煤電的末路與生路

　　文·本刊觀察員 宋佳南

　　3月初，關于寧夏回族自治區七家發電企業向自治區經信委“上書”，希望能夠盡快降低煤價的報道引起各方關注。雖然寧夏自治區經信委最終表態不予干預，但這并不意味著，七家企業所言“火電企業已處于全面虧損的狀態”為虛。

　　自2016年以來，受煤炭價格大幅度上漲、煤電設備利用小時數持續下降、煤電價格逐漸降低等多重因素沖擊，發電企業的利潤出現了“斷崖式”下跌，煤電板塊在2017年很有可能會陷入全面虧損狀態。尤其是在寧夏、甘肅、青海、新疆等中西部地區，當地電力需求有限，窩電現象嚴重，煤電設備利用小時數遠低于全國平均水平，煤電企業虧損更為嚴重，所以矛盾首先在寧夏爆發了出來。

　　為了保證煤電企業順利熬過此輪“寒冬”，增加煤炭供給，降低煤價，顯得尤為迫切。但從長期來看，推進煤電去產能，進一步規范煤電產業發展，才是最根本的解決之道。

　　或陷長期全面虧損

　　2016年，國內五大發電集團煤電板塊“損失”慘重，利潤同比下降了68.6%，具體來看，各季度同比分別下降33.2%、61.4%、79.5%和96.6%，降幅呈現出持續擴大的態勢。進入2017年，五大發電集團的煤電業務更是已經進入全行業虧損狀態，前兩個月合計虧損了約33億元。

　　導致煤電業務陷入虧損的原因主要來自于三個方面。第一，燃料成本快速上漲。中國煤炭市場網（CCTD）秦皇島煤炭價格監測數據顯示，從2016年年初開始，5500大卡煤炭價格從370元/噸低位震蕩走高，2016年11月7日一度達到了700元/噸高位。截至今年4月3日，CCTD秦皇島5500大卡煤炭價格為659元/噸，已經遠高于去年年底煤炭企業與電力企業簽訂的下水煤年度合同基準價格535元/噸，根據相關統計數據，由于電煤在生產、運輸、中轉再到終端各環節的漲價疊加，今年一季度，五大發電集團到場標煤單價比去年同期上漲了300元/噸左右。

　　第二，煤電價格走低。2015年以來，兩次下調全國煤電上網標桿電價，已經累計下調了約0.05元/每千瓦時。此外，在電力體制改革氛圍中，2016年全國市場化交易電量突破了1萬億千瓦時，每度電平均讓利大約0.07元。一方面是居高不下的煤價，以及持續的環保改造投入，讓燃煤發電生產成本急劇上漲，另一方面是上網電價不升反降，成本難以有效向外疏導，煤電企業遭遇“雙面夾擊”，利潤被侵蝕便成了唯一的“出路”。

　　第三，煤電設備利用小時數一降再降。全國煤電設備利用小時數在2016年已經下降到了4250小時，為1964年以來的年度最低水平。而且，未來一段時間內，導致煤電設備利用率下降的因素還會持續存在。經濟增速放緩與經濟結構調整，導致電力市場需求增長放緩是不爭的事實，預計2017年全社會用電量同比增長在3%左右。與此同時，清潔能源發展與電力結構調整已成不可逆之勢，2016年我國新能源發電量僅占全部發電量的5%，今后還會有更大規模的發展，這將進一步擠占煤電的市場空間。面對需求逐步減少的局面，煤電產能卻一直在增加，2016年全國煤電裝機容量同比增長了5.3%，依舊快于全社會用電量增速4%的水平。因此，預計2017年煤電設備利用小時將進一步降至4100小時左右，明顯低于5500小時的設計小時數。

　　種種“內憂外困”疊加在一起，煤電企業陷入長期全面虧損將是難以避免的事情。

　　短期救急：增加電煤供給

　　按照目前的設備利用小時數計算，即便煤價降低到年度合同基準價格535元/噸，煤電企業仍將面臨全面虧損的風險，更何況目前煤價遠高于535元/噸水平，煤電企業的日子就更不好過了。要在短期內緩解煤電企業的困境，最為有效的措施是增加煤炭供給，降低電煤價格。

　　受到前期煤炭行業化解產能政策及276工作日制度實施的影響，電煤供應失衡，全國的電煤形勢已經從寬松轉為偏緊。今年以來，煤炭企業復產和發運均不及預期，讓各環節煤炭庫存總體上呈下降趨勢，截至3月底，全國重點煤礦存煤7500萬噸，比年初下降10.5%，比2016年同期下降了40.4%。如果煤炭企業繼續減量化生產，煤炭價格還有繼續上升的風險，煤電企業虧損額無疑會進一步擴大。

