導語：所謂的“風火發電小時數之爭”本質上是公共政策問題，在企業利益受損的背后，隱藏著的是全社會的福利與資源損失。

2015年后的能源市場供需日益呈現出供應過剩的局面。需求不振使得一些固有問題得以充分的暴露，其中“風電與火電爭發電小時數”在2016年更加日益顯現，使得大部分地區的“棄風”情況更加嚴重。第一季度，幾個風能豐富地區的棄風率高達50%，而火電利用小時數也在下滑，利用率不足的程度越來越大。

如何打破這種困局，是一個亟需探討的公共政策問題，需要一個全社會的視角。本文中，筆者首先討論火電過剩的標準問題，然后闡述為什么將這種“市場份額的爭奪”理解為“利益之爭”是誤導性的視角，說明需要徹底改造“戰場指揮官型”的規劃范式。更進一步，提供公共政策、特別是定價機制的調整的政策建議。最后，就如何發揮消費者的政策影響力、增強政策的政治可行性提供一些初步討論。

▼火電的“過剩”與否和程度需要明確的標準

——長期最優結構是選項

在一個競爭性的電力市場如短期競價市場中，如果相比缺少彈性的需求、供給負荷偏少(比如在一天中的高峰時段)，那么市場價格會大幅度的上漲，如果能夠運行的全部機組投入工作還無法滿足不可中斷的需求，那么價格的上漲會夸張到幾十倍到百倍的量級(如果沒有監管限價);而到了負荷低谷階段，價格完全可能跌落到接近于零，在可再生能源份額較大的電力市場中(比如德法奧、丹麥電力市場)，負電價的出現也已經是司空見慣的事情，每年存在幾十，甚至超過100小時。而如果存在行政限價(這種限價出于政治與社會層面的考慮，一般是存在的，比如是平均電價水平的100倍)，那么一個只有電量電價(energy-only market)的市場將永遠存在長期的系統充足性問題，因為機組基于邊際成本的報價，缺乏足夠的高價格來回收“沉沒”的固定資本。

因此，在起作用的短期市場中，供給的不足或者過剩，其表現充其量是電價的上漲或者下跌而已，沒有電力供應是松還是緊的必要。而長期，不過是一個又一個的短期而已，短期的價格上漲，會激勵新的機組進入市場逐利，而價格的下跌，則會極大的打擊新建機組的熱情。這屬于市場機制設計如何能夠激勵長期投資與系統充足性的問題。

這與我國的電力形態具有本質的區別，以至于我們不斷在是否會“缺電”與是否會“過剩”的循環中糾結，討論短期利用率低的現象，并且不加區分的賦予長期的容量含義(過剩了就關機組，缺了就猛上)。

現在，似乎我們又要開始爭論這個問題，只不過問題轉到了另外一個方面——電力的潛在過剩。火電機組的平均年利用小時數已經在4500小時上下，也就是滿負荷率降到了50%左右。我國電力系統中，大用戶直購正在推進、尚在長期用電層面，而“電力庫”類型的短期市場尚未建立。電力價格很大程度上仍由行政指令制定，其變化由行政命令觸發。缺少了價格的角色，如何判斷過剩還是不過剩?這顯然需要明確的、合理的判斷依據與標準。

最優的電源結構是個可能的長期標準。電力系統的一個基本的特征就是需求一直在波動，存在明顯的高峰與低谷，并且不方便大規模儲存與運輸。這種波動性意味著系統的負荷在隨時變化，必然有部分(甚至大部分)機組在較多的時間內處于低于銘牌出力的狀態。從持續負荷曲線看，可以根據利用小時數適當離散化，分為基荷、腰荷以及峰荷，體現系統的波動程度。基荷可以有大于7000小時的利用率，適合一些低可變成本的機組(比如水電、核電)，而峰荷的利用率通常只有幾百小時，一些小的、單位千瓦投資低的機組就有優勢了，平攤到利用小時的成本要大大低于一些大容量、資產密集型機組。這種滿足峰荷的機組，其能源效率將變得無關緊要。不同機組具有不同的長期平均(邊際)發電成本，從最低的水電，到最貴的光伏乃至一些其他的先進技術發電(比如燃料電池)，以及不同的可變與固定成本的構成。

