煤电高烧难退

乔宠如

煤电过剩风险正在逐步显现。

数据显示，中国火电设备的年利用小时数已从2015年令业界忧心的“自1969年以来的最低值”4329小时，进一步缩减到了2016年上半年的1964小时。

与此同时，全国多地仍在上马各类燃煤发电工程项目。国家能源局局长努尔·白克力在今年上半年的一次公开发言中指出，目前全国煤电装机已超过9亿千瓦。如果再加上核准在建和纳入规划的项目，合计规模将超过12亿千瓦。“去年全国火电利用小时数4329小时，今年很可能进一步降至4000小时，应该注意防范潜在的过剩风险。”

核准程序复杂，“未批先建”成风

就在国家发改委和能源部门收紧核准政策、防范过剩风险之时，煤电项目“未批先建”的现象依然层出不穷。

8月3日，国家审计署公布了2016年第二季度国家重大政策措施贯彻落实跟踪审计结果。其中，广东粤电集团被指未经国家发改委核准上马茂名博贺2×100万千瓦超临界燃煤发电工程项目（以下简称“茂名博贺项目”）。截至2016年6月，该项目已累计完成投资32.73亿元。

广东粤电集团官方网站信息显示，尚未取得“路条”的茂名博贺项目已经被广东省发改委列入当地能源发展“十三五”规划。广东省委和茂名市政府官员还曾经多次来到博贺煤电公司调研该项目，表示希望继续加快项目建设，并要求相关部门限期解决项目的用水工程进度、用电线路征地等问题，确保能满足项目建设和投产需要。

《经济》记者了解到，2014年1月至2015年3月，常规煤电项目的各项审批权分别从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下放至各省级机构。在此之前，火电项目和热电站燃煤项目的投资建设需要编制申请报告，报送国家发改委审核。取得发改委同意项目开展工程前期工作的批文（也即“路条”）后，土地使用、资源利用、安全生产、环境影响评价等诸多配套文件的批复才能启动。

实际上，根据2004年国家发改委颁布的《企业投资项目核准暂行办法》规定，对应报项目核准机关核准而未申报的项目，或者虽然申报但未经核准的项目，国土资源、环境保护、城市规划、质量监督、证券监管、外汇管理、安全生产监管、水资源管理、海关等部门不得办理相关手续，金融机构不得发放贷款。“对于应报政府核准而未申报的项目或者虽然申报但未经核准擅自开工建设的项目，一经发现，相应的项目核准机关应立即责令其停止建设，并依法追究有关责任人的法律和行政责任。”中国政法大学环境法教授曹明德说。

然而，遗憾的是，长期以来，由于能源工程项目审批周期漫长、程序复杂，煤电等项目“未批先建”绝非罕事。

上述被审计署“点名”的茂名博贺项目，就曾在2011年12月至2013年5月间，3次向国家能源局提出建设申请。直到2014年2月，该项目仍未获批，但已经开工建设。

而在2014年，审计署也曾在针对大唐集团等11家中央企业的审计中发现，大唐、华润等大型国有涉煤企业均存在“未批先建”的情形。数据显示，仅在2012年，华润电力就有4个电站机组未按规定报经核准即开工建设，涉及装机容量10.11万千瓦；另有1个电站机组未按规定报经核准即投入运行，涉及发电量7.55亿千瓦时、售电收入2.83亿元。

“‘未批先建当然是违法行为，之所以屡见不鲜，主要还是由于违法成本过低。”北京公众环境研究中心主任马军表示，对于企业而言，如果等到相关手续齐全再施工建设，项目工期就会被大大延长，加剧成本。“一边办手续一边施工，或者先施工后补办手续，企业的经济成本会降低不少。”

具体有多少煤电项目未经核准就投入建设，我们不得而知。不过，中国能建华北电力设计院有限公司副总经理孙寿广曾经对比了1949年至2015年我国电力规划及其实际执行情况，结果发现：在计划经济时代，我国电力工业5年规划的执行情况与规划十分拟合，偏差仅在4%左右；而随着2001年我国加入世贸组织以来，市场化程度不断提高，规划与实际执行的偏差也越来越明显。

他向《经济》记者举例指出：“比如说‘十一五的电力发展规划。此前预测2010年全国发电量将达3.4万亿千瓦时，电力装机容量达到7.54亿千瓦。但是，实际的执行结果是，2010年全国发电量4.2万亿千瓦时，电力装机容量9.66亿千瓦。装机总量高出了2.1亿千瓦，相当于1995年全国装机的总和。”在他看来，规划与实情相差较多，既是因为电力工业规划没有跟上市场经济发展的步伐，也从一个侧面反映了电力市场宏观调控的失效。

审批权下放，煤电装机爆发式增长

与茂名博贺项目类似，位于陕西省府谷县的清水川低热值燃料资源综合利用项目（以下简称“清水川项目”）也曾在未取得“路条”的情况下施工。不同的是，随着煤电项目各项审批权的下放，清水川项目已经顺利获得了核准批复。

