用市场化深化煤电供给侧结构性改革,本文是关于市场相关学术论文怎么写与市场化和供给和改革类毕业论文格式范文.
市场论文参考文献：
2015年3月,《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（“9号文”）的发布揭开了新一轮深化电力体制改革的序幕.
随着电力市场改革的不断推进,发电侧电力市场将逐步全面放开,电力体制将由“计划体制”逐步转变为“市场体制”.
在过去电力电量供应长期处于供不应求的形势下,传统的成本加成定价方法和机组年利用小时数相当的“三公”调度模式,提供了可预期的经济效益来保障投资主体利益.
但随着我国经济步入新常态,电力供应能力明显超过电力需求,且供应增长速度快于电力需求增速,可再生能源大量接入电网,电力约束环境日趋严格,传统的电力调度模式已经无法适应计划体制到市场体制的过渡.
边际成本定价的经济调度模式下电厂竞争上网,煤电企业必须自我约束、自负盈亏.最新的政府工作报告中已明确指出：当前煤电投资和产能过剩存在风险问题,煤电全行业亏损严重.
如何平衡新老电厂之间的利益关系,形成有效的激励手段引导落后机组退出市场？去产能的同时,又将如何保障电力供应安全？
笔者认为：应以短期和长期经济决策的视角,对新老机组的新进入成本(CONE)和单位容量净收益进行分析,进而为电力市场化和煤电供给侧结构性改革提供参考.
研究方法和参数设定
2016年3月以来,国家出台了一系列去产能政策.
2016年全年淘汰落后机组571万千瓦,2017年淘汰落后煤电机组350万千瓦,2018年承诺淘汰煤电机组400万千瓦,三年合计淘汰的机组容量仅占全国30万千瓦以下机组容量的10%,主要是依靠服役到期自然淘汰.
另据统计,截至2017年底仍有1.2亿千瓦的在建煤电装机,由此可见行政导向的去产能政策虽暂时减缓了新建节奏,但对落后产能退出效果有限.
新进入成本(CONE: Cost of NewEntry)表示新进入市场的机组维持在其整个生命周期内需要收回投资和固定成本所需的年度净收入总额,即在机组的固定成本基础上考虑合理预期下的投资回报.其组成包括自有资本投资回报、贷款还本付息、折旧成本和固定运维费用.新进入容量成本,一定程度上可差别反映新老电厂的固定成本差异.
燃煤机组发电成本,可以分为可变成本和固定成本.其中可变成本是指与电能产量有直接关系的费用,主要包括燃料费、水费及水资源费和外购电力费.固定成本是指与电能产量无直接关系的费用,包括维护性材料费、人工成本、折旧费、检修费等等.发电企业的短期经济决策是短期收益大于短期变动成本情况下选择开机发电；而长期经济决策则是长期CONE能正常收回,即在长期经济利润大于等于零的预期下选择继续停留在市场或新进入市场.
为与发电企业在运营期不同阶段的成本结构匹配,本文从名义CONE（基于平准化成本）计算转向实际CONE计算.名义CONE是指将机组寿命期内的各项成本平准化分摊到寿命期内的每一年的成本,实际CONE是指考虑到机组的还本付息是否完成和折旧期是否已经结束.其中,名义CONE等于投资回报十折旧十还本付息十固定运维.实际CONE则是按照机组投产运行年限来计算：机组运行1-15年（新投产机组）,则名义CONE-实际CONE；机组运行15-20年（中期投产机组）,即还本付息已经完成,则实际CONE等于投资回报+折旧+固定运维；机组运行20年以上的（早期投产机组）,则机组还本付息、折旧完成,实际CONE等于投资回报十固定运维.
单位容量净收益,是衡量发电资产投资盈利的关键指标,因此也是整个市场运行情况的衡量标准,决定着市场是否能够提供激励手段,吸引足够的投资去投建新电厂、淘汰旧电厂以服务整个电力市场.
单位容量净收益是指电厂的总收入减去短期可变成本后可以用以覆盖CONE的部分.在充分竞争的电力市场中,若单位容量净收益大于CONE,则表示可以投资新建产能,若显著低于CONE则表示投资新产能不具有经济效益,甚至会无法收回投入资本成为僵尸产业.
值得关注的是,影响燃煤机组CONE的因素有很多,本文选取了相关参数对新进入容量成本进行分析.如图表1-3:
行政去产能缘何成效有限？
2014年底煤电项目核准权下放,行政审批直接干预,使得地方政府为了政绩,在项目审批、资金审批、环评审批等市场准入环节压低标准,在土地、信贷等配套审批过程中提供制度便利,煤电企业迅速扩张产能.经济新常态下,电力需求增速放缓,然而煤电企业建设积极性放大后导致行业产能偏离最优规模,久而久之带来结构性产能过剩问题.
