文/本網(wǎng)記者 宋琳
“新建煤電項目的盈利空間將在‘十三五’期間完全喪失，新投產(chǎn)機組規(guī)模持續(xù)高位將導致機組利用率進一步惡化，煤電全行業(yè)虧損有可能在2017年提前到來”，華北電力大學教授袁家海在25日《中國燃煤發(fā)電項目的經(jīng)濟性研究》報告發(fā)布會上作出了這樣的結(jié)論。
以下是《中國燃煤發(fā)電項目的經(jīng)濟性研究》報告的數(shù)據(jù)分析：
報告數(shù)據(jù)顯示：2015 年火電過剩與投資逆勢上漲的沖突性
第一、在火電發(fā)電量同比下降2.3% 和全社會用電量增長僅0.5% 的情況下，全年新增煤電裝機5200 萬千瓦，煤電投資逆勢上漲態(tài)勢愈發(fā)嚴重；
第二、火電年利用小時數(shù)僅4329 小時，同比降低410 小時，為1969 年來的年度最低值；
第三、在需求疲軟、產(chǎn)能過剩、運行效率持續(xù)下滑的條件下，火電——尤其是煤電行業(yè)卻利用煤價與電價的不匹配實現(xiàn)了盈利水平的歷史高點。
報告對六個省煤電項目進行經(jīng)濟性分析
山西、內(nèi)蒙古、新疆、河北、江蘇、廣東這六個省都是煤電大省或者負荷中心省份，在建/新核準煤電項目規(guī)模高，且2015 年的火電利用小時數(shù)均接近甚至高于全國平均水平，代表了當前中國煤電項目經(jīng)濟性較好的省份。
測算一：
與2015 年實際標桿上網(wǎng)電價相比，這六個省份的煤電項目在利用小時數(shù)持續(xù)惡化的情景下標桿電價依然高于平準發(fā)電成本，甚至看似仍具有較好的盈利能力。
注：H0:2015 年實際利用小時數(shù)下平準化發(fā)電成本；H1：利用小時數(shù)下降300 小時平準化發(fā)電成本；H2：利用小時數(shù)下降600 小時平準化發(fā)電成本；H3：利用小時數(shù)下降900 小時平準化發(fā)電成本
測算二：
繼續(xù)大建煤電，這六個省份的煤電項目是否依然能收回投資？
測算方法
采用平準發(fā)電成本模型和工程項目財務評價方法，考察在不同省份及不同情景下行業(yè)內(nèi)具有代表性的60 萬千瓦新建純凝煤電機組的經(jīng)濟性；同時針對煤電發(fā)展外部環(huán)境的預期變化采取遞進累加的方式進行了情景設(shè)定，按照各個情景實現(xiàn)的可能性大小和時間先后設(shè)定順序。
情景設(shè)定：
首先考慮已經(jīng)落地的全國燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價調(diào)整方案S1和燃煤電廠超低排放改造S2要求；
其次是2017 年即將啟動的碳交易市場S3；
最后是電力市場化改革的深入S4和煤價反彈的可能性。
下圖展示了各典型省份從情景1 （S1）到情景4（S4） 假設(shè)1 條件下，煤電項目全投資內(nèi)部收益率的變動情況。
假設(shè)1條件：到2020 年，發(fā)電企業(yè)與用戶的直接交易成為主要的電力交易方式，同時保留少部分的計劃電量承擔公益性發(fā)電計劃。假定合同電量購電比例上升至80%，按照2015 年各省實際直購電價結(jié)算；計劃電量比例下降至20%，仍執(zhí)行當?shù)貥藯U上網(wǎng)電價。
測算結(jié)果
在情景分析中，僅國家發(fā)展改革委于2015 年底發(fā)布新的電價調(diào)整方案一項就讓新疆煤電項目無法收回全投資；
而考慮環(huán)境約束、碳成本內(nèi)部化和電力市場化深化等條件后，山西的煤電項目預期內(nèi)部收益率也跌至行業(yè)基準值以下，但河北、江蘇、內(nèi)蒙、廣東盈利預期仍在行業(yè)基準收益率之上。
綜合考慮2014 年以來全國各省份及區(qū)域電網(wǎng)火電機組利用小時降低的走勢和十三五期間全國煤電產(chǎn)能情況設(shè)定預期煤電利用小時數(shù)降低的敏感性區(qū)間，另外根據(jù)近兩年典型省份直購電交易實際降幅趨勢保守設(shè)定降幅為1-3 分電價降幅的敏感性區(qū)間，年利用小時數(shù)比2015 年降低100 小時或直購電價降低1 分錢廣東，煤電項目即不能收回投資；年利用小時數(shù)降低500 小時或直購電價降低2 分錢的內(nèi)蒙古，煤電項目亦不能收回投資。