從維持系統平衡來看，沒有任何一種發電類型可以完美無成本的復制負荷曲線的形狀，而可控機組出力的可預測性與可再生能源的隨機性也存在較大的區別。沒有一種電源是適應100%需求情況的，系統存在一個最優的電源結構。從世界各國的實踐來看，也充分說明了這一點——除了挪威、法國等少數例外與一些管制市場以外，所有國家的電源結構都是高度多樣化的，不存在絕對占優的電源類型(比如超過50%發電份額)。

回到我國，2015年，煤電在電力系統中仍舊占據超過60%的裝機以及70%的發電量，以至于大部分地方的煤炭機組都具有普遍較大的調峰義務，盡管其啟停循環的靈活性遠比不上氣電、由此帶來的資產回收期拉長的損失也大于后者。從煤電的技術、投資特性來講，其在電力系統中的最優份額(基于系統總成本最小的價值標準)將可以預見，不應該超過了60%之多。從這個角度與標準，我國的煤電機組份額過大，存在著明顯的“過剩”。這種過剩，是長期存在的過剩，因為它超過了煤電在系統中的“最優份額”，而不在于需求與供給間的不平衡。四川、湖北、云南這些水電極其豐富的地區，其他電源類型通常只有運行半年乃至幾個月的機會。這些地區都建設了若干重資產的大型燃煤發電，而不是輕資產的天然氣發電，是這種過剩比較集中的表現。

▼“風火爭發電小時數”解讀為利益之爭是誤導

——需要全社會視角

如果將“棄風”的原因解釋為火電與風電的利益糾纏，“統籌二者的利益”自然是其解決方案。但是這種思路轉移了話題，跳過“做蛋糕”的系統最優化問題，直接解讀為“分蛋糕”的分配問題(這個當然也重要，但是無疑是第二位的)，將追求效率為基本價值目標的經濟議題，變成了一個充滿妥協意味的政治議題。這是一種比較強的誤導，也很難由此得到任何可行的解決方案。

作為已建成的機組，風電還是火電來發，不應該是風火之間的討價還價，而應該基于全社會效益最大化的標準。風電幾乎沒有燃料成本，發一度電就節省一度電的煤炭。潛在地，消費者也應該會從這一替代中獲得好處，比如更低的電力價格。

我們可以做個思維實驗。比如，如果甘肅的問題發生在德國，我們會看到什么呢?這起碼會包括：

1.風電的發電比例超過40%(而不是現在的10%)，全年8760小時有10%以上的時間出現零與負電價(多用電變得有利可圖)，其他時間的電價水平也大幅下跌，消費者獲利頗多;

2.煤電虧損得一塌糊涂，啟停調峰頻繁，年利用不超過1500小時，關停嚴重，釋放未來停止建設的信號;

3.個別時刻電價上漲100倍，激勵新的發電(比如儲能)與先進的用電方式。

必須指出的是，風電的優惠電價是政策手段，跟市場價格下跌在很大程度上是不相干的兩個事情。邏輯上，可以二者同時接受，也可以都不接受，或者可以接受任意一個。結構變化帶來的劇烈利益調整，不需要也無法“協調”(正當的利益是沒法挑戰的,也不應該挑戰)，否則無法解釋為何之前屢屢無法協調成功。