笔者选择广东省作为典型省份,通过计算新老机组的CONE和单位容量净收益,来分析落后煤电产能未主动退出市场的经济诱因.
根据统计的广东省机组信息数据,广东省100MW等级以上的机组合计147台,投产年限分布情况如图表4所示.
可以发现1000MW和600MW等级的机组基本投产于“十一五”时期和“十二五”时期,“十五”时期及之前投产的多为300MW及以下机组.本文将机组分为三类,即新投产机组、中期投产机组（完成还本付息）和早期投产机组（完成还本付息和折旧）.根据新老电厂建设单位造价、能效水平、运行维护成本和资本成本的不同来测算分容量等级机组的CONE,分析发现早期投产的低效机组的由于早已经完成还本付息,折旧也已经完成,因此其实际CONE显著低于新投产的高效机组：早期投产的低效机组中100-300MW机组的实际CONE分别为321元／千瓦,年、238元／千瓦,年和224元／千瓦,年,比中期投产的600MW等级机组成本少11%、34%和38%,比新投产的1000MW等级机组成本少6%、31%和35%.而新投产1000MW机组的CONE比新投产的600MW低11%.
现行电力体制下,由于电价相同、利用小时数相当,进一步计算分容量等级机组的单位容量净收益,发现低效老机组的单位容量净收益反而高于高效的新机组.
由表5和表6可知,在计划体制下早期投产机组的净收益高于中期投产机组,中期投产机组的净收益高于新投产机组.2015年煤价水平下,早期投产的600MW、300MW、200MW和100MW等级机组的单位容量净收益分别高出新投产机组的净收益达27%、42%、47%和57%,2017年煤价水平下,早期投产的600MW、300MW、200MW和100MW等级机组的单位容量净收益分别高出新投产机组的净收益达42%、61%、122%和198%,可见当煤电全行业经济性恶化的时候,早期投产的机组由于完成还本付息和资本折旧,其固定支出成本较少,对比中期投产和新投产的机组而言其拥有更多的经济优势,故出现了落后煤电产能不愿退出的“激励扭曲”.
低效的老机组在煤价高企的年份仍能获得相对乐观的净收益,自然没有动力去主动退出市场,让出空间给高效新机组发展.若依然采用等利用小时数和标杆上网电价这样的基础收益模式,即便引入中长期电力交易,早期投产机组可以提供低于新投产的机组的报价而拿到更多的交易份额.这样的话,等于变相助长了落后产能在市场上的竞争优势.
“煤电去产能”的核心不只是去除“过剩产能”,更主要是“落后产能”.因此政府需要减少对微观经济运行的干预,“去产能”不能过份依赖于行政手段,而是要市场、行政手段相结合,政府设计好有效的市场制度,让企业根据市场需求和发展方向来合理调整生产决策,并通过兼并重组、改造、关停等手段有序淘汰落后煤电产能,从而实现市场出清优化产业结构.
市场机制如何淘汰落后
本文模拟了随着电力市场化改革深化发展,经济调度模式被广泛利用,这样高效机组发电利用小时数上涨,尽管上网电价降低,但其单位装机净收益将会改善；同时低效机组利用小时数下降,单位装机净收益也随之恶化.
随着市场化改革后“激励扭曲”情况有所改善,但高效机组的收益改善仍竞争不过部分低效机组,原因是普遍产能过剩下调峰机组在尖峰时段的“稀缺收益”因过剩而被压低导致全部煤电机组收益受损.只有市场化去产能,用市场手段对企业形成倒逼机制,适当辅之以行政化手段,才能既压缩产能、又提高质量,既淘汰落后产能、又引导高效产能合理进入.
当前,计划体制所造成的“激励扭曲”是行政导向的去产能政策收效甚微的根本原因.因此,加速市场化改革,重塑发电企业短期运行与长期投资决策的经济框架是供给侧改革政策真正落到实处的关键.
当然,市场化可能会带来新的问题.例如,由于供给侧与需求侧的固有外部性,即便是在短期内电力市场也未必能“时时”出清实现供需平衡.另外,短期有效的信号也未必能保障电力供应的长期资源充裕度.例如,如果市场化导致大量的调峰机组因无长期收益保障而退出市场,那么可能会出现电力供应不足的问题,进而抬高吸引新的投资,周而复始产生电力投资周期问题.
因此,既要通过市场信号来保障电力系统的经济运行,又要通过必要的监管机制来保障电力供应的长期充裕度.一个可行的选择是容量支付机制.当然,容量机制有多种方案,要结合不同电力系统的特点和实际需求来化设计.
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