一边产能过剩，一边大幅扩建，煤电发展规划质疑之声再起。

　　为化解煤电潜在过剩风险，今年以来，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》等文件。虽然各省(区、市)和各发电企业积极部署、认真落实，取得了一定成效，但国家能源局10月10日发布的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》指出，“十三五”期间我国煤电过剩风险日益显现，亟需进一步调控煤电规划建设。

　　但值得关注的是，“十三五”期间，煤电装机仍将大幅增加。国家发改委、国家能源局稍早前发布的《电力发展“十三五”规划》明确，到2020年，煤电装机规模将力争控制在11亿千瓦以内。换言之，“十三五”期间，煤电仍将净增近2亿千瓦，接近同期水电、风电、太阳能发电新增装机规划目标总和。

　　在电力供应进入持续宽松新阶段、煤电过剩风险日益显现的新形势下，《规划》为何仍制定如此庞大的新增规模?是否合理?在绿色低碳安全高效的能源体系中，“十三五”电力富裕地区煤电又该如何求得生存?能否实现?

（来源：中国能源报  作者：贾科华 李慧）

　　电源结构优化的结果

　　为保证非化石能源占一次能源消费15%左右，《规划》明确，到2020年，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右，比2015年增加2.5亿千瓦左右;气电装机增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上，煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。

　　“这些目标是经过优化得到的。”国家能源局总工程师韩水稍早前在由中国能源研究会与能源基金会联合举办的“十三五”电力发展的机遇与挑战专家讨论会上表示，“电源结构优化的原则是，在满足非化石能源消费前提下实现经济性最优。具体来讲，首先，根据非化石能源消费目标提出多个非化石能源发电装机情景;第二，开展分地区新能源消纳的分析，提出采取的措施和调峰电源的规模;第三，开展分地区电力平衡计算分析，提出多个情景下火电装机规模;最后，开展多情景下电源装机方案的技术经济分析比较，提出相应的电源总量及结构的方案，最终提出各类电源的优化布局。”

　　据他介绍，优化结果是，在考虑淘汰2000万千瓦落后产能、取消和推迟1.5亿千瓦以上正在规划建设项目的情况下，“十三五”期间，力争煤电新增产能不超过2亿千瓦。

　　国家发改委能源研究所研究员高虎表示，“一些信息显示，火电核准、在建及处在前期工作的总规模目前超过4亿千瓦。《规划》提出要将新增量控制在2亿千瓦以内，这是十分不容易的工作;同时，相关部门此前也出台了关于煤电发展的指导意见，要求开展‘三个一批’。这些举措传递出了强烈的抑制信号，而这在‘十二五’期间是没有的。”

　　另据记者了解，2亿千瓦的具体组成也尤为值得关注。“实际上，在‘十三五’期间新投产的2亿千瓦煤电机组中，1.9亿千瓦都属于‘十二五’期间已经布局规划并开工建设的接转项目，‘十三五’新开工的煤电机组只有1000万千瓦。”国家能源局副局长李仰哲12月10日在由国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、国务院发展研究中心产业经济研究部联合主办的“2016年能源大转型高层论坛”上透露。

　　电力是关键

　　但对于新增2亿千瓦煤电，业内仍有诸多质疑之声。

　　中国能源研究会常务副理事长周大地认为，“十三五”期间我国能源面临的矛盾明显与“十五”、“十一五”不同。“过去怕供应不足，现在则要防止供应过多。所以，在系统优化时，为了在需求不旺情况下调整能源结构，即尽量淘汰存量中的高碳能源，优先保障低碳能源发展，就需要煤电首先让路。”

　　周大地表示，当前我国发电潜力巨大，火电利用小时数只有4000多小时。所以，在制定规划时，即使总需求有20%或者25%的增长，也应首先挖潜，而不是扩大产能。从电量上来看，火电利用小时数如果恢复到5000小时以上，整个电力行业将皆大欢喜，因为其经济效益会大幅度改善。“因此，我个人认为，每个能源企业都应首先考虑挖掘潜力，虽然个别地区确需增加产能，但对于大多数地方来讲，再上煤电就等于背上新包袱。”

