煤電“去補貼”有利能源轉型

趙慧

隨著補貼加碼，降低甚至取消環保電價的聲音逐漸高漲。

大氣環境治理利劍高懸，作為耗煤第一大戶的煤電產業綠色低碳轉型迫在眉睫。

7月26日，發改委、工信部等16部委聯合發布《關于推進供給側結構性改革 防范化解煤電產能過剩風險的意見》，提出淘汰落后產能、嚴控新增產能、實施超低排放改造、節能改造、靈活性改造等多項目標和任務。16部委協同作戰加上若干從嚴政策措施，這被視為近年最有力度的一次煤電調控政策。

然而，在不少專家看來，相對于去產能，去除現行發電政策給燃煤發電提供的制度性保護更加艱難。8月18日，在北京舉辦的中國電力圓桌第十次平臺活動上，華北電力大學經管學院教授袁家海在《發電計劃放開、煤電去補貼與擱淺資產處置》的研究報告中首次量化了煤電的諸項政策性補貼。

他表示，現行發電計劃政策和與之相配套的標桿上網電價政策及“三公”調度政策，給燃煤發電企業提供了有保障的回報預期，同時也提供了一系列事實上的顯性或隱性補貼。“發電計劃保護給煤電企業帶來的顯性或隱性補貼短期看似對煤電企業有利，但從能源轉型的大方向來看不利于電力行業轉型升級。”

顯性隱性補貼

“需要特別指出的是，報告雖借鑒了化石能源補貼的核算方法，但所界定的煤電補貼是現行體制給燃煤發電提供的制度性保護，不是一般意義上的化石能源補貼。”袁家海首先強調。

據他研究，我國在長期缺電情況下形成的發電計劃保護政策給煤電企業帶來的顯性或隱性補貼有三項，一是基于計劃上網電量發放的環保電價補貼，二是計劃保護下煤電對可再生能源的擠壓，三是標桿上網電價對煤電企業的價格保護。

針對燃煤發電帶來的大氣污染問題，2007年以來，我國對燃煤電廠脫硫、脫硝、除塵等環保設施的建設和投運給予資金補貼，尤其從2013年后，環保電價補貼政策不斷加碼，補貼金額逐年增加。

在假設煤電電量全口徑發放脫硫脫硝除塵補貼的情況下，袁家海核算發現，2013—2016年燃煤電廠環保電價補貼每年都超過1000億元。

近年，全國電力供應過剩現象日益嚴重，火電利用小時數下降明顯。需求有限供應過剩，可再生能源大量被棄，多地棄風、棄光、棄水現象愈發嚴重，導致可再生能源設備閑置，投資回報無法保障。

研究報告引用的數據顯示，2016年棄風現象出現在內蒙古、甘肅、新疆等11個省份，全年棄風電量高達497億千瓦時。棄光問題在西北5省份十分嚴重，2016年棄光電量達70.4億千瓦時。棄水現象主要出現在云南、四川兩省，其中四川累計棄水天數達179天，調峰棄水電量高達142億千瓦時，相當于四川全年居民用電量的40%左右，若這142億千瓦時的電量投入使用，將節省400多萬噸標準煤，減少排放1100多萬噸二氧化碳。

“根據可再生能源發電優先上網原則，這些清潔能源本不應該被白白浪費。”袁家海表示，因此他們將在發電計劃保護下煤電多發電量視為對可再生能源的一種擠壓，核算出風電、光伏、水電未能實現保障性發電部分的收益損失，并將其視為對燃煤發電的補貼。

此外，研究報告認為，偏離市場均衡的價格保護給了發電企業額外收益，也是一種制度性的隱性補貼。長期以來，我國實行以計劃為主的方式進行電價管理，由政府直接制定各類電源的標桿上網電價和銷售目錄電價。

隨著電力市場的放開，電力直接交易如火如荼，而且電量不再執行政府定價，更大程度上反映市場供求關系，2016年直購電交易規模約7000億千瓦時。袁家海通過近兩年來各地直購電競爭所帶來的電價降低空間，推算出計劃保護給燃煤發電企業的補貼額度。

根據他的核算，2016年，燃煤發電因發電計劃及其配套制度而享受的補貼合計為3057億元，其中，環保電價補貼1194億元，對可再生能源的擠壓補貼171億元，價格保護補貼1692億元。

不過，袁家海表示：“估算結果僅是對2016年的‘快照，對其解讀僅限于2016年這個特定時點。”

計劃放開 補貼取消

多重保護之下，燃煤發電由于獲得了有保障的回報預期，煤電裝機近年來迅猛增長。2015年和2016年，新建煤電機組仍達9214萬千瓦。“當前超出需求的投資計劃是煤電補貼帶來的直接負面效應，計劃保護掩蓋了過剩煤電的資產擱淺問題。”袁家海說。