如果讓火電占據了本不屬于自己的更大市場份額，那么從社會的視角來看，每發一度電，就需要額外多消耗一度電的煤，這必然反映在終端的電力成本上。這意味著短期內(這個前提也很重要)，全社會的福利與資源損失。這種爭奪，對于全社會而言是存在損失的，不應該成為政府仲裁、火電與風電之間的討價還價，而應該從“全心全意為人民服務”而且是“全體電力用戶”，從全社會的視角提出解決方案。進一步降低電力供應過剩、風電豐富地區的電價水平，是一項必須做的工作。這也可以在“顯示偏好”上驗證，到底煤炭的低谷調峰能力有多大(電價下降到何種程度，煤電就寧愿停機，而不愿意在序列里待著承擔電價低于流動成本的損失了)。

▼需要改造“戰場指揮官”型的電力規劃范式

——成為社會公共品

過去的電力規劃，經過很多年的發展，形成了自身的一套方法論，甚至是語言范式與修辭。典型的就是對各種電源發展的抽象形容詞界定(比如煤炭要優化、水電要大力、風電要積極、核電要安全)、對地區與能源品種的所謂“定位”(比如能源基地建設)，對給定需求的供給方案的安排(比如2020年需求多少是個“盤子”)與控制。落實到具體的工作層面，就是各種能源項目的結構、布局、時序與基礎設施保障等。

這種范式很像“戰場指揮官”，所以也有“全國一盤棋”、“統籌”、“協調”一說。但是隨著能源與電力行業市場機制的逐步建立，這種方式越來越不具備實施的條件，如果以行政強力實施，反而會極大的扭曲市場帶來各種隱患，造成全社會福利的損失。

直觀的，這種規劃如果強調執行力與剛性，是可以解決風電與火電的這種沖突的。但是這種解決的方式無疑是自由量裁式的。對煤電基于“生存”問題的照顧與說辭，并沒有考慮全社會利益的最大化。這種生存問題的解決，通過民政部“分蛋糕”的方式更直接，對社會的負面影響理論上也會更小。

現實中的操作性問題往往在于，規劃設計的“定位”可能與相關利益群體的激勵嚴重不相容，無法具有這種執行力。沒有地區與能源品種甘愿被“定位”為限制發展的，煤炭也不會愿意被“定位”為“落后的能源”，風電也不會甘愿被白白棄掉而損失收益。這也是規劃中形容詞之所以抽象的原因。

如果沒有對規劃過程中各種利益集團潛在“利益沖突”(critical competing interest)的有效考量，那么規劃就無法得到預期的結果。不考慮這種利益沖突，規劃執行必須遇到強烈的反彈，“墻上掛掛”。目前，多數能源項目的審批職權已經下放到省政府層面，對于各地方尋找適合自身的電力供應成本更低的方式，具有積極作用。所需要的是，在建立公平的競爭機制以解決利益之爭之前，如何通過其他的補充政策來彌補這種下放可能產生的漏洞。

從規劃來講，改造其基本的方法論，以起到信息溝通，發揮糾正外部性影響的作用，成為一個社會公共品，是應有之義。這方面的改造，從筆者的專業角度，可以包括：

明確規劃的編制范圍。完全市場競爭領域的規劃基本沒有必要。只有存在外部性的領域才需要編制規劃，包括負的外部性與正的外部性。前者比如大氣污染的不同區域間的聯防聯控，以及世界各國對各方面影響巨大的大水電與核電項目的政府審批控制;后一個比如電網/油氣管網的主干網走向設計與連通等。這將有利于形成一個更加規范與更大的市場，促進市場的公平競爭。

顯性處理不確定性。從全社會與政府公共政策視角，“2020年的電力需求是多少”，這甚至就不是一個正確的問題(當然，對市場中的企業，這是有意義的，因為企業的投資決策需要選擇并承擔風險，并且在多數情況下，它需要將政策環境視為給定)。能源與經濟系統都是開放的系統，人們的行動與政策的作用永遠會導致完全不同的結果。這個系統不具有可預測性，而具有可塑造性。這種不確定性需要顯性處理，建立更具有彈性的發展適應體系。

