場份額問題。盡管與全社會電力成本最小化的目標衝突，煤電仍具有優先發電地位。電力體制改革能否推進到有效落實風電的優先上網權，值得關注。

在2015年電力審批體制改革(“簡政放權”)之後，地方政府對決定一個省級區域的電源結構與各種機組的發電市場份額具有重要，甚至是決定性作用。因此在目前風電與煤電已經在各種意義上互相擠出(需求增長有限下的電源份額、投資可得性，甚至土地空間)的背景下，分析地方政府發展各種電源的收益及其差別，以便理解地方政府行為與偏好，進而為實現可再生能源份額有效擴大目標，進行激勵相容的政策設計，是實現能源經濟系統更有效率發展的關鍵。

現實的現象

現象1：在甘肅酒泉風電基地項目建設的過程中，酒泉地區引進了一批風電裝備制造企業。酒泉基地556萬千瓦項目於2011年投產之後，酒泉風電基地二期建設受到強烈推動，盡管本地嚴重需求不足。2009年國家能源局發出的《關於規範風電建設和市場秩序的通知》 (國能新能 [2009]218號)文件披露：有些地方出於本地經濟利益，要求風電設備制造企業必須到當地設廠，並要求項目單位必須採購本地產風電機組;還有一些地方擅自向項目單位收取前期工作補償費，甚至要求給本地企業提供“乾股”。

現象2：受經濟增速下滑影響，雲南、寧夏等地為解決火電、煤炭企業經營困難，讓火電多發，壓降風電出力，新疆出台了未參與外送交易或替代交易的新能源暫停發電政策;雲南、寧夏等省區也要求風電讓利(比如雲南規定發電的60%收益轉移給火電)參與風火交易，將部分收益轉移給煤電。

現象3：2015年，在火電設備的平均利用小時數屢創新低的情況下，火(煤)電潛在的裝機容量卻不降反升。各方面的統計數據顯示，僅2015年環評受理、環評擬審批及環評審批的煤電項目，其規模已達到1.23億千瓦。該數字已經接近2012-2014年煤電環評批覆煤電項目總量的近八成(不包括熱電聯產項目)。

現象4：我國地方政府經常推動產能擴張。為提升地方經濟，很多項目審批要求項目使用本地資源，比如本地產煤炭、原材料等，盡管其“自給自足”的品種對企業而言不一定是質量合適與成本更低的。2013年下半年開始，河南省政府出台“煤電互保”，要求發電企業優先使用本省煤炭，並推出獎勵電量政策。

電力系統範式與地方政府角色

我國長期以煤電為主的電力系統，在很大程度上決定了現存電力系統的規劃體系、管理體制、運行體系、甚至是思維方式，都是“煤電偏好”的。這在過去歷史中有效地滿足了快速增長的需求。但是，目前這一體系已經限制了電力系統的結構體制轉型與可再生能源的高效可持續發展。這表現在：

規劃體系中，因為長期依賴煤炭發電的緣故，電力規劃的方法基本是圍繞煤炭展開的，其他的電源發展在多數規劃中是外生給定的，不存在內生的選擇。在相當部分規劃中，最大負荷點的容量平衡(比如夏季典型日、冬季典型日)與全年的電量平衡是基本的規劃套路。這種“點”時刻的分析中，往往有限的內生變量就是煤電的容量(滿足剩餘負荷)與利用小時數(滿足剩餘電量)，無法得到關於其他發電資源類型的含義，並且基於“最大需求”安排存在“過度冗余”的問題(尖峰負荷只有幾十到幾百小時，卻按照基荷去確定)。從風電的出力特點來看，其波動性、大範圍出力的互補性與保證容量的提高、反調峰等特點在很大程度上也無法表徵。這方面，需要方法論方面的進一步討論與改進。