　　华北电力大学教授袁家海也建议，应该降低2020年煤电装机目标。据他介绍，在煤电经济性方面，按照2020年全社会用电量为6.8亿-7.2亿千瓦时电量估算，2020年煤电利用小时数会在3820小时到4200小时左右，届时新建煤电机组投资全回报率将降至3%左右。所以，他建议，“应该降低煤电装机目标，例如，当规模控制在9.6亿千瓦左右时，2020年煤电利用小时数可保持在4600到4700小时左右，届时平均回报率将有望达到5%左右。在经济整体下滑情况下，该回报率还可以接受。”

　　但韩水表示，他不赞同某些对利用小时数的看法，因为发电利用小时数只是对电厂发电量的衡量，关键还要看电力的平衡。“能否允许电力行业既拉闸又装机过剩?拉闸就是电力缺乏，而不是电量短缺。火电特别是煤电承担着电力保障作用。在这方面，大家可以关注一下西欧的煤电利用小时数。”他说，“云南、四川的煤电为何不能发到6000小时?因为没有空间，它在为水电让路。在有的地区，煤电也在为风电让路。这都是为了满足水电和风电等不可控电源的调峰需求。”

　　向更加灵活转型

　　当前，煤电机组利用小时数持续下降，机组经营困难，特别是近两个月份，煤电整体出现了亏损。“十三五”期间，新增机组势必进一步摊薄市场份额。期间，煤电如何突破困境、更好发展，也成为迫切需要提上日程的问题。

　　“当前，煤电必须要转型，即进行灵活性改造。一是为了适应新能源发展需要，二是为了自身发展需要。”国家电网公司调度中心副总工裴哲义表示，“有人说火电很悲壮，市场份额被新能源挤占，还要为新能源调峰。但事实上，煤电必须提升灵活性，因为在市场环境下，能够生存下去的一定是那些调节性比较好的煤电机组。”

　　据了解，发电侧大规模引入具有波动性的风电、太阳能，要求系统具有相应灵活性。在我国电力系统中，煤电装机占比高，目前只有煤电能担起系统调峰的重任。例如，在东北电源结构中，60%、70%是火电，且多是供热机组。冬季供暖期间，调峰能力骤然下降。在后半夜系统负荷低谷时段，供热机组完全能够满足电力负荷要求，从理论上讲，此时已经没有消纳风电空间。所以，当地煤电机组必须进行灵活性改造。

　　《规划》指出，“十三五”期间，将全面推动煤电机组灵活性改造。具体来讲，将实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，其它地方纯凝改造约450万千瓦。改造后，增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。

　　“灵活性改造在技术上来讲没有问题，国际上已有成熟经验。关键是灵活性改造后如何从政策上保障电厂相关收益。”裴哲义建议，“‘十三五’要在严格落实灵活性改造计划的同时，充分利用市场化机制，制定相关的补偿政策。例如，东北区域实施的辅助服务办法已经起到效果，因为电厂改造后可以从市场上获得辅助服务收益。”

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电煤价格持续上涨 发电企业面临亏损联名讨说法

　　12月12日，国家能源局发布11月中国电煤价格指数，2016年11月全国电煤价格521.66元/吨，环比上涨11.23%，同比上涨59.62%，为2016年5月以来连续第六个月上涨，并创2014年1月(495.79元/吨)以来新高。

电煤价格持续上涨，导致电力企业成本扩大。此前华能、华电、大唐、国电四家电力央企联合给陕西省政府提交报告，表示现在的电煤价格已经超出了企业成本，要求政府对电价进行上调。

此前五大发电企业与神华、中煤签订了中长期协议，协议规定将5500大卡动力煤的基准价定在了535元/吨，为期三年，每年一议价，允许根据市场行情做出一定比例的浮动。国家发改委表示，希望借助这样的先行先试，对接下来的煤炭市场高涨行情起到引导作用。