對燃煤發電的補貼開始引發討論。以環保電價為例，盡管隨著燃煤發電機組脫硫、脫硝裝機容量占比不斷上升，我國廢氣中的主要污染物二氧化硫和氮氧化物排放量逐年下降。但隨著補貼加碼，降低甚至取消環保電價的聲音逐漸高漲。

研究報告認為，環保電價作為一種經濟刺激機制對大氣環境的改善能夠起到積極作用，毋庸置疑。但是，電力行業作為以保障民生、服務社會、提供公共產品和服務為主要目標的公益類國有企業，發展綠色經濟，推進節能減排工作，改善大氣環境，淘汰和改造高污染的煤電設施，應成為電企自身的社會責任。

根據“污染者付費”原則，煤電節能減排工作開展帶來的生產成本的增加，應當由煤電企業自己承擔，而不是由國家財政或消費者直接為其買單。

能源轉型的核心方向是發展低碳能源，而不僅僅是污染物的超低排放。投入大量的財政補貼到達不到排放標準的燃煤電站上，與建立最大程度環境友好的能源供應體系目標并不一致。

至于可再生能源，袁家海表示，在可再生能源基金缺口700億的同時，煤電卻能享受高達3000億元的隱性補貼，其助推的煤電投資沖動與中國能源轉型方向背道而馳。

今年3月，國家發改委和國家能源局發布《關于有序放開發用電計劃的通知》，明確了發用電計劃放開的推進路線圖。袁家海表示，隨著發電計劃的放開，對煤電行業的補貼將會大幅降低。endprint

他認為，以環保電價方式直接補貼煤電污染物控制是符合現有電價形成機制內在邏輯的，但在未來則需要通過市場機制來傳導；價格保護補貼之所以存在是因為標桿上網電價機制對目前過剩的市場環境不敏感，競爭機制的引入會很快打破這種保護；煤電對可再生能源的電量擠壓是在當前一個時期高棄置率環境下的階段性產物，隨著可再生能源并網效率的提高也將逐步取消。

據核算，補貼總額將由2016年的3057億元減少至2020年的264億～302億元。“隨著發電計劃的放開，失去了計劃保護的煤電在市場環境下競爭力將會降低，這有利于推動可再生能源發展和電力低碳轉型。”袁家海說。

科學把握去補貼節奏

2016年，受標桿上網電價平均下降3分錢/千瓦時、電煤價格上漲、利用小時數下降、市場化交易等多方面影響，煤電行業經濟效益急速下滑。當年火電行業利潤總額下降43.5%，全年企業虧損面上升至27.3%。

2017年，局面更加惡化。截至6月30日，五大發電集團實現利潤僅121.8億元，與其高達4.2萬多億元的資產總額很不相稱，而且資產負債率高企，均超過80%，火電業務全面虧損。

有分析認為，隨著電力體制改革的不斷深化，嚴重過剩環境下煤電行業未來的經濟效益前景不難預見，經營危機必然成為亟待解決的問題。

研究報告也認為，隨著發電計劃放開，燃煤電廠實際能夠拿到的各種隱性補貼大幅降低，利潤空間將大幅縮減。另一方面，隨著大量燃煤電廠建成投產，產能過剩下煤電廠的經濟效益將急劇下滑，會產生大量擱淺煤電資產。

擱淺煤電資產應如何處置？袁家海表示，中國煤電行業的虧損和擱淺資產風險是一個異常復雜的議題，政府實際的決策空間非常有限。“中國煤電行業高達95%的國有集中度充分說明了處置煤電擱淺資產的特殊國情，任由國有發電企業長期虧損會導致國有資產貶值，而能源行業的高負債高杠桿會進一步將擱淺風險擴大到整個金融經濟體系中。”

針對發電計劃放開和防范擱淺資產風險，袁家海建議，首先，要科學把握發電計劃放開下的煤電去補貼節奏。

“計劃電量比重、環保電價水平和計劃電量對應的標桿上網電價水平是決定煤電補貼的關鍵因素。針對發電計劃的電量和價格補貼，建議政府把握發電計劃放開進度，既要關注發電計劃放開所釋放的改革紅利，也要關注煤電企業的承受能力，在二者之間適當平衡，但應盡快明確環保電價降低和最終退出的時間表。”

其次，加快電力市場建設，促進燃煤機組定位由電量型機組向電力型機組轉變。袁家海說，市場化改革有明顯的去補貼效應，但也會直接影響煤電企業受益，因此應該盡快總結和推廣東北地區建立輔助服務市場的經驗，妥善處理好改造煤電機組、提升靈活性服務與保障可再生能源消納的關系。

通過嚴控新增產能、最嚴格的環保標準淘汰落后產能，最大化降低煤電行業調整的沖擊，縮短陣痛期。“只有盡快將煤電供應能力調控到與新常態下的電力需求相匹配的水平，才能切實解決煤電行業的整體虧損問題。調整期間，政府對煤電企業虧損的規模和持續時間應有正確的預期和足夠的容忍度。”袁家海說。endprint