煤电能源供应链风险递展动因分析及风险控制模拟模型研究

著作靠前章为绪论，第十六章为政策涵义与展望。其余内容共分为四个部分：靠前部分，研究煤电能源交易稳定匹配问题；包括第二章（中国煤电能源供应链及模型化描述）、第三章（中国煤电能源供应链现状）、第四章（制度变迁中电煤交易的治理成本与边界选择）和第五章（煤电交易稳定匹配和规模联动的机理分析）。

谭忠富，男，吉林长岭人，华北电力大学经济与管理学院教授、博士生导师，研究方向：电力经济、能源经济、技术经济及管理。出版了《电力企业风险管理理论与方法》（北京精品教材建设项目）、《城市能源、经济、环境协调发展政策分析模型》等。
刘平阔，男，内蒙古赤峰人，上海电力学院经济与管理学院讲师，研究方面：电力经济与管理、优化理论与技术经济决策、数据模型优化理论及应用、产业经济、能源经济。
刘文彦，男，汉族，山西大同人，出生于1965年9月，华北电力大学博士研究生，研究领域：煤电产业链协同发展分析。

第1章绪论1
1.1煤电能源供应链风险管理课题背景及研究目的1
1.2国内外的相关领域研究现状16
第2章中国煤电能源供应链及模型化描述24
2.1问题的背景介绍24
2.2相关领域的研究情况25
2.3煤电能源供应链现状28
2.4模型构建41
2.5本章小结55
第3章中国煤电能源供应链现状及分析56
3.1问题的背景介绍56
3.2煤电能源供应链现状56
3.3分析模型构建59
3.4数据处理61
3.5实证分析63
3.6本章小结76
第4章制度变迁中电煤交易的治理成本与边界选择77
4.1问题的背景介绍77
4.2相关领域的研究情况77
4.3基础模型构建79
4.4演化博弈分析81
4.5离散结构分析85
4.6本章小结88
第5章煤电交易稳定匹配和规模联动的机理分析90
5.1问题的背景介绍90
5.2理论及方法91
5.3数据与流程98
5.4分析与讨论100
5.5本章小结107
第6章煤电能源供应链协调109
6.1问题的背景介绍109
6.2供应链协调的研究情况110
6.3理论基础及系统描述112
6.4系统规范分析119
6.5本章小结121
第7章煤电交易中的激励相容机制设计123
7.1问题的背景介绍123
7.2机制构建125
7.3机制设计分析133
7.4本章小结136
第8章煤电能源供应链风险递展机理分析138
8.1问题的背景介绍138
8.2理论界定与问题描述141
8.3研究方法144
8.4数据、结果及分析147
8.5本章小结159
第9章基于协调关系的煤电能源供应链风险界定161
9.1问题的背景介绍161
9.2供应链风险界定的研究情况161
9.3防控优化中供应链风险问题描述162
9.4系统分析及模型构建170
9.5本章小结187
第10章煤电能源供应链风险关系及风险评价测度189
10.1引言189
10.2问题描述190
10.3数据及模型192
10.4案例分析200
10.5本章小结202
第11章煤电能源供应链中长期风险减轻策略研究204
11.1问题的背景介绍204
11.2问题描述206
11.3模型构建208
11.4仿真分析214
11.5本章小结224
第12章基于防控优化的煤电能源供应链设计225
12.1问题的背景介绍225
12.2供应链设计的研究情况225
12.3防控优化中的供应链设计问题描述227
12.4基于防控优化的模型构建230
12.5本章小结238
第13章基于防控优化的煤电能源供应链柔性策略240
13.1问题的背景介绍240
13.2供应链柔性管理的文献综述243
13.3基于防控优化的风险减轻策略244
13.4基于防控优化的柔性能力模型构建247
13.5算例分析255
13.6本章小结261
第14章绿色证书交易、碳排放权交易与电力市场263
14.1问题的背景介绍263
14.2相关领域的研究情况264
14.3模型构建266
14.4模拟仿真272
14.5本章小结281
第15章煤电能源供应链碳管理战略分析及协同机制283
15.1问题的背景介绍283
15.2供应链碳管理分析285
15.3供应链碳管理287
