深度｜解析煤电规划建设风险预警

国家能源局连续三年制定发布基于未来第三年规划目标的煤电规划建设风险预警通知。2018年5月份，国家能源局发布的《2021年煤电规划建设风险预警的通知》，已经跨入“十四五”规划，是推进供给侧结构性改革，做好2018年防范化解煤电过剩产能工作，促进煤电有序发展，落实国家电力长期规划目标的一项重要措施。本人拟对有关问题做一不成熟的解析，希望大家批评指正。

一、当前煤电核准和建设仍然处于严格受控状态

2021年煤电装机充裕度红色预警地区包括黑龙江、吉林、天津等17个地区，橙色预警地区包括辽宁、河南、四川、广东等4个地区。与2020年相比，2021年煤电装机充裕度红色预警区域减少6个。其中，辽宁、四川、广东由红色预警变为橙色预警，陕西、上海、浙江由红色预警转变为绿色预警，湖北、江西、安徽由橙色预警转变为绿色预警。

应该说，预期2021年相比2020年电力供需形势即将发生的变化，导致部分地区煤电充裕度预警情况有所缓解，其中，一是部分地区电力需求旺盛，并且未来三年保持这个势头;二是这些地区煤电项目有序核准、开工、投产并且淘汰部分煤电落后产能，未来三年暂缓及拟淘汰煤电项目得到很好控制。

根据文件的要求，要基于2021年煤电规划建设风险预警，积极稳妥做好2018年防范煤电过剩产能工作，按照适度从严的原则，把煤电装机充裕度作为主要指标，分类指导各地煤电项目的核准、建设工作。

对于煤电装机充裕度指标为红色和橙色的地区，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目，并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序，以防加剧煤电过剩风险。

对于煤电装机充裕度为绿色的地区，要优先充分考虑跨省(区)电力互济等因素实现电力供需平衡。其次，对资源约束指标为绿色的地区，要在国家指导下，有序核准、开工建设自用煤电项目;而对于资源约束指标为红色的地区，要在国家指导下，落实国土、环保、水利等国家有关政策的要求，统筹研究煤电项目的规划建设问题。

可以看出，在煤电装机规划建设中有以下重要原则贯穿始终：未来三年煤电产能过剩形势没有根本改变;坚持适度从严;国家通过指导实施集中控制;有序核准、开工、投产;坚持跨省(区)电力资源配置;坚持生态红线刚性。

二、煤电装机充裕度预警指标体系的完善建议

煤电装机充裕度是预警中的重要指标。煤电装机充裕度预警指标是约束性指标，体现了当地煤电装机、电力供应的冗余情况。煤电装机明显冗余、系统备用率过高的为红色预警;煤电装机较为充裕、系统备用率偏高的为橙色预警;电力供需基本平衡或有缺口的、系统备用率适当或者偏低的为绿色。

文件中规定，“煤电装机充裕度预警指标基于2021年各省、自治区、直辖市电力系统备用率，分为红色、橙色、绿色三个等级。”换言之，电力系统备用率大小决定煤电装机充裕度三色预警等级。

但是，应该看到，电力系统备用率是包括了本地区发电侧所有电源的指标。而三色预警等级是总体上电力供需平衡程度，煤电装机只是电源的一部分。特别是，对于在发电侧非煤电装机比重比较大的地区，由电力系统备用率高推断出煤电装机冗余则有失偏颇。除非假设只能发展煤电而不能发展其它电源，从电力发展现状和未来方向上看，这种假设是不能成立的。

电力系统备用率计算方法也印证了上述判断：电力系统备用率=可用容量减去最大负荷的差值/最大负荷。这个公式存在另外两个问题：一是对可用容量和最大负荷计算方法缺乏统一的认识;二是电力系统备用率大小决定煤电装机充裕度三色预警，假定了煤电装机是满足调峰的需要——这是不经济、不现实的。

