本报记者 杨悦琪 深圳报道
近期全国持续高温，电力企业也迎来了一年奋战的关键时期。但对于有些企业来说，近日的一些政策可能给其当头“泼冷水”。
近日，发改委等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》。意见指出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。主要任务包括，依法依规淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组（含燃煤自备机组）等。
另外，风电和光电也没能幸免。在7月28日，国家能源局正式发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，针对甘肃、新疆、宁夏等地因弃风弃光限电严重地区，暂不安排各年度风电、光伏新增建设规模。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，对于弃风弃光来说，关停是最好的解决办法。但对于煤电火电，他认为，以30万千瓦机组为标准有些浪费和走极端。“因为中国许多30万千瓦左右的机组其实并不老，整体规模也比较大。30万千瓦级在很多国家都是大型机组，在中国，才属于小型机组，而且当初很多设备都是国外进口的。”
联动的电价
林伯强认为，30万千瓦还考虑到了社会用电量的因素。
2017年上半年，我国全社会用电量2.95万亿千瓦时，同比增长6.3%。根据中国电力企业联合会7月25日发布《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。受2016下半年高基数等多方面因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%，全年同比增长5%左右，与上年总体持平。
他表示，因为目前电力需求增长也比较快。假如目前把新增火电全面限制，不允许任何地方再建火电站，那么目前的产能是可以慢慢消化的，而且风电和太阳能等没有办法保证弥补。
原电力规划总院规划处长丁功扬认为，关停可能比直接拆除好，作为未来的备用，实际上，对于项目过剩没有什么其他措施。
对于发电企业来说，与政策意见相比更直接的打击或许是经营压力。
今年上半年以来煤炭价格的大涨却导致成本急剧攀升，导致包括五大电力央企在内的不少发电企业利润大幅下滑甚至引发亏损。
不过，7月以来，多省先后发布了有关调整电价结构有关事项的通知。根据通知，燃煤发电机组标杆上网电价均有不同幅度提高，其中，在已出台《关于合理调整电价结构有关事项的通知》文件的20个省份中，河南省燃煤发电机组标杆上网电价统一提高2.28分/千瓦时，是目前上调幅度最大的省份。
价格的腾挪空间来自部分政府性基金及附加。6月16日，国家发改委发布的《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》称，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。
同时，财政部6月14日也发文称，自2017年7月1日起，我国将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金的征收标准统一降低25%。
上述两项政策在各省出台的通知中也有落实。通知发出后，不少电力企业在公告中“报喜”。
例如，8月1日，粤电力表示，本次调整预计将增加2017年度归属于上市公司股东的净利润4375万元。内蒙华电也表示，经初步测算，预计调整将增加公司2017年度营业收入4500万元。
可与今年以来煤炭价格的涨幅相比，上网电价上调只能缓解其一部分成本压力。
林伯强表示，上网电价上调不是“锦上添花”，而是“雪中送炭”。在电价仍然受政府控制的情况下，不调整企业就会亏损。
绿色能源怪圈待解
在去产能中，新能源虽然在能源结构调整中受到重视，但也不是金身护体。
7月28日，国家能源局正式发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（下称《意见》），公布了2017-2020年各省（区、市）新建风电、光伏、生物质发电规模。
其中，对于目前弃光限电严重的吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆自治区、新疆兵团暂不下达各年度新增建设规模，待弃风限电缓解后另行下达。国家能源局数据显示，2016年，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率为32.23%和30.45%，宁夏弃光率7.15%。而虽然2017年上半年大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中新疆、甘肃、辽宁、吉林、宁夏弃风率下降超过10个百分点，还是难逃一劫。
而从其他地区看，虽然没有明确暂停，但也要求“根据本地区能源规划、市场消纳等条件有序建设”。
根据近日国家能源局发布的数据，全国弃风量、弃风率同比双降，但与2014年、2015年同期相比依旧大幅增长。
2017年上半年全国风电并网，全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984小时，同比增加67小时。风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时。不过，与2015年同期风电弃风电量175亿千瓦时，以及2014年同期风电弃风电量72亿千瓦时相比，仍在较高水平。
上半年，全国光伏发电量518亿千瓦时，同比增长75%。全国弃光电量37亿千瓦时，弃光率同比下降4.5个百分点。但与2015年同期弃光电量约18亿千瓦时相较也是增加的。
不过，在限制之外，2017-2020年，河北、山西等21个省（区）分布式光伏发电项目、村级扶贫电站以及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站不限建设规模。此外每年安排领跑基地项目8GW，由国家能源局统一组织竞争优选确定。
丁功扬告诉记者，这是因为分布式光伏可以就近消纳，比较容易解决，但集中式光伏消纳很困难。总体原因还是缺乏规划，规划时就应该考虑到消纳问题。
林伯强也认为，没有考虑到市场需求，企业和政府两方面都需要负责，企业为了获取发电补贴大规模建设，而政府也允许了这种投资是最核心的问题。面对弃风弃光，暂时关停是最直接的办法。
“风电和光电暂时关停后很容易再返回使用，风电装机速度非常快，半年可以完成。其实对于开发商来说是利好，它就不会冲动的。”林伯强说。
但与风光弃电相比，虽然弃水也存在，但从规划上对于水电依旧是比较通融的态度。
以弃水较为严重的西南地区为例，统计显示，从2013年到2016年，四川省的弃水电量分别为26亿千瓦时、97亿千瓦时、102亿千瓦时、142亿千瓦时；云南省的弃水电量为50亿千瓦时、168亿千瓦时、152.6亿千瓦时、314亿千瓦时。
根据水电 “十三五”规划，全国新开工常规水电和抽水蓄能电站各6000万千瓦左右，新增投产水电6000万千瓦，2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦。预计2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦，年发电量1.4万亿千瓦时。
对此，林伯强认为，弃水永远是季节性的，利用相对充分。而且，从成本角度考虑，水电也比其他清洁能源便宜非常多，水电消纳是短期的问题。
但是丁功扬认为，水电也存在装机规模过大的问题。截至今年上半年，全国的水电装机达到3.38亿千瓦。较去年同期增长1000余万千瓦。
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