据了解，作为2010年陕西省政府规划建设的重点煤矸石综合利用项目之一，清水川项目于2011年3月正式开工，计划建设2×300MW煤矸石综合利用发电厂和配套建设100万吨/年的电石厂等。然而，直到2013年5月发电厂即将完工并网，清水川项目仍未取得国家发改委核准。

对此，项目建设方陕西新元洁能有限公司并不讳言，地方政府也在官方网站明确标注这一项目“尚未取得国家路条”。项目负责人接受新华社记者采访时表示：“国内同类项目的操作大多如此，都是边建设边办手续，这样可以节约时间，往往项目快建成，手续也办完了。”

“报道一出来，第二天，项目就停工了，好几个部门来到我们公司检查。”曾经在陕西新元洁能有限公司任职的李先生告诉《经济》记者，随后，清水川项目开始了完善手续的漫漫长路。“到了2014年底，因为审批权下放到了陕西省，项目终于拿到了核准批复。”

事实上，尽管审批权下放，但对于煤电项目，目前仍然实行国家控制规模、地方政府优选确定项目并在国家依据总量控制制定的建设规划内核准的管理办法。

然而，2015年，在火电发电量同比下降2.3%和全社会用电量增长仅0.5%的情况下，我国还是出现了各地竞相上马煤电项目的一幕。这一年，全年新增煤电装机5200万千瓦，而据国际环保组织绿色和平和煤炭研究机构Coalswarm的统计，这一数字更加惊人地达到了7900万千瓦，较往年显著提高。

煤电装机迎来了爆发式增长，上述管理办法究竟约束力几何可想而知。

华北电力大学经济与管理学院副教授袁家海认为，燃煤发电大爆发的原因，一方面是煤价与电价不匹配，使得煤电盈利水平达到历史高点而引发的投资冲动，另一方面也与审批权下放不无关系。

他告诉《经济》记者，就在环评权下放的最后时刻，环保部环评中心曾经否决了山西省两个低热值煤发电项目——中煤平朔、华润电力低热值煤项目。然而，随后拥有了环评审批权的山西省环保厅，不仅通过了上述两个刚被否决的项目，还于7个月内批复了23个同类型项目。

为了“多快好省”地为企业发放路条，山西省还专门出台了一系列支持文件。如项目申请报告经省发改委10个工作日内初审后，各专业组要在10个工作日内完成并联审核。项目单位签署承诺书后，省发改委需要10个工作日内出具核准文件，同时报送国家发改委、环保部等相关部门。

以中煤平朔集团为例。据报道，该企业2009年上报过一项低热值煤发电项目，直到2013年才得到国家能源局批复，历时3年多。而审批权下放至省后，4个多月就拿到同意批复，减少了54个审批环节。

袁家海统计，2015年全年，各级环保部门公示的燃煤电厂项目环评审批装机容量合计高达1.69亿千瓦，其中1.59亿千瓦已经获得环评批准或拟批准，而在2014年同期，这一数字只有4800万千瓦。

风险重重

爆发式增长的煤电装机总量已经引起了诸多后患。

我国火力发电的利用率——即实际产量和能够达到的最大产量之间的百分比——在2015年下降到49.4%，年利用小时数仅为4329小时，同比同比下降410小时，为1969年来的年度最低值。而据中国电力企业联合会2016年度预测报，火电利用率和年利用小时数还将进一步下降，并在2016年达到45.67%和4000小时。

通常来讲，火力发电与燃煤发电的利用小时数偏差非常小，仅在1%左右。因此，上述统计数据常常被业内专家用作论证煤电产能存在过剩风险的证据之一。

中国能源研究会副理事长周大地就曾表示，电力行业，特别是燃煤和火电的盲目投入特别突出，必须坚决停建、缓建一大批煤电项目。“任何再投入都会造成新的系统经济损失，而且也不会有新的经济效益产生。”

今年4月，努尔·白克力也在一次公开发言中指出，“十三五”期间，随着传统耗能行业加快去产能、调结构，服务行业比重不断提高，我国能源行业需求逐步放缓、产能过剩的矛盾日趋显现。“国家已经开始着手化解煤炭、钢铁行业过剩产能，电力领域也要防范煤电潜在过剩风险。”

袁家海则表示，尽管目前煤电企业利润良好，但如果发电企业基于短期盈利能力做出产能扩张的决策，未来会招致亏损和投资无法回收的长期风险。

他分析称，煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得了空前的利润。“看一看各省当前标杆上网电价与平准发电成本，我们发现，除了内蒙古和新疆（2-3分钱度电超额利润）外，其他大部分省份的度电超额利润均在5-8分钱。这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并助长其逆势投资，这是煤电‘高烧不退的主因。”

但同时，随着政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧，除少数省份外，其余地区的煤电项目都无法在寿命期收回投资，前景黯淡。