电力系统备用率大小决定煤电装机充裕度三色预警等级，实际上假定了电力系统备用率越大反而煤电装机利用小时越小，这个关系可能存在，但变化的程度和方向不一定一致。所以，电力系统备用率结合煤电装机利用小时综合起来判断煤电装机充裕度是一个值得研究的课题。

三、煤电建设经济性较难预测

煤电建设经济性预警指标为建议性指标，体现了在当地建设煤电项目的经济性。基于2021年各省、自治区、直辖市新投运煤电项目的预期投资回报率，煤电建设经济性预警分为红色、橙色、绿色等级。

投资回报率低于当期中长期国债利率的为红色预警;投资回报率在当期中长期国债利率至一般项目收益率(电力项目通常为8%)之间的为橙色预警;投资回报高于一般项目收益的为绿色。

在2021年各地区煤电建设经济性情况中，天津、山东、甘肃、青海、宁夏、四川、广西和云南8省区为红色预警。湖北、重庆、福建3个地区为橙色预警，其余为绿色预警。

煤电项目预期投资回报率，是政府煤电规划及项目控制及政策调控的一个重要参考指标，对于企业而言这是一个项目投资的否决指标。但是，三年后的预期投资回报率几乎不可能预测，利用小时、工程造价、单位煤耗、上网电价、煤炭价格、资金利率等指标预测偏差很难控制在合理范围之内。而且，政府控制上网电价的投资回报率，更不会与发电市场竞争下的投资回报率高度吻合，甚至大相径庭。三年后发电市场竞争程度及企业差别化(包括电量和价格)很难预测。

现在核准的煤电项目投产后基本上全部参与市场竞争。根据国家发展改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的通知》的规定，“对中发9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。”

如果预期投资回报率脱离实际偏高进入绿色区间，可能促使企业与政府博弈，导致煤电项目过度投资，更加加剧煤电产能过剩风险。相反，如果预期投资回报率脱离实际偏低计入红色或橙色区域，政府将很难调动企业投资煤电项目的积极性，可能因煤电项目投资不足导致电力短缺。

即使经济性指标作为建议性指标，如果不能把预测偏差控制在合理范围内，极可能对煤电项目投资产生误导。

四、需要持续完善的煤电规划建设风险预警方法

无论短期规划还是中长期规划，总体规划还是专项规划，通过电力规划达到准确控制电力建设规模是一个难题，期限越长难度越大。主要原因：一是电力规划方法及认识的局限性，二是实际情况往往发生了重大变化，三是规划落实过程中不确定性因素太多太复杂。

比如，太阳能规划问题。《电力发展十三五规划(2016~2020年)》中2020年太阳能发电装机1.1亿千瓦左右的预期目标，在2017年底提前三年完成。2018年5月31日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《2018年光伏发电有关事项的通知》，开始控制光伏发电新增建设规模，加大普通光伏电站和分布式光伏发电项目资源配置市场化竞争的力度，同时，在已经公布的2018年电价水平基础上又每千瓦时降5分钱，加快电价退坡速度。

同样，煤电规划建设风险预警机制也是一个持续完善的过程。2016年国家能源局在文件中称“研究建立了煤电规划建设预警机制”，2017年又称“建立完善了煤电规划建设预警机制”，2018年则称“进一步完善煤电规划建设风险预警”。2018年的预警方法比前两年已经发生了重大变化，比如，最终风险预警结果不再由约束性指标中的最高评级确定，并不再给出最终预警结果，经济性预警指标改为建议性指标。

根据以前各部分的探讨，本文建议专注煤电装机充裕度的预警(实际也是这么做的)，取消经济性指标预警，将资源约束指标转为煤电项目的其中一个边界条件。实现对未来三年连续滚动预警，及时修正数据，防止前后预警发生偏差。采取电力系统备用率和煤电利用小时相结合，并模拟建立电力供需模型，实现三种方法互相矫正，提高煤电装机充裕度预警的精度。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年6月15日第22期