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哪些是煤电部门的“落后产能”?
2017年09月21日 09:32  中国化工机械设备网    点击:261
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  “落后就往往意味着关停”的常态思维与做法是不符合经济逻辑的。而新建的大容量机组其实是系统可以预见中的“落后产能”。
 
  8月初,政府16部门联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》,指出受经济增速放缓、电力供需形势变化等因素影响,多个地区将会出现电力过剩情况(系统备用率大部分超过20%,直辖市超过40%),防范化解煤电产能过剩风险刻不容缓。对此,《意见》提出工作目标,要求“十三五”期间全国依法依规淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组,总计2000万千瓦以上。
 
  在此之前的2016年4月,发改委能源局连续下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份文件,其中第一份对煤电行业的“落后产能”进行了界定,应该包含“不符合要求”之义。这包括:
 
  >>>> 1.单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组;大电网覆盖范围内,单机10万千瓦及以下的纯凝煤电机组;大电网覆盖范围内,单机20万千瓦及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组;
 
  >>>> 2. 改造后供电煤耗仍达不到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2013)规定的机组(不含超(超)临界机组);
 
  >>>> 3. 污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组,特别是单机30万千瓦以下,运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。
 
  相比之前诸多文件“暧昧”的表达,这一标准的明确无疑意味着一个巨大的进步,是减少政府自由量裁、消灭“战场指挥官”范式的必要步骤。
 
  抛开“法无追溯”的基本法律原则不谈,这些标准的确定,其背后的价值标准往往也是需要讨论的。标准暗含的价值观是什么?不同标准之间是否存在互补或者冲突?合理的价值标准是什么?这将是本文的讨论主题与接下来的内容。
 
  在此基础上,本文将针对“落后就往往意味着要关停”的常态思维与做法,分析为什么这样是不符合经济逻辑的。
 
  本文分析认为:基于全社会效益最大化的价值标准,目前新建的(比如最近5年)大规模60万千瓦及以上、高参数超(超)临界机组是目前中国煤电序列(fleet)中的“落后产能”;那些小规模、已经完全收回投资,并且可能更加具有灵活性的小煤电机组,具有充分的市场容量价值与平衡价值;“落后”的并不需要关停,投资已经发生,不可改变,即使利用率很低,甚至接近于零,也可以作为高峰用电时期的战略备用或者储备。
 
  容量标准与煤耗标准暗含着“机组越大越好”的逻辑
 
  技术上讲,大容量、高参数的煤电机组,具有比小机组更好的能源效率。过去的上大压小,从关停5万、10万到20万机组,延续了容量标准的逻辑,与煤耗标准存在一致性。
 
  2004年,国家发改委出台了新建燃煤电站的技术标准,要求新建火电单机容量原则上应为60万千瓦及以上,发电煤耗要控制在286克标准煤/千瓦时以下。按照《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》,到2020年,现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时,其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。
 
  如今,所有新建的燃煤纯发电机组,往往都是60万/100万的大机组。但是问题在于,由于电力需求增长的放缓,以及各种机组的竞争,大锅饭式的市场份额分配,使得所有的机组都无法工作在高负荷乃至是满负荷的状态,大容量机组的优势往往无法发挥。负荷降到75%时,超超临界机组能耗水平就可能成了超临界机组,降到50%负荷就往往成了亚临界机组。既然这样,为何当初不直接建设亚临界?2004年出台的一刀切政策,已经成为煤电内部最优结构形成的政策障碍。
 
  事实上,能源效率指标仅仅是煤电表现的一个方面而已,只是决定最终发电成本的一个因素,完全不能作为总体决策依据。机组并不是越大越好,对机组经济性的追求往往应该是更关键的,符合全社会效益最大化的(为社会提供了便宜的电力)。即使完全从系统运行的角度出发,由于需求的波动性的存在,小机组的单位供电成本,也有比大机组低的可能性。比如,对于一个特定地区,不大的需求增长前景下,小机组往往更合适,因为利用率可能会低。
 
  例如,美国在上世纪70、80年代,超临界机组的建设要远少于亚临界机组。原因是需求放缓,银根缩紧,人们倾向于建设小机组以降低投资风险,并且超临界机组的运行与维护成本高。尽管在此之前,超临界机组已经从60年代就开始流行了,2/3以上的新建机组曾经是超临界。
 
  环保标准很大程度上具有独立性
 
  从微观的技术角度而言,提升环保标准往往意味着对能源指标的恶化。很简单,额外的回收设施基本都是耗能的,排放的减少很大程度上是通过额外的耗能换取的。脱硫脱硝,往往意味着比不脱5%-10%的效率恶化,而空冷机组的能源效率也要比湿冷要低10%。
 
  这是取得更好的环境表现需要付出的代价。现实中是否需要这样做,往往需要的是经济标准(成本效益分析,提高标准的收益超过了其成本)或者法律视角(满足法律标准要求),而不是排放指标越高越好。
 
  从法律标准视角,日益提高的各项标准,意味着发电厂需要额外的努力去实现全部标准。这些标准往往存在着互相加强或者得失平衡,环保标准往往是“最紧”的那个约束,这在很大程度上具有独立性,需要特别的措施予以保障。
 