制定更有彈性的目標與政策。無論從哪個角度而言，“總量控制型”為代表的“命令-控制型”政策都是差政策，不具有隨時間與信息增加調整的靈活性，不具有合理的政策工具來實現與嚴格對應，很容易一刀切，不易操作或者操作過度。結構性政策與強度型政策更好，但是要解決“連續區間”上設定的問題，這需要明確的價值標準。

有了這樣的改變，我們有理由期待，火電作為“舊有勢力”，其地位與各種政策照顧將不可避免的受到限制，不具有任何時間空間靈活性的定位優勢也將有所消除。

▼降低火電建設激勵的政策措施

——容量電價與大幅下調電價

以往的火電，事實上是承諾給予一定數量的小時數的，比如5000小時。在保證風電的全額入網符合全社會利益最大化的前提下，這種大幅調降的小時數或者電價水平，會對火電的收益形成巨大的負面影響，將構成巨大的政策變化。這方面，秉持“老人老政策、新人新政策”的基本原則可能是合適的。因為老機組的投資已經基于過去的政策環境發生，不可改變。從法律意義上，面臨著監管體系的突然變化(可以稱之為policy shock)，已建成資產可能面臨著“擱置”或者“低利用率”風險，監管者應該補償這種由于政策變化帶來的投資損失。

但是，需要補償的僅僅是投資損失，而不是要繼續依靠這種資產取得超額利潤。所以，政策措施的著眼點，是如何補償已有機組尚未收回的投資成本。容量電價將是一個可行的選項。

具體的設計可以考慮如下：

大幅下調電價水平——對已經折舊完畢的老電廠與新建電廠，大幅下調電價水平。電價水平應該調整到大致相當于煤電燃料成本(其他成本都接近固定成本，或者準固定成本)的程度，作為電量電價。

容量電價——給予仍在折舊階段的次新電廠回收固定成本的機會，保證免受政策變化的影響，也降低其爭發電小時數的沖動(需要與低電價水平結合)。對于合法的已經通過核準的新電廠，也實施容量電價，并強制未來參與開始運行的電力市場份額競爭。

保證風電固定優惠電價的執行——這是可再生能源法的要求，是處于學習過程中的風電的激勵政策手段，與電價形成機制無關。

▼政策措施能夠更加可行的制度變革

——建立電力消費者組織

以上的這些措施，是在起作用的電力市場缺失的情況下，對市場運行情況的“近似模擬”。這可以打破“風火爭發電小時數”的困局。與此同時，通過大幅下調電價與根據機組年齡給予容量電價，將這部分“剩余”(原來存在于已有火電廠，是通過行政手段保證的)體現在終端電價的下降中。降低由于電力價格高帶來的全社會的福利損失。

這將是影響煤電廠未來收益的巨大政策改變，會存在很大的阻力，但是對全社會來說無疑是一個“做大蛋糕”方面的變化，將極大地降低全社會的用電成本。要增強其實施的政治可行性，選擇這項政策改變的“贏家”——消費者參與政策設計與討論是必要的。

過去的煤電價格是否聯動、聯動程度如何，全然取決于電力部門與政府之間的討價還價，風電與火電市場份額的爭奪也是如此。作為重要利益攸關方的電力用戶，特別是大的電力用戶，比如鋼鐵、有色、化工等高耗能企業與商業用戶是完全缺位的。這是造成過去電價下調不及時、不足夠的重要原因。

強調構建有效競爭的電力市場的體制機制改革已經啟動，但是仍需要時日才可以發揮作用。在這一過渡時期，成立代表電力消費者的組織對增強政府對電力系統運行的及時、有效監管將不無裨益。建議政府牽頭成立主要工業與商業大用戶構成的“中國電力用戶聯合會”，更好地研究、服務、監督中國電力價格的變動情況。與此同時，該聯合會有望發揮“系統整合商”的角色，在先進用電方式探索、售電主體構成、需求側響應等方面發揮潛在的建設性作用。