　　當然，煤電企業也不能完全等著政府出手干預。作為一個市場經濟主體，應該在降成本方面推出更多的舉措。其中，持續推進煤電聯營，打造煤電利益共同體，是一個值得嘗試的選擇。既然煤電企業經營困難的一個主要原因是燃煤成本大幅上漲，那么，有條件的煤炭和電力企業如果能夠突破傳統的行業、所有制限制，通過資本注入、股權置換、兼并重組、股權劃撥等方式，發展煤電聯營，構建起煤炭和發電企業雙方利益共享、風險共擔的煤電合作機制，便可以從根本上顯著緩解煤、電之間的矛盾。目前，在國內，煤電聯營做得最為成功的企業當屬神華集團，2016年，神華集團煤炭產能超過5億噸/年，電力裝機容量達到了7432萬千瓦時，差不過成了“第六大發電集團”。在電力板塊，華能集團和國家電投的煤炭產量比較高，2016年均突破了6000萬噸。

　　另外一條值得探索的出路，是積極開拓國內外市場，培育新的盈利增長點。煤電企業應該嘗試著加快布局結構調整，大力拓展國際業務，推動煤電、節能環保、裝備制造等產業“走出去”，尋求新的成長空間；也可以在做強發電主業的同時，依托自身優勢，加快產業結構優化升級，因地制宜地發展非電產業，不斷提升非電產業對企業的利潤貢獻率。

　　長期應對：煤電去產能

　　從長期來看，受資源、環境和氣候變化約束，綠色低碳已經成為世界能源變革的主流，在國內，燃煤發電占比逐漸降低，也已經成為國家戰略。2016年，我國煤電發電量占全部發電量的比例為65%，相較于2015年下降了2.5個百分點，這種趨勢以后還會延續。

　　然而，與此相背離的是，我國煤電裝機還在持續增加。雖然在國家促進煤電有序發展的一系列政策措施影響之下，2016年煤電投資快速增長的態勢得到抑制，但當年煤電投資額仍然達到了1012億元，到2016年年底，煤電裝機增加到9.4億千瓦，且還有規劃與核準在建煤電項目約3.5億千瓦。

　　按照近年來的全社會用電增長態勢，考慮清潔能源發電替代的影響之后，預計到2020年煤電裝機達到10.5億千瓦是一個比較合理的水平。所以在接下來幾年內，煤電去產能成為了繞不過去的坎兒。在今年的政府工作報告中，也首次提出要化解煤電產能過剩風險。

　　具體而言，今年要淘汰落后煤電機組500萬千瓦，停建、緩建4500萬千瓦以上在建項目。當前的工作重點是要落實到具體的項目上，盡可能地減少項目業主的經濟損失。另外，去產能不是盲目地關停，在布局上盡量要有利于新能源發電的消納，避免出現“有網無源”“有源無網”的網源不協調問題。

　　在去產能的同時，避免潛在產能不斷增加也要一抓到底。當前看來，造成煤電裝機持續快速增長的原因有三點。

　　一是煤電項目建設周期較長導致部分項目“生不逢時”。從規劃建設到投產，煤電項目大概需要三年左右的時間，現在投產的機組大多數為三年前開工的。前幾年經濟以及電力消費仍然保持較快增長，有關部門根據情況陸續核準了部分項目，這些項目投產后恰好趕上目前的經濟發展轉型期，沒有了用武之地。

　　二是地方政府通過行政力量推動發電項目開工建設。2014年，火電項目核準審批權下放到地方政府，恰逢地方遭遇投資乏力、經濟下行壓力，推動投資規模巨大的電源項目開工建設，成為了地方穩投資的一個重要手段。

　　三是自備電廠持續快速發展。由于自備電廠具有發電設備利用小時數高、環保要求低、政府性基金及附加少等成本優勢，自備電廠裝機容量在近幾年來一直保持10%以上的增長速度。截至2016年年底，我國自備電廠規模超過了1.3億千瓦，其中絕大部分為火電。因為有來自企業層面的積極性，預計未來一段時期內自備電廠快速增長的趨勢很難有效抑制。

　　因此，阻斷煤電裝機快速增長的勢頭，應該從三個方面入手：引導地方政府更加科學、合理地規劃煤電產業布局；杜絕以煤電投資拉動地方經濟的行為；同時盡快完善自備電廠管理政策法規，將自備電廠的政府性基金、附加及交叉補貼征收到位，營造出公平競爭的市場環境。