监管走向何方？

为了防范可能出现的过剩风险，国家发改委、国家能源局等部门连续出台了多项政策，特别是2016年4月连续发布了《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》和《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》3份“急刹车”文件，涵盖了煤电项目的规划、核准、建设、淘汰落后产能等各个环节，用以督促地方政府和企业取消、放缓燃煤火电建设步伐。

其中，《关于促进中国煤电有序发展的通知》指出，2017年前（含2017年），包括黑龙江、山东、山西、内蒙古、甘肃、广东等在内的13个省，应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目（不含国家确定的示范项目）。除缓核外，包括这些省份在内的15个省（区），除民生热电项目外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017年前应暂缓开工建设；正在建设的，适当调整建设工期，把握好投产节奏。

而在《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》中，监管部门则进一步按照建设经济性指标、装机充裕度指标和资源约束指标3个指标，将各地划分为红色、橙色和绿色3个等级进行预警。“预警为红色的，地方政府应暂缓核准煤电项目，企业慎重决策项目开工，在建项目要合理安排建设投产时序；预警为橙色的，地方政府和企业应慎重决策建设煤电项目；预警为绿色的，地方政府和企业应根据电力需求合理推进煤电项目规划建设。”据国家能源局电力司司长韩水说。

由于煤电项目从纳入国家电力发展规划到建成投产需3-4年时间，存在一定投产惯性，所以，预警目标为发布年后第3年，今年发布的为2019年预警。结果显示，除北京、西藏不再发展煤电外，全国有28个省（区、市）的预警程度为最严峻的红色，只有海南、安徽、江西3省为绿色，湖北为橙色。

上述“刹车”文件发布后，煤电产能过剩的局面并没有得到立竿见影的有效控制。根据绿色和平的统计分析，在文件发布之后的两个月内，仍有13个项目共计15.5GW开工建设，15GW煤电项目环评获得受理，相当于每周有两个大型煤电机组开工。

但同一时间，即便是在没有缓核限制的省份在内，也鲜有煤电项目获得各省发改委核准。这被绿色和平视为一个积极的信号。

袁家海也对这一煤电规划建设风险预警机制表示了肯定。他同时建议，国家有关部门应该及早研究出台适应经济新常态的电力发展规划，为低碳电力转型和完成2030年20%非化石能源目标打足提前量。“对电力明显冗余省份、大气污染防治重点区域和水资源红色预警地区，不再安排新增煤电规划建设规模。在继续深化审批制度改革的前提下，要强化全国规划指导省级规划，规划指导项目核准原则，并完善项目决策后评估和责任追究制度。”

袁家海还特别强调，唯有市场化才能打破发电企业对利用小时数和上网电价的超稳定预期，从而逐步建立真正市场化的电源投资机制。“我建议，2015年之后新投运的煤电项目不再核准年度发电计划，全部直接参与电力市场，按照业已明确的发用电计划放开时间表稳步推进市场化建设，让有效的价格信号在引导电源投资中发挥基础性作用。而政府部门，则应该更加注重自身角色的调整，通过建设全国碳市场、提高污染费（税）标准等措施逐步纠正燃煤发电负外部性，给可再生能源发展提供更加公平的市场环境。”

链接

欧洲收紧燃煤发电

国际环保组织绿色和平发布的报告显示：2015年，全球电力领域增加了至少84GW的新建燃煤发电装机，比2014年增长25%；2010年以来，473GW的燃煤电厂在全球范围内投产发电，其中90%建在亚洲，主要是中国和印度。

而在欧洲地区，由于欧盟领导人于2014年底达成的“温室气体排放量削减40%（与1990年相比）”的发展目标，各国均采取了各类有效措施，逐步取消煤炭投资和燃煤发电建设。

英国

2015年11月，英国能源大臣安布尔·拉德向公众发出建议：英国应在2023年前限制燃煤发电站的使用，并于2025年前关闭所有燃煤发电站。实际上，在2010年到2015年间，英国大约取消了12.5GW的燃煤发电装机规划。目前，英国唯一的拟建发电厂将采用碳捕捉和存储技术。

德国

德国政府设立的目标是：到2050年，将由可再生能源提供80%的电力。根据来自工业集团德国能源与水经济协会的数据，2015年，这一比例仅为30%。为此，大约2.7GW的燃烧褐煤的发电装机将被关闭，但会作为应急发电装置保留。

尽管雄心勃勃，但另一个不争的事实是，直到2014年，德国仍然是全球前十大煤炭开采国，并在不断建造新的大型燃煤电厂。目前，德国约有4GW煤电装机处于建设阶段，11GW处于拟建阶段。但考虑到现存的燃煤装机以及可再生能源的快速发展，电力过剩的苗头也已经在德国出现。据报道，投资11亿美元的 Westfalen Unit D第4机组本已开工，但在建设完成后不久，该项目拥有者德国莱茵集团表示，由于电价过低，投产和运行成本过高，这一机组将被拆除。