管理體制中，傳統發電公司基本是規模巨大的中央或者地方支柱型企業，有些企業還承擔各項標準制定、成本測算等公共職能，具有較大的政策影響力與政府資源。傳統機組在一定程度上，具有行政定立的年保證運行小時數。這有點類似保證機組基本收益的“容量電價”，但是其電價水平往往大大超過了容量電價。而風電作為新生事物，自然要參與整個市場需求的分割，客觀上作為 “挑戰者”的面目出現，在這一安排中容易受到已存在機組的排斥。

運行體系中，短期電力市場(目前存在月前電量交易試點)基本是不存在的，事實上執行的是“年前電力市場”，也就是提前一年以“發用電計劃”的形式確定管理體制規則下的機組的“市場份額”。各種機組具有提供基本平衡服務的義務。調度機構在滿足全年份額的前提下，具有較大的靈活性在小於年的時間尺度上決定機組的出力與排序。而與中央政府基於確定的小時數測算基本電價相結合，各種傳統化石能源機組，無論大小、年齡，均給予大致平均的全年發電小時數。

思維方式上，電力系統的長期平衡仍維持“猜測”需求(盡管這個需求本身完全可塑造)，試圖通過控制供應來實現平衡的基本範式。這與市場短期和長期的平衡邏輯——依靠價格信號進行短期份額競爭決策機制，以及長期市場與投資決策機制存在本質不同。因此，當需求放緩的時候(“不缺電”)，一個自然的反應就是將所有機組，包括可再生能源機組的發展一起放緩，傾向於將結構問題、效率問題統一歸並為總量問題。

具體而言，地方政府在決定電力系統的變化方向與運行上，具有如下的職能與影響力：

首先，編制省級能源與電力規劃，確定各種電源類型的發展思路、項目與時序，與國家規劃相銜接。中央政府曾經對具體項目的遴選具有最終審批權，目前雖然大部分已經下放到地方政府，但仍要求“各類能源項目均應符合國家能源規劃確定的總量規模”。因此，如果地方政府對火電存在偏好，那麽就有足夠的能力將偏好變為行動，發展更多的火電。

其次，與調度部門協商，確認年度發用電計劃，安排各類型機組的年發電小時數。具體工作內容由各省的經信委、發改委等部門操作實施。過去幾年，中央政府也就此關鍵的市場份額工作發布了多項規定，比如調度方式、分配原則、有序放開發用電計劃等。但是總體而言，地方政府在這方面的決策空間還是較大，各個地方都制定了相應的《年度發電量計劃管理辦法》等文件，指導各種機組的發電小時數制定。目前，這一年度發電計劃正在逐步打破。

對重點項目在用地、實施、稅收方面給予補貼或者其他便利。地方政府偏好資本密集型的產業，這在很大程度上意味著GDP增長與更多的財政收入。電力項目，特別是大容量發電機組投資額度普遍很大(幾億到幾十億，甚至上百億)， 屬於這種類型，因此也是地方政府重點鼓勵投資的方向。不同省份、以及省內不同地區之間也存在著較為激烈的項目競爭，投資巨大的項目往往可以獲得各種方面的優惠或者便利。當然，這些方面往往是非正式以及隨特定項目而不同的。

問題何在?

全社會無疑期望可再生能源市場份額長期可持續的增加，而不樂於見到煤電機組大幹快上繼續保持其優勢地位的短期行為，因為這無論是對可再生能源增長目標，還是對各種能源環境目標的實現， 都是存在長期負面影響的。目前可以說，風電，乃至更廣大的新增可再生能源，與煤電已經在各種意義上開始互相擠出。無論是需求增長、電源份額、投資可得性，甚至土地空間等方面，都存在“此消彼長”的競爭關系。

省級政府對煤電項目的偏好是否存在?投資煤炭與投資風電帶給地方政府的財政收入有何差別，程度多大?更廣闊的背景下，比如拉動GDP增長與就業方面的差別又是如何?應該如何從“消除激勵”的角度解決這個問題?這些問題的回答，有助於對消除煤電投資衝動、促進能源轉型提供建設性解決方案。