  对煤电发展的限制性措施坐实了过去的“上大压小”政策指向累计排放增加的方向。笔者在《能源》杂志2014年9月份的文章中指出,“十一五”期间,全国累计关停小机组7700万千瓦。这一关停对煤电排放的动态影响,究竟是增加排放的,还是减少排放的,取决于后续何种的煤电发展政策。如果2020年实施了煤电发展的限制政策,那么“上了大机组”(机组平均年龄8岁左右)的累计排放将可以预计的要高于当初“小火电正常到期”(机组平均年龄10岁)的假想情况。既有小机组已经运行了一段时间,很可能在未来10-15年就会到期关闭,而由于政策限制,不会有新的煤电机组建设,煤电总体容量随自然退役下降很快;而上大压小,新建大机组无疑将有很大可能性运行到设计寿命结束,比如30年以上(否则意味着再一次的提前退役)。
 
  因此,目前出台的煤电发展限制措施,将意味着过去的上大压小政策,从减少总体排放,特别是具有累积效应的温室气体排放有效性的角度,是一个适得其反的政策。
 
  新建的大容量机组是系统可以预见中的“落后产能”
 
  笔者在之前的一系列文章中提到,各种类型机组的组合,而不是一味的大机组或者基于满负荷小时数长期平均成本最低的煤电机组的组合是成本更优的。从煤电的技术、投资特性来讲,其在电力系统中的最优份额(基于系统总成本最小的价值标准)将可以预见的不应该如此之高,超过了60%。从这个角度与标准,我国的煤电机组份额过大,存在着明显“过剩”。
 
  这种过剩,是长期存在的过剩,因为它超过了煤电在系统中对应于系统成本最小化的“最优份额”。而不在于短期的电力供求平衡问题,那是总量的问题,而不是结构的问题。四川、湖北这些水电极其丰富的地区,其他电源类型通常只有运行半年乃至几个月的机会。这些地区都建设了若干重资产的大型燃煤发电,而不是轻资产的天然气发电,是这种过剩比较集中的表现。
 
  新建的大型机组,面临着电力全面过剩与煤电长期过剩环境下电力市场价值的下降(避免的用电成本),而本身还没有足够的时间回收固定资产(从项目经济评价而言,折旧还远没有完成;从业主经济评价而言,还未充分还贷),会计亏损的概率很大;大型机组运行维护成本高,不带基荷运行效率损失大,运行不够灵活,长期50%左右运行,大马拉小车。
 
  可以预见,在市场环境下,这些大机组将是“亏钱”(missing-money)的那部分机组,生不逢时,属于不折不扣的“落后产能”。那么,这部分产能有多大呢?卓尔德Draworld研究中心对过去与今后5年预期的煤电增长,根据容量大小做了可视化的工作(图1)。从2006年算起,到2016年的这十年,超过60万千瓦的新建超临界机组超过1.5亿以上。整体煤电机组的平均年龄11-12岁。
 
  落后的为何要一律关停?
 
  落后只是对机组可能盈利前景的描述,并不涉及是否需要关停的任何含义。在本轮供给侧结构性改革中,一旦被认定为“落后”,往往就意味着关停,这其中存在着逻辑跳跃。落后即使是事实,为什么就不能存在?这些小机组往往资本成本已经回收,燃料成本占比很高(因为能源效率较差,比如度电煤耗在300克以上),放在那里不用,相比而言不显著的增加成本。从系统价值而言,必要的时候(比如夏季用电高峰)还可以调峰,作为事故与紧急备用;从机组本身的经济收益而言,也可以进一步取得利润。
 
  2016年下半年以来,钢铁、煤炭与煤电的需求形势都有所反弹,在政策讨论中出现了“防止落后产能死灰复燃”的说法。似乎一旦“定位”为落后产能,就没法子翻身了,成了一棍子需要打死的。应该讲,这是一种十分霸道的战场指挥官思维方式。市场形势好转了(比如经济周期变得向上走),企业为何不能提升一下利用率,以获得利润,减少会计上的亏损?这对于全社会满足供应、解决就业、提升产能利用率、促进竞争都是不无裨益的。
 
  总结
 
  通过本文的分析,我们认识到:新建的大容量机组是短期内可以预见中的“落后产能”。这部分落后产能,投资成本大部分还没有回收,面临着很高的银行负债。而由于总体供给的严重过剩(至少在十三五无法消化),其加入整个系统的额外价值很低。如果没有强的政策措施的保证,在市场环境中将面临一个远远无法回收固定资本的电价水平,往往巨额亏损,甚至存在现金流断裂的风险。
 
  当然,现在的管理机制下,这部分机组通过给定小时数(尽管有所缩水),给定上网标杆价格(已经大大超过电力供给的边际社会价值)几乎隔绝了市场风险。但是无疑,这种措施是以全社会无法享受更低的电价水平(比如对应于传统化石能源机组的燃料成本)为代价的。在政策变动上,政策曾经规定,对于2017年3月以后建成投入运行的煤电机组,将不再给予任何小时数保证,是一个非常积极的变化。出于政策的连续性,这项政策需要考虑过去几年机组的生存问题。加快电力市场改革与电价形成机制改革,特别是小时间尺度电力市场(比如日前)的建设,将在很大程度上压缩这部分机组的盈利前景,从而在或多或少的程度上“去产能”。但是一般而言,不存在通过行政强力措施干掉某部分机组(包括老机组与新机组)的经济效率上的必要。这将坐实“搁置”资产的潜在损失,也无助于发电行业的竞争、系统充足性与长期可持续。


(来源:中国化工机械设备网)

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