导读：所谓的“风火发电小时数之争”本质上是公共政策问题，在企业利益受损的背后，隐藏着的是全社会的福利与资源损失。
2015年后的能源市场供需日益呈现出供应过剩的局面。需求不振使得一些固有问题得以充分的暴露，其中“风电与火电争发电小时数”在2016年更加日益显现，使得大部分地区的“弃风”情况更加严重。第一季度，几个风能丰富地区的弃风率高达50%，而火电利用小时数也在下滑，利用率不足的程度越来越大。
如何打破这种困局，是一个亟需探讨的公共政策问题，需要一个全社会的视角。本文中，笔者首先讨论火电过剩的标准问题，然后阐述为什么将这种“市场份额的争夺”理解为“利益之争”是误导性的视角，说明需要彻底改造“战场指挥官型”的规划范式。更进一步，提供公共政策、特别是定价机制的调整的政策建议。最后，就如何发挥消费者的政策影响力、增强政策的政治可行性提供一些初步讨论。
火电的“过剩”与否和程度需要明确的标准——长期最优结构是选项
在一个竞争性的电力市场如短期竞价市场中，如果相比缺少弹性的需求、供给负荷偏少(比如在一天中的高峰时段)，那么市场价格会大幅度的上涨，如果能够运行的全部机组投入工作还无法满足不可中断的需求，那么价格的上涨会夸张到几十倍到百倍的量级(如果没有监管限价);而到了负荷低谷阶段，价格完全可能跌落到接近于零，在可再生能源份额较大的电力市场中(比如德法奥、丹麦电力市场)，负电价的出现也已经是司空见惯的事情，每年存在几十，甚至超过100小时。而如果存在行政限价(这种限价出于政治与社会层面的考虑，一般是存在的，比如是平均电价水平的100倍)，那么一个只有电量电价(energy-only market)的市场将永远存在长期的系统充足性问题，因为机组基于边际成本的报价，缺乏足够的高价格来回收“沉没”的固定资本。
因此，在起作用的短期市场中，供给的不足或者过剩，其表现充其量是电价的上涨或者下跌而已，没有电力供应是松还是紧的必要。而长期，不过是一个又一个的短期而已，短期的价格上涨，会激励新的机组进入市场逐利，而价格的下跌，则会极大的打击新建机组的热情。这属于市场机制设计如何能够激励长期投资与系统充足性的问题。
这与我国的电力形态具有本质的区别，以至于我们不断在是否会“缺电”与是否会“过剩”的循环中纠结，讨论短期利用率低的现象，并且不加区分的赋予长期的容量含义(过剩了就关机组，缺了就猛上)。
现在，似乎我们又要开始争论这个问题，只不过问题转到了另外一个方面——电力的潜在过剩。火电机组的平均年利用小时数已经在4500小时上下，也就是满负荷率降到了50%左右。我国电力系统中，大用户直购正在推进、尚在长期用电层面，而“电力库”类型的短期市场尚未建立。电力价格很大程度上仍由行政指令制定，其变化由行政命令触发。缺少了价格的角色，如何判断过剩还是不过剩?这显然需要明确的、合理的判断依据与标准。
最优的电源结构是一个可能的长期标准。电力系统的一个基本的特征就是需求一直在波动，存在明显的高峰与低谷，并且不方便大规模储存与运输。这种波动性意味着系统的负荷在随时变化，必然有部分(甚至大部分)机组在较多的时间内处于低于铭牌出力的状态。从持续负荷曲线看，可以根据利用小时数适当离散化，分为基荷、腰荷以及峰荷，体现系统的波动程度。基荷可以有大于7000小时的利用率，适合一些低可变成本的机组(比如水电、核电)，而峰荷的利用率通常只有几百小时，一些小的、单位千瓦投资低的机组就有优势了，平摊到利用小时的成本要大大低于一些大容量、资产密集型机组。这种满足峰荷的机组，其能源效率将变得无关紧要。不同机组具有不同的长期平均(边际)发电成本，从最低的水电，到最贵的光伏乃至一些其他的先进技术发电(比如燃料电池)，以及不同的可变与固定成本的构成。
从维持系统平衡来看，没有任何一种发电类型可以完美无成本的复制负荷曲线的形状，而可控机组出力的可预测性与可再生能源的随机性也存在较大的区别。没有一种电源是适应100%需求情况的，系统存在一个最优的电源结构。从世界各国的实践来看，也充分说明了这一点——除了挪威、法国等少数例外与一些管制市场以外，所有国家的电源结构都是高度多样化的，不存在绝对占优的电源类型(比如超过50%发电份额)。
