煤电建设膨胀式过剩 16部门发文欲对煤电业强力控产

核心提示｜面对煤电产能过剩风险，一场强力控产风暴正在来袭。近日，发改委、工信部、能源局等16个部门联合印发《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》，欲对煤电行业进行大范围的淘汰、停建与缓建。

作为不少能源企业摆脱经营压力的手段，自2014年以来，煤电建设呈现蜂拥之势，并在短短几年出现过剩隐忧。如今面对提高行业效率、为清洁能源发展腾挪空间的重任与高压，煤炭、电力企业显然也急需在煤电之外，再重新寻找自身的多元化出路。

16部门联合发文严控煤电产能

“消息之前就已经得到，现在政策下来，合作项目可以不用继续下去了。”8月7日，省内一家煤企市场部负责人孙先生无奈地对记者说。该企业已经调研了近半年的煤电合作项目，因为一则文件的出现，有可能彻底告吹。

近日，国家发改委等16个部门联合印发《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》(以下简称《意见》)。该《意见》从淘汰落后产能、处理违规项目、严控新增产能等多个方面，给持续增长的煤电建设踩了一脚急刹车。

“此次控制的范围很大，除了规划项目外，在建项目也被包括在内。”孙先生告诉记者，此次《意见》，是今年政府工作报告专门提出煤电去产能概念后的政策延续。国务院要求淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾空间。“之前的原则是‘取消一批、缓核一批、缓建一批’，拉长现有纳入规划及核准在建煤电项目的建设规划，但从这次的文件来看，缓慢进程不复存在，取而代之的是强有力的去产能动作。”孙先生说。

《意见》提出，“十三五”期间，全国将停建缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦，灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。

多位市场人士向记者表示，《意见》中市场关注最多的，莫过于关于淘汰落后产能、处理违规项目以及严控新增产能这三大任务。对落后产能，国家提出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)；对违规项目，各省则将全面排查煤电项目的规划建设情况，对未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全等违规煤电项目一律停工、停产，并根据实际情况依法依规分类处理。

于去年启动的煤电规划建设风险预警机制，在这次的严控中，将起到门槛作用。《意见》提出，在年度煤电项目规划建设风险预警中，预警等级为红色和橙色省份，不再新增煤电规划建设规模，确需新增的按“先关后建、等容量替代”原则淘汰相应煤电落后产能。

而根据国家能源局今年5月发布的《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》，全国仅湖南、海南两省的2020年煤电规划建设风险预警结果为绿色，河南、江西、安徽和湖北四省的风险预警等级为橙色，其余24个省(区、市)的风险预警结果为红色，这对河南也意味着，到2020年，将几乎不会再有新增的煤电项目。

一家煤炭企业人士牛先生称，关停相应煤电机组和停建煤电项目，对于相关企业影响不小，但这也从另外一方面反映出，煤电控产能已到刻不容缓之际，“已需强力政策来控制了”。

煤电建设膨胀式过剩

严控的背后，是不断膨胀的煤电装机规模，以及因此带来的隐忧。

一家省内发电企业人士告诉记者，自2014年国家发改委将燃煤火电核准权下放到省级后，煤电上马速度出现爆发式增长。过剩煤炭逼迫产煤大省消化煤炭产能，同时涉电利润相对较高，相关企业投资热情巨大。以我省为例，在2016年，我省投产的燃煤装机兆瓦数，至少是2014年的两倍有余，与此同时，还有多家大型能源企业布局新的煤电一体化项目。

一组数据也能说明煤电建设的热情。据中国电力联合会发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2016年一季度，我国火电新增装机1746万千瓦，创近年同期新高。这也让我国火电装机容量一举突破10亿千瓦，接近整个美国的电力装机容量总和。

但与此同时，火电的发电量却因多方原因，呈现出持续的负增长。数据显示，2016年3月，我国火电发电量同比下降2.2%，设备利用小时数1006小时(其中煤电1054小时)，同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近10年来的同期最低水平。

正是看到这样的隐忧，从去年下半年开始，相关部门就已开始调控煤电建设的规模和速度。如去年5月，国家发改委、国家能源局就联合发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，在划分预警区域的同时，取消了2012年及以前纳入规划的未核准煤电项目，相应规模将滚入当地未来电力电量平衡，待2018年后结合电力供需情况再逐步安排。