火电企业今年盈利状况的确不容乐观。有专家分析指出，火电行业已逼近微利，面临亏损。以申万火电指数收录的26家火电相关上市公司为例，今年前三季度，上述企业实现的总营业收入和归属净利润分别为4037.14亿元、363.47亿元，较去年同期分别下滑7.78%、32.54%。从单季度盈利的情况来看，26家火电企业的盈利能力持续走低。今年一到三季度，上述企业单季度合计净利润分别为146.87亿元、127.98亿元、88.62亿元，分别较去年同期下滑12.50%、28.49%、52.41%。

火电行业的持续低迷进而催生出了亏损企业。前三季度，26家火电上市公司中，已有3家企业当前净利润为负，分别为大唐发电、华银电力和新能泰山。另有17家非亏损企业的归属净利润同比下降，漳泽电力降幅最高，达99.94%。去年同期，上述26家火电上市公司亏损和净利润同比下滑的企业数量分别为0家和8家。

火电企业遭遇的现状着实令人唏嘘不已。此前的2012-2015年，火电企业整体则以净利润连续四年上涨的姿态，迎来了快速发展期。经计算，26家火电上市企业2012-2015年合并净利润的年均增长率为46.13%。2015年，上述企业合并净利润已高达597.29亿元。但眼下，辉煌不再。

通过梳理相关上市公司的三季报可以发现，上网电价下调与煤价上升，成为火电企业总结其业绩下滑的主要归因。

电价下调可直接影响火电行业销售端的发电收入。今年，火电行业迎来两次电价下调：一、今年1月1日起，全国燃煤发电上网电价和一般工商业电价下调0.03元/千瓦时；二、21个省份的一般工商业电价平均降低1.05分/千瓦时，大工业电价平均降低1.1分/千瓦时。对此，国家发改委价格司司长施子海在今年6月28日召开的新闻发布会上表示，今年以来较大幅度降低电价，两次降价合计可减轻工商企业电费支出负担470亿元左右。

国家发改委价格司司长  施子海

但是，下调电价的举措却成为火电企业的心结。中电联11月中旬发布的数据显示，今年1-10月份，全国规模以上电厂火电发电量35868亿千瓦时。由此不难测算，年初0.03元/千瓦时的下调力度，便可使火电行业今年前十个月的发电收入缩水约1076.04亿元。

而煤炭价格的上涨则给火电企业进一步施予了成本端的压力。数据显示，今年环渤海动力煤的价格已由去年底的372元/吨，上涨至11月23日的601元/吨，涨幅高达61.56%。受此影响，全国电煤价格指数也日益攀升。国家发改委提供的数据显示，11月份，国内电煤价格为526.66元/吨，环比上涨11.23%、同比上涨59.62%。至此，今年以来，电煤价格涨幅已高达59.69%。

11月中国电煤价格指数

电煤大幅提价无疑增加了电力企业的用煤成本。中国煤炭运销协会11月中旬发布的统计数据显示，今年1-10月，国内电力行业耗煤15.1亿吨，月均耗煤约1.5亿吨。以此结合该月份的电煤价格数据，据推算，电力企业在10月份的用煤成本比去年底增加了约210亿元，这远高于8、9月份分别增加的约61亿元、127亿元月度用煤成本。

然而，当下火电企业还不得不面临一个窘况——在成本端备受负荷的情况下，进入四季度，火电行业对用煤的需求正在提升。中国煤炭运销协会发布的《2016年10月份煤炭经济运行情况》显示，进入9月份以来，火电日均耗煤大幅增加，其9、10月份耗煤分别同比增长12.2%和11.9%。这预示着，四季度，来自成本端的压力或将继续挤压火电企业的盈利空间。

此外，有专家还提醒，随着电力体制改革的不断推进，电力市场化交易电量的比重将不断上升，未来电价仍存在降价空间。叠加来自煤价上涨的压力，火电业绩下滑风险尚未充分释放。

（本文主要信息来源：中国能源报  作者：贾科华 李慧）

（相关阅读来源：“电力观察哨”整合国家能源局、界面报道）