15.4本章小结292
第16章政策含义与展望293
16.1政策建议293
16.2局限与展望298
参考文献300
附录322

    **章 绪论
    1.1 煤电能源供应链风险管理课题背景及研究目的
    1.1.1 煤电能源供应链风险管理选题背景
    在世界能源结构中，煤炭一直处于**重要的地位，尤其是在中国的资源禀赋决定了中国的能源结构以煤为主，而且短期内不会发生改变的情况下。中国的电力工业以燃煤火电为主，煤炭的*大程度用户是发电企业，而且，煤炭与发电都是投资大、周期长的基础产业，煤炭与发电的协同关系**重要，而价格的协调又是其关键所在。煤电价格协调的关键在于发电结构调整，其次是煤电产业链的价格调整。煤电价格协调关系到整个国民经济的健康发展，是一个长期的过程，真正的煤电价格协调依赖于煤电价格机制的完善。
    中国煤电价格机制的目标是政府指导下的市场化机制，但当前运行的机制还远不是市场化机制，主要体现的是政策性，而不是市场性。**在十一届全国人大二次会议上的政府工作报告中指出，“2009年将推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系”。2009年12月14日，国家发展和改革委员会（简称国家发改委）公布的《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》指出，中国将进一步推进煤电价格形成机制改革，理顺煤电价格关系。
    在产业链中上游、下游企业之间的竞争不应该是单个企业与企业之间的竞争，而应该是产业链之间的竞争。在这种情况下，产业链上的企业除了考虑自身的利益外，更需要考虑整个产业链的竞争力和利益。因此在煤电产业链中，上游、下游企业之间必须在考虑自身利益的同时，更加注重相互合作，从而追求整个产业链整体利益的*大程度化。煤电联动的比例需要进行调整优化，包括煤炭价格、电力价格连续上涨的幅度等。
    中国是目前全球*大程度的发展中国家，尚未完成工业化、城镇化进程，中国人均国内生产总值（GDP）仅相当于全球平均水平的70%左右，面临改善民生、发展经济、保护环境和应对气候变化的巨大压力，中国社会经济发展中仍然存在不协调、不平衡、不可持续等问题，因此改变传统的粗放型发展方式迫在眉睫。
    2015年10月26日召开的十八届五中全会审议通过了《中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》，阐明了党和国家的战略意图，顺应了中国经济发展新常态的内在要求。创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，对破解发展难题、增强发展动力具有重大指导意义。2014年、2015年，全社会的用电量均为5.5万亿千瓦时左右，即用电量几乎没有增长。相反的，中国每年的新增电力装机却持续在1亿千瓦以上，累计装机已达近15亿千瓦。
    2016年2月2日，中国电力企业联合会（China Electricity Council，CEC）发布的《2016年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，从供给侧看，预计2016年全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机约为5200万千瓦；预计2020年中国的总装机会超过20亿千瓦。2016年上半年，全社会每年的用电量都在5.5万亿千瓦时左右，目前也没有出现电荒等拉闸限电的情况。因此，目前的15亿千瓦总装机已接近可以满足未来几年的电力市场需要，甚至可能会过剩。中国每年的新增装机中，火电占比仍然过高：2015年，新增火电装机超过6000万千瓦，预计“十三五”期间，火电还将至少增加2亿千瓦装机。政府也尤为关心煤炭和煤电陷入困境等问题，而这类问题不可能使用行政手段解决。在市场经济时代，“去产能”是行业自动实现的，转型也是必需的。
    1. 煤炭亏损