卓创咨询分析师王启东向记者表示，此类调控措施，在一定程度上压制了煤电建设的势头，但由于基量过大，即使“缓建”，仍将产生巨大的装机量，同时部分企业采取多种方式规避相关限制，使政策并没有起到较有力的产能抑制作用。

其介绍，在2016年，全国煤电利用小时数仅为4164小时，连续第二年低于4500小时的红线。而按行业划分，5500小时是煤电机组规划设计的基准线，小时数低于5000基本代表装机过剩，可见过剩现象已开始明显。

数据显示，今年上半年，我国火电完成投资和新增装机规模双降，但新增火电装机容量仍高达1421万千瓦，其中仅煤电就投产了1112万千瓦。而截至今年6月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量已达10.6亿千瓦，同比增长4.6%，离2020年11亿千瓦的控制规模，仅剩0.4亿千瓦的空间。

也正因此，利用强力手段来控制煤电建设规模，是国家对于行业发展的重视，也是化解煤电过剩产能的主要手段。牛先生认为，这次《通知》中的主要指标，与电力发展“十三五”规划基本相同，但在具体措施上尤为严厉。“有了这样的顶层严控，相信很快分解到项目层面的去产能实施方案就会出台，这对于煤、电企业来说，都将是一次冲击。”牛先生说。

电力市场建设为煤电寻找新出路

事实上，在过去一年中，是否继续批建火电项目，已引起业内的多次讨论。电力过剩、雾霾加剧、环境压力等问题，往往都直指煤电行业。

上述发电企业人士称，在去年，河南不仅是电力规划红色预警区域，而且被纳入煤电缓核、缓建的主要范围。

那为何还要加速上马煤电项目？多位煤炭企业人士表示，虽预料到煤电产能过剩的危机，但对企业来说，当前也没有更好的选择。

“煤企布局煤电并不是这一两年才开始，但建设有滞后性，加上产能过剩严重，还得靠煤电带动煤炭的库存消化和就地转化。”一位省内大型煤炭企业相关负责人告诉记者，其实无论煤炭强势还是电力强势时期，煤电联营以及煤电一体化发展，对煤电双方来说，都是降低成本、谋求更高盈利的有效手段。同时，虽然目前新能源的比重不断上升，但10年之内，火力发电依旧是我国能源结构中最重要的一环，煤炭企业也希望通过打造超净排放电厂，来释放产能和经营压力。

这样的美好期望，在这次调整中有可能被打破。记者了解到，按照顶层布局，煤电未来在能源系统中的定位，将逐步由电量型电源向电力型电源转变。“也就是说，煤电将渐渐从电力供应的主力电源，慢慢向非主力电源过渡。即使全国用电量继续增加，煤电的增长也会变得非常缓慢。”能源分析师孙成刚对记者表示。

同时，今年上半年以来煤炭价格的大涨，开始导致煤电成本的急剧攀升。记者从大唐电力一位人士处了解到，目前包括五大发电集团在内的不少发电企业利润出现大幅下滑。虽然从7月份起，包括河南在内的多个省份已就燃煤发电机组标杆上网电价上调，其中河南上调2.28分/千瓦时，成为当前上调幅度最大的省份，但相比煤炭价格的涨幅，也只能缓解企业的一部分成本压力。“另外未来30万千瓦以下机组如何划线淘汰，也会影响到企业的效益和运营成本。”该人士表示。

面对诸多利空消息，如何调动煤电企业控产的积极性，是政策能否落实的关键。为此，《意见》在严控的同时，出台了一系列支持政策。

如在产业上，16部门就提出，要建立完善电力容量市场，研究通过电量补贴、地方财政补贴等支持政策，对承担调峰任务的煤电机组、非供暖季停发的背压机组给予合理补偿。再如在列入关停计划且不参与等容量替代的煤电机组，关停后可享受最多不超过5年的发电权，并可通过发电权交易转让获得一定经济补偿。

同时《意见》还提到，鼓励和推动大型发电集团实施重组整合，鼓励煤炭、电力等产业链上下游企业发挥产业链协同效应，加强煤炭、电力企业中长期合作，稳定煤炭市场价格；支持优势企业和主业企业通过资产重组、股权合作、资产置换、无偿划转等方式，整合煤电资源。

孙先生认为，对于煤炭企业来说，传统的煤电一体化消化产能的路子，已越来越不好走，《意见》其实也给予了煤炭以及电力企业新的出路，即加大“抱团”的速度，借助电力容量市场的建设，以此扩展多元产业链和精深加工，这会是未来煤炭、电力企业在产能控制上的新选择。