我國幅員遼闊，不同省份因經濟發展水平和資源稟賦的不同， 具有明顯不同的投資及商業運行環境，體現出不同的能源、原材料、電力、水的價格。對於發電項目，由於市場供需與發電構成的不同，其設備利用率也存在較為明顯的差異。而政府的收益，從長期來看，與項目的設備利用水平直接相關。因此，可以預見，地方政府在煤電與風電收益方面差異亦較大，分布在一個較大的區間上。圖1是二者利用小時數在不同省份的分布，是決定項目收益情況的重要因素之一。當然，煤炭與電力價格也是其他非常重要的因素。

從圖1可見，福建省具有全國最高的風電年利用小時數，在2500小時/年以上。另一方面，由於電源燃料構成中，燃料類型多元化程度較高，特別是氣電比重較大，燃氣發電成本相對較高 (設備加燃料)，導致火電平均年利用小時數只有3500小時(煤電可能略高)，屬於全國省份中火電與風電利用小時數差別最小的地區。福建是潛在的火電與風電經濟收益差別最小的地區之一。

相比之下，寧夏自治區具有較豐富的風力資源與煤炭資源(寧夏寧東、內蒙古鄂爾多斯和陜西榆林號稱能源化工“金三角”地區)，但2015年棄風率卻達13%，(相比新疆和甘肅等棄風重災區，短期內發展風電尚有潛力可挖)。而另一方面，其煤電年利用小時數居高不下，還維持在5000小時以上。即使考慮到相當部分的煤電裝機運行是以外送電力為目的，火電與風電收益的差別會導致對未來選擇優先發展風電還是煤電的爭議不休。寧夏是潛在的火電與風電經濟收益差別最大的地區之一。

對福建與寧夏的測算將在很大程度上代表地方政府發電整體收益(一般而言，盡管非嚴格正比關系，但是財政收益與整體收益是同向的)的兩個典型(極端)情況，構成中國整個地方政府發電財政收益率分布的“包絡線”。與此同時，這兩個區域也是火電機組已核准待建或者規劃較多的地區。

實證性結論

基於投入產出法的分析，圖2給出了兩個典型地區五年內及壽期內直接地方財稅收入，以及考慮項目建設和運營的上遊拉動效應的地方收入的匯總與比較。

從單位萬元建設投資帶來的稅收而言，風電煤電都在萬元50-70元之間。如果按照年度來算，風電這些稅收的產生通常發生在建設期的1-2年內，而煤電建設期一般更長(2-4年); 投資更加密集的風電的建設期總體稅收效應要大於煤電。建設期風電與煤電創造稅收的差別，主要來源於項目的規模差別，煤電項目一般比風電要大得多(容量20倍、投資額10倍以上)。

運行期風電的直接稅收創造要小於煤電，特別是在前5年，由於設備(增值稅)抵扣、彌補虧損的需要，風電稅收幾乎很少。福建案例中，全壽期火電稅收是風電的2.9倍，代表火電與風電間最小的差距。如果存在比較嚴重的棄風限電，比如本研究關注的寧夏自治區那樣，這種差距將更大，火電與風電在單位MW及單位全壽期萬元稅收分別是6倍與10倍的差別量級。對形成創造稅收能力差別有貢獻的重要因素之一，是煤電拉動煤炭消費的相應稅收，它可以解釋兩者全壽期稅收收入差別的一半左右。

未來的可能變化

未來這種差距有很大的可能趨向減少，在不存在嚴重棄風限電的地區， 風電單位萬元投資收益甚至有可能超過煤電。未來，隨著電力市場化改革的推進，火電的年利用小時數很可能進一步下降。如果棄風問題能有所改善(當然，這是不確定性的)，固定標桿電價政策僅此一項就已經能夠對風電提供足夠的發展激勵。基於這一認識，再基於煤電2500小時數/年，及取消風電的“三免三減半”政策，對火電與風電兩者稅收差別的變動進行分析。

中國能源網