    2016年1月20日，中国煤炭工业协会（China National Coal Association，CNCA）于北京召开了2015年度煤炭工业改革发展情况的发布会。根据中国煤炭工业的数据显示，在统计的90家大型煤炭企业中，产量在行业中占比为69.4%，但2015年的前11个月，这90家大型煤炭企业的利润只有51.3亿元，同比减少500亿元，降幅为90.7%，中国全社会的存煤连续4年超过3亿吨。
    2016年年初亏损煤炭企业的占比肯定超过了90%，截至2015年年底，环渤海动力煤价格指数已经跌至370元/吨，若该价格维持一年，中国的整个煤炭板块必然均出现亏损。自2012年以来，由于下游煤炭需求持续疲软、煤炭供大于求，再加上海外煤炭进口量持续上升等因素的影响，全国煤炭价格出现回落，而且一直“持续”到现在。由秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数的走势也表明煤炭价格确实在持续降低。秦皇岛的发热量为5500大卡/千动力煤（1大卡≈4185焦耳），已经从2011年10月*高点的860元/吨，降到2015年年底的370元/吨，甚至一度跌破这个数。2016年1月20日，*新出炉的环渤海动力煤价格指数报收于372元/吨，虽然比2016年1月13日上涨了1元/吨，但仍处于低位徘徊阶段。从企业角度看，2016年1月17日，神华集团发布了一则关于2016年1月各煤种价格政策的消息：环比2015年12月的现汇售价，神华销售集团与用户谈判之后确定的各煤种价格有涨有跌，但总体上涨2.68元/吨。一方面1月是一年当中煤耗*高的阶段，另一方面在煤矿限产保安全和煤矿放假影响下，1月整体产量不足，全国煤炭市场处于阶段性企业稳定时期，煤炭价格小涨也是正常的，但2016年全年的煤炭价格形势并不容乐观。
    之所以煤炭价格备受各方关注，是因为影响煤炭企业收入、盈利水平的*直接要素就是煤炭价格，而持续降低的煤炭价格让整个煤炭行业面临亏损。由于煤炭严重供过于求，煤炭价格还在下滑，2015年煤炭行业亏损面超过了90%，这已经得到了各方面的认可。值得注意的是，截至2015年年底，环渤海动力煤价格指数跌至370元/吨，与之比较的2015年年初的环渤海动力煤价格则是525元/吨。这是一个逐步下跌的过程，直到2015年10月以后，煤炭价格才降到380元/吨直至370元/吨。
    2. 火电受限
    2015年前两季度，中国新投产的火电项目约为2343万千瓦，同比增长55%，使火力发电技术总装机容量达9.35亿千瓦；各地火力发电项目核准进程加快，核准在建规模约1.9亿千瓦。然而中国电力企业联合会发布的2015年前三季度电力供需形势分析预测报告显示：由于中国工业生产下行、工业转型升级、产业结构调整等宏观经济因素的影响，中国前三季度全社会用电量仅为4.13万亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3百分点。根据中国电力企业联合会的预测，在“十三五”期间，中国能源发展将进入一个低速增长期，2002年到2008年能源平均增长8%的情况将不会再出现。从煤炭资源和其他能源增长的整体情况分析，2015年中国能源可能会出现负增长。
    2015年前三季度，火力发电装机利用小时数为3247小时，同比减少265小时；对比2014年，利用小时数降幅持续扩大。虽然需求下降，但建设进度却在提速。2015年前三季度火力发电增加了约3955万千瓦，全年或超5500万千瓦。在建火电项目仍有近8000万千瓦。一方面，目前中国依然存在火力发电增速回落甚至负增长的现象，另一方面，中国清洁能源出现了大量的弃风、弃水、弃光的现象。此时，“十三五”电力市场中的无序竞争将可能进一步恶化；在市场规则不健全的情况下，发电产业将处于极为不利的地位。
    由此可见，能源系统性规划极为重要，尤其是需求调整亟待解决。中国西部的煤电基地仍在发展，一方面是煤电机组出现停产、停运，另一方面是一部分的大型煤电也在努力发展，争取上网。在“十三五”期间，不合理的规划将造成经济和投资的极大浪费，且电力调度也无法协调和优化。截至2020年，中国煤电装机容量可能会超过长期煤电总装机的需要峰值，届时将产生上亿千瓦煤电机组过剩产能的问题，并意味着火力发电机组成为沉没成本而**过剩。
