煤电全行业面临亏损 或在2017年提前到来

　　与煤炭、钢铁行业持续亏损的困境相比，煤电行业目前的日子要好过得太多多。但随着设备利用小时数逐渐降低，煤电过剩日益严重，恐也将面临亏损的威胁。

　　4月25日，一份名为《中国燃煤发电项目的经济性研究》的报告在北京发布。该报告指出，“十三五”期间，由于外部环境将发生巨变，煤电经济性优势将在“十三五”期间丧失。

　　该报告由华北电力大学煤电经济性研究课题组编写，报告主笔袁家海在新闻发布会上表示，结合中国现有政策及未来外界环境分析可得，如果电力需求年增长在2%以内、年新建煤电机组持续在5000万千瓦左右的高位，煤电全行业亏损很可能在2017年提前到来。

　　根据中国电力企业联合会的数据，2015年中国火电设备利用小时为4329小时，创1969年以来的年度最低值，同比降低410小时。但与此同时，全年净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年。

　　袁家海认为，煤电行业目前畸高的盈利空间，是行业不顾外界环境变化一味上马煤电的主要驱动因素，煤电投资逆势上涨态势愈发严重。

　　受益于煤炭价格的持续走低，各煤电企业发电成本降低，但标杆上网电价调整幅度不到位，使得煤电企业获得空前的利润。“比较各省当前标杆上网电价与平均发电成本，除了内蒙和新疆的火电只有2-3分钱度电超额利润外，其它典型省份的度电超额利润均在5-8分钱。”袁家海表示。

　　报告重点评价经济性的煤电项目，主要选择在山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东这六个代表中国煤电项目经济性较好的省份。这意味着，如果情景分析中，上述六个省份的煤电经济性存在亏损可能，那么其他省份的煤电项目更有可能在“十三五”期间亏损。

　　该报告表明，典型省份煤电项目的收益率均远远高于电力行业的基准水平，河北、江苏、广东尤为突出，全投资内部收益率达到15%以上，自有资金内部收益率均超过30%，煤电企业甚至在项目投产后不到三年可收回自有资金。

　　但是，袁家海指出，由于“十三五”期间煤电发展的外部环境发生巨变，上述盈利能力并非长期可持续，很有可能“昙花一现”。

　　这些外部环境变化，包括政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧、上网电价降低、火电设备利用小时数进一步降低等情况。

　　该报告分析，在上述这些情况下，除河北和江苏两省外，其余典型省份的煤电项目都无法达到基准收益水平，无法在寿命期内收回投资。再考虑到机组利用率以及煤炭价格两个敏感性因素的变化，所有典型省份的煤电项目都无法在寿命期收回投资，投资前景黯淡。

　　2015年底，国家发展改革委发布新的电价调整方案，燃煤电厂上网电价下降3分钱，仅这一项政策，就让新疆省煤电项目无法收回全投资。

　　该报告预计，如果设备年利用小时数比2015年降低100小时、或直购电价降低1分钱，广东省煤电项目即不能收回投资；如果设备年利用小时数降低500小时或直购电价降低2分钱，内蒙的煤电项目亦不能收回投资。

　　在利用小时数、电价均降低的综合作用下，经济性最好的用电大省江苏、河北的煤电项目经济性也严重恶化，自有资金内部收益率甚至低于6%的银行长期贷款利率，投资前景亦黯淡。

　　但是，煤电新增装机还在增加。根据中电联的预测，2016年全社会用电量预计同比增长1%-2%，而新增煤电装机在5000万千瓦以上，加上可再生能源的市场挤压，煤电利用小时数将继续下跌三四百小时。

　　正是看到煤电过剩的问题，主管部门的调控政策也在短期内升级。

　　2月18日，国家能源局局长努尔·白克力提出“要化解煤电过剩产能”，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。

　　4月25日，国家发改委、国家能源局联合下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，正式明确了“建立风险预警机制”、“严控煤电总量规模”、“有序推进煤电建设”等煤电调控措施。

　　袁家海建议，在当前情况下，国家相关主管部门应制订适应经济新常态的电力发展规划，抑制煤电企业盲目投资、合理调控煤电产能规模是当务之急。

　　他认为唯有市场化才能打破发电企业对利用小时和上网电价超稳定预期，所以建议按照“管住中间、放开两头”的原则稳步推进电力市场化，在输配电价改革到位的基础上，有序放开上网侧和零售侧价格，让有效的价格信号在引导电源投资中发挥基础性作用。