回到我国，2015年，煤电在电力系统中仍旧占据超过60%的装机以及70%的发电量，以至于大部分地方的煤炭机组都具有普遍较大的调峰义务，尽管其启停循环的灵活性远比不上气电、由此带来的资产回收期拉长的损失也大于后者。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，不应该超过了60%之多。从这个角度与标准，我国的煤电机组份额过大，存在着明显的“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的“最优份额”，而不在于需求与供给间的不平衡。四川、湖北、云南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。
“风火争发电小时数”解读为利益之争是误导——需要全社会视角
如果将“弃风”的原因解释为火电与风电的利益纠缠，“统筹二者的利益”自然是其解决方案。但是这种思路转移了话题，跳过“做蛋糕”的系统最优化问题，直接解读为“分蛋糕”的分配问题(这个当然也重要，但是无疑是第二位的)，将追求效率为基本价值目标的经济议题，变成了一个充满妥协意味的政治议题。这是一种比较强的误导，也很难由此得到任何可行的解决方案。
作为已建成的机组，风电还是火电来发，不应该是风火之间的讨价还价，而应该基于全社会效益最大化的标准。风电几乎没有燃料成本，发一度电就节省一度电的煤炭。潜在地，消费者也应该会从这一替代中获得好处，比如更低的电力价格。
我们可以做个思维实验。比如，如果甘肃的问题发生在德国，我们会看到什么呢?这起码会包括：
1.风电的发电比例超过40%(而不是现在的10%)，全年8760小时有10%以上的时间出现零与负电价(多用电变得有利可图)，其他时间的电价水平也大幅下跌，消费者获利颇多;
2.煤电亏损得一塌糊涂，启停调峰频繁，年利用不超过1500小时，关停严重，释放未来停止建设的信号;
3.个别时刻电价上涨100倍，激励新的发电(比如储能)与先进的用电方式。
必须指出的是，风电的优惠电价是政策手段，跟市场价格下跌在很大程度上是不相干的两个事情。逻辑上，可以二者同时接受，也可以都不接受，或者可以接受任意一个。结构变化带来的剧烈利益调整，不需要也无法“协调”(正当的利益是没法挑战的,也不应该挑战)，否则无法解释为何之前屡屡无法协调成功。
如果让火电占据了本不属于自己的更大市场份额，那么从社会的视角来看，每发一度电，就需要额外多消耗一度电的煤，这必然反映在终端的电力成本上。这意味着短期内(这个前提也很重要)，全社会的福利与资源损失。这种争夺，对于全社会而言是存在损失的，不应该成为政府仲裁、火电与风电之间的讨价还价，而应该从“全心全意为人民服务”而且是“全体电力用户”，从全社会的视角提出解决方案。进一步降低电力供应过剩、风电丰富地区的电价水平，是一项必须做的工作。这也可以在“显示偏好”上验证，到底煤炭的低谷调峰能力有多大(电价下降到何种程度，煤电就宁愿停机，而不愿意在序列里待着承担电价低于流动成本的损失了)。
需要改造“战场指挥官”型的电力规划范式——成为社会公共品
过去的电力规划，经过很多年的发展，形成了自身的一套方法论，甚至是语言范式与修辞。典型的就是对各种电源发展的抽象形容词界定(比如煤炭要优化、水电要大力、风电要积极、核电要安全)、对地区与能源品种的所谓“定位”(比如能源基地建设)，对给定需求的供给方案的安排(比如2020年需求多少是个“盘子”)与控制。落实到具体的工作层面，就是各种能源项目的结构、布局、时序与基础设施保障等。
这种范式很像“战场指挥官”，所以也有“全国一盘棋”、“统筹”、“协调”一说。但是随着能源与电力行业市场机制的逐步建立，这种方式越来越不具备实施的条件，如果以行政强力实施，反而会极大的扭曲市场带来各种隐患，造成全社会福利的损失。
直观的，这种规划如果强调执行力与刚性，是可以解决风电与火电的这种冲突的。但是这种解决的方式无疑是自由量裁式的。对煤电基于“生存”问题的照顾与说辞，并没有考虑全社会利益的最大化。这种生存问题的解决，通过民政部“分蛋糕”的方式更直接，对社会的负面影响理论上也会更小。
现实中的操作性问题往往在于，规划设计的“定位”可能与相关利益群体的激励严重不相容，无法具有这种执行力。没有地区与能源品种甘愿被“定位”为限制发展的，煤炭也不会愿意被“定位”为“落后的能源”，风电也不会甘愿被白白弃掉而损失收益。这也是规划中形容词之所以抽象的原因。
如果没有对规划过程中各种利益集团潜在“利益冲突”(critical competing interest)的有效考量，那么规划就无法得到预期的结果。不考虑这种利益冲突，规划执行必须遇到强烈的反弹，“墙上挂挂”。目前，多数能源项目的审批职权已经下放到省政府层面，对于各地方寻找适合自身的电力供应成本更低的方式，具有积极作用。所需要的是，在建立公平的竞争机制以解决利益之争之前，如何通过其他的补充政策来弥补这种下放可能产生的漏洞。