    因此，针对能源系统性规划，控制建设规模、放缓火电开工、控制煤电机组、优化电力调度、推动清洁能源、发展分布式可再生能源刻不容缓。
    1.1.2 研究意义及目的
    1. 煤电能源供应链结构布局风险控制有利于节能减排
    电力不仅是能源生产者，更是能源消费者，电力所用原煤占全国总量的60%多，以电力为中心的能源供应链节能问题**关键。中国近80%的电量主要来自于燃煤，而煤炭需要铁路、公路、船舶运输到电厂，铁路运输将耗用电能，公路、船舶运输将产生油耗。可见，电源布局应该与大型煤电基地规划吻合，建设大型坑口电厂以降低煤耗率，还可以减少煤炭运输带来的二次能源消耗及污染排放。火电机组容量结构对煤耗率影响很大，13.5万千瓦及以下机组平均煤耗超过390标准煤/千瓦时，30千瓦亚临界机组平均供电煤耗为330标准煤/千瓦时，60万千瓦超临界机组供电煤耗仅为270标准煤/千瓦时。中国平均发电煤耗率如果达到日本的水平，按2010年年底发电量计算，每年可以节约1亿吨标准煤左右。可见，电源结构优化（降低燃煤机组比例，提高大型燃煤机组、可再生能源发电比例）不仅可以节约煤炭，还可以降低运煤过程中的油耗、电耗，且减少污染排放。再者，电网结构优化（提高输电电压等级、输电代替输煤）可以减少“窝电”，减少输配电损失（中国输配电损失率比日本高出10%，如果中国能达到日本的输配电损失率水平，每年可减少输配电损失700多亿千瓦时，相当于2 665万吨标煤），减少运煤能耗，进而减少污染排放。
    2. 煤电能源供应链投资周期关系风险控制有利于减少社会损失
    电力不能储存，生产与消费需要保持时时平衡；电力投资高度密集、回收期长。如果电力发展严重“超前”就会造成电力设施的闲置，反之，如果发展“滞后”又会导致缺电，带来国民经济损失。电力发展的忽高忽低也会带来煤炭发展的忽快忽慢，如电力短缺带来“扩建电源—扩建电网—增加煤炭生产规模”，而电力过剩带来“减少电源投资—减少电网投资—压缩煤炭生产规模”，该链条的每个环节投资都需要一个周期，周期的不同步就会带来煤电产业投资链的一次次起伏，造成社会资源的巨大损失，国有投资损失一般又会通过价格转嫁给社会用户。
    3. 煤电能源供应链价格关系风险控制有利于供应链稳定
    电力产业是煤炭产业的*大程度用户，煤炭是发电所用的重要能源，二者彼此相互依赖、相互影响。如果电力中断，几乎所有的产业都将不能正常运转。煤电能源供应链的协调发展可以保证电力的正常运转，为社会生产与生活稳定提供保障。近几年，随着国际煤炭价格的走高、发电装机的迅速扩展，煤炭需求出现激增，煤炭市场价格不断上涨。而发电企业电价由政府管制，煤价又构成了发电运行成本的70%，利润会随着煤价上涨而被压缩，甚至出现亏损，于是，每年的煤电价格之争愈演愈烈，甚至出现了一些燃煤发电商由于亏损而放弃发电的现象，从而使电力供应出现结构性短缺。尽管国家发改委2004年年底出台了煤电联动政策，但是由于煤、电两个利益集团对价格联动的科学依据均存质疑，政策无法得以执行。可见，煤电价格关系风险控制问题有必要进行研究以减少煤电能源供应的不稳定性。
    4. 煤电能源供应链经济运行风险控制有利于增加各主体利益
    中国发电产业每年的含硫氧化物、温室气体（greenhouse gas，GHG）排放量在所有工业中占首位。通过发电节能调度可以节约煤炭，如优先安排水电、风电以减少燃煤机组燃料消耗，同是火电机组，应先调用煤耗率低的机组，这样可以减少发电燃煤，减少污染排放。另外，用户环节的有序用电可以减少发电投资，改善电网运行经济性，减少用户电费开支，改善负荷曲线，节省发电端煤炭消耗，减轻煤炭运输负担，节约运输能耗，减少污染排放。对用户端采取峰谷分时电价，即把一天分为尖峰、高峰、低谷、平段四个时段，分别设计不同的电价，可以进行削峰填谷，提高发电侧的能源效率。美国数据表明利用电价进行调峰的手段与采用抽水蓄能机组、燃油、燃气调峰机组等物理手段相比，发电环节的成本可以节省至少1/2，也有利于用户环节节约电费。