在年利用小時數(shù)降低和直購電價下降二者綜合作用下，經(jīng)濟性最好的用電大省江蘇、河北的煤電項目經(jīng)濟性也嚴重惡化，自有資金內(nèi)部收益率甚至低于銀行長期貸款利率（6%）。
結(jié)論
煤炭價格的持續(xù)走低使各省煤電企業(yè)發(fā)電成本降低，而標桿上網(wǎng)電價調(diào)整幅度不到位使得煤電企業(yè)獲得了空前的超額利潤。比較各省當前標桿上網(wǎng)電價與平準發(fā)電成本，發(fā)現(xiàn)除了內(nèi)蒙和新疆（2-3 分錢度電超額利潤）外，其它典型省份的度電超額利潤均在5-8分錢。這樣的超額利潤助長了煤電企業(yè)的投資熱情，也導致了地方政府在經(jīng)濟下行壓力下對煤電項目的過度倚重，并助長其逆勢投資。本報告認為，需求大幅走低和低碳轉(zhuǎn)型升級的環(huán)境下，這“一低一高”是煤電投資“高燒不退”的主要經(jīng)濟動因。
這一盈利能力并非是長期可持續(xù)的。在政策和環(huán)境約束愈加嚴格、碳排放壓力加大、電力市場化下價格競爭加劇的情況下，除河北、江蘇外，其余典型省份的煤電項目都無法達到基準收益水平，無法在壽命期內(nèi)收回投資。再考慮到機組利用率以及直購電價降幅兩個敏感性因素的變化，所有典型省份的煤電項目都無法在壽命期收回投資，投資前景黯淡。
近一年來電力行業(yè)政策
2015 年3 月，《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（電改“9 號文”）發(fā)布。
2015 年11 月發(fā)布的9 號文配套文件《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》指出要“有序放開發(fā)用電計劃、競爭性環(huán)節(jié)電價”，《中共中央國務院關(guān)于推進價格機制改革的若干意見》中也明確提出“到2017 年競爭性領(lǐng)域和環(huán)節(jié)價格基本放開”的總體要求，近期發(fā)布的《國家能源局綜合司關(guān)于征求做好電力市場建設(shè)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）意見的函》也提出1）以擴大直接交易電量規(guī)模的方式逐漸放開發(fā)用電計劃以及明確的時間表：2016 年力爭直接交易電量比例達到本地工業(yè)用電量的30%，2018 年實現(xiàn)工業(yè)電量100% 放開；2）制定和完善包含中長期交易和現(xiàn)貨交易的電力市場試點方案。
2015年10月，國家發(fā)改委、能源局《關(guān)于做好電力項目核準權(quán)限下放后規(guī)劃建設(shè)有關(guān)工作的通知》，明確了要建立構(gòu)建“‘規(guī)劃、政策、規(guī)則、監(jiān)管’協(xié)調(diào)一體的電力項目規(guī)劃建設(shè)管理新機制、確保核準權(quán)限下放后‘權(quán)力與責任同步下放、調(diào)控與監(jiān)管同步強化’”。
2016年2月18日，國家能源局召開全面深化改革領(lǐng)導小組會議，努爾?白克力局長提出“要化解煤電過剩產(chǎn)能”。對存在電力冗余的地區(qū)要根據(jù)實際情況，取消一批不具備核準條件的項目，暫緩一批煤電項目核準，緩建一批已核準項目。在3月22日發(fā)布的《2016年能源工作指導意見》中，政策基調(diào)是“控制煤電產(chǎn)能規(guī)模”。
2016年4月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于進一步做好煤電行業(yè)淘汰落后產(chǎn)能的通知》、《關(guān)于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》、《關(guān)于建立煤電規(guī)劃建設(shè)風險預警機制暨發(fā)布2019年煤電規(guī)劃建設(shè)風險預警的通知》三份文件。