从规划来讲，改造其基本的方法论，以起到信息沟通，发挥纠正外部性影响的作用，成为一个社会公共品，是应有之义。这方面的改造，从笔者的专业角度，可以包括：
明确规划的编制范围。完全市场竞争领域的规划基本没有必要。只有存在外部性的领域才需要编制规划，包括负的外部性与正的外部性。前者比如大气污染的不同区域间的联防联控，以及世界各国对各方面影响巨大的大水电与核电项目的政府审批控制;后一个比如电网/油气管网的主干网走向设计与连通等。这将有利于形成一个更加规范与更大的市场，促进市场的公平竞争。
显性处理不确定性。从全社会与政府公共政策视角，“2020年的电力需求是多少”，这甚至就不是一个正确的问题(当然，对市场中的企业，这是有意义的，因为企业的投资决策需要选择并承担风险，并且在多数情况下，它需要将政策环境视为给定)。能源与经济系统都是开放的系统，人们的行动与政策的作用永远会导致完全不同的结果。这个系统不具有可预测性，而具有可塑造性。这种不确定性需要显性处理，建立更具有弹性的发展适应体系。
制定更有弹性的目标与政策。无论从哪个角度而言，“总量控制型”为代表的“命令-控制型”政策都是差政策，不具有随时间与信息增加调整的灵活性，不具有合理的政策工具来实现与严格对应，很容易一刀切，不易操作或者操作过度。结构性政策与强度型政策更好，但是要解决“连续区间”上设定的问题，这需要明确的价值标准。
有了这样的改变，我们有理由期待，火电作为“旧有势力”，其地位与各种政策照顾将不可避免的受到限制，不具有任何时间空间灵活性的定位优势也将有所消除。
降低火电建设激励的政策措施——容量电价与大幅下调电价
以往的火电，事实上是承诺给予一定数量的小时数的，比如5000小时。在保证风电的全额入网符合全社会利益最大化的前提下，这种大幅调降的小时数或者电价水平，会对火电的收益形成巨大的负面影响，将构成巨大的政策变化。这方面，秉持“老人老政策、新人新政策”的基本原则可能是合适的。因为老机组的投资已经基于过去的政策环境发生，不可改变。从法律意义上，面临着监管体系的突然变化(可以称之为policy shock)，已建成资产可能面临着“搁置”或者“低利用率”风险，监管者应该补偿这种由于政策变化带来的投资损失。
但是，需要补偿的仅仅是投资损失，而不是要继续依靠这种资产取得超额利润。所以，政策措施的着眼点，是如何补偿已有机组尚未收回的投资成本。容量电价将是一个可行的选项。
具体的设计可以考虑如下：
大幅下调电价水平——对已经折旧完毕的老电厂与新建电厂，大幅下调电价水平。电价水平应该调整到大致相当于煤电燃料成本(其他成本都接近固定成本，或者准固定成本)的程度，作为电量电价。
容量电价——给予仍在折旧阶段的次新电厂回收固定成本的机会，保证免受政策变化的影响，也降低其争发电小时数的冲动(需要与低电价水平结合)。对于合法的已经通过核准的新电厂，也实施容量电价，并强制未来参与开始运行的电力市场份额竞争。
保证风电固定优惠电价的执行——这是可再生能源法的要求，是处于学习过程中的风电的激励政策手段，与电价形成机制无关。
政策措施能够更加可行的制度变革——建立电力消费者组织
以上的这些措施，是在起作用的电力市场缺失的情况下，对市场运行情况的“近似模拟”。这可以打破“风火争发电小时数”的困局。与此同时，通过大幅下调电价与根据机组年龄给予容量电价，将这部分“剩余”(原来存在于已有火电厂，是通过行政手段保证的)体现在终端电价的下降中。降低由于电力价格高带来的全社会的福利损失。
这将是影响煤电厂未来收益的巨大政策改变，会存在很大的阻力，但是对全社会来说无疑是一个“做大蛋糕”方面的变化，将极大地降低全社会的用电成本。要增强其实施的政治可行性，选择这项政策改变的“赢家”——消费者参与政策设计与讨论是必要的。
过去的煤电价格是否联动、联动程度如何，全然取决于电力部门与政府之间的讨价还价，风电与火电市场份额的争夺也是如此。作为重要利益攸关方的电力用户，特别是大的电力用户，比如钢铁、有色、化工等高耗能企业与商业用户是完全缺位的。这是造成过去电价下调不及时、不足够的重要原因。
强调构建有效竞争的电力市场的体制机制改革已经启动，但是仍需要时日才可以发挥作用。在这一过渡时期，成立代表电力消费者的组织对增强政府对电力系统运行的及时、有效监管将不无裨益。建议政府牵头成立主要工业与商业大用户构成的“中国电力用户联合会”，更好地研究、服务、监督中国电力价格的变动情况。与此同时，该联合会有望发挥“系统整合商”的角色，在先进用电方式探索、售电主体构成、需求侧响应等方面发挥潜在的建设性作用。
