防范和化解煤电产能过剩风险调研报告

一、煤电发展现状及市场定位

改革开放以来，我国经济持续高速发展，煤电在满足我国能源电力需求、促进装备升级和节能减排方面发挥了重要作用。

（一）发展现状

煤电装机一直是我国主体电源。截至2016年底，全国煤电装机9.43亿千瓦，占发电装机总量的57%。煤电发电量约3.9万亿千瓦时，占总发电量的65%。煤电发展取得了巨大成绩。一是煤电装机结构不断优化，以大容量、高参数、节能环保型机组为主，30万千瓦及以上机组占煤电装机比重已达到88.3%，其中：100万千瓦级机组9682万千瓦，占比为10.3%；60万千瓦级机组3.4亿千瓦，占比为36.4%；30万千瓦级机组3.9亿千瓦，占比41.6%；30万千瓦以下机组1.1亿千瓦，占比为11.7%。二是我国燃煤电厂平均除尘效率达到99.9%以上，单位煤电发电量二氧化硫排放量达到0.47克，单位煤电发电量氮氧化物排放量降至0.43克，单位煤电发电量烟尘排放量降至0.09克，这些减排技术处于世界先进行列，电力大气污染物排放得到了有效控制。电力行业消费五成煤炭的体量，但在全国排放总量中占比仅为一成左右。三是燃煤发电效率大幅提升，我国在运百万千瓦超超临界二次再热燃煤机组发电效率可达48.12%，供电煤耗266.18克/千瓦时，是目前世界上效率最高、能耗最低、指标最优、环保最好的机组。2016年全国燃煤电厂供电标准煤耗为312克/千瓦时，近十年供电煤耗下降15.7%。四是燃煤发电经济性优势明显，是长期支撑我国低电价水平的重要因素。全国燃煤发电平均标杆电价为0.3644元/千瓦时(含脱硫、脱硝和除尘电价)，与其他发电类型电价水平相比，具有明显优势。

（二）市场定位

在未来较长时间内，煤电仍将是我国主体电源。煤炭清洁高效利用，是迈向绿色低碳能源发展道路的重要战略途径。我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟81.7%、德国85.7%、英国82.1%、美国92.8%，世界平均比例约78%。压减散煤利用，提高电煤在煤炭消费中的比重，满足经济社会用电需要，决定了我国煤电主体电源的地位。煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。煤电作为当前最经济可靠的调峰电源，其市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。电源结构优化及用电特性变化，使得煤电利用小时数下降成为新常态。我国煤电平均年利用小时数2005～2013年为5308小时（扣除2008年、2009年金融危机造成用电增长不合理影响），2014、2015、2016年分别为4778、4364、4250小时。目前煤电利用小时数低，既有电力富余的原因，也有电网负荷特性变化和煤电为新能源、核电等非化石能源发电“让路”的影响。为支撑更大规模的新能源消纳和系统运行，煤电利用小时数将维持低位运行的态势。目前我国煤电合理的利用小时数应在4800小时左右，“十三五”期间，将下降为4500小时左右。

二、煤电发展面临的主要问题

随着我国经济发展进入新常态，全社会用电量增速放缓，煤电产能过剩风险凸显，行业发展面临诸多困难和问题。

全国电力供应能力总体富余，煤电利用小时数持续严重下滑。电力消费增速放缓，从2010年14.8%的两位数增长，降至2014、2015和2016年的4.1%、1.0%和5%，但同期电源装机保持较大规模增长，增速分别为8.9%、10.6%和8.2%。同时，火电机组利用小时逐年下降，目前已降至历史低位，全国煤电机组平均发电利用小时2010年为5031小时，到2016年仅为4250小时，创1964年以来的年度最低值。预计2017年将进一步降至4000小时左右。

规划失衡造成煤电建设规模超出需求预期，带来安全隐患和经济损失。目前，全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦，规划及核准在建项目若不加以控制，2020年我国煤电装机近13亿千瓦，将突破《电力发展“十三五”规划》控制在11亿千瓦以内的目标，煤电机组利用小时数将降至3500小时以下，电力供应能力将出现严重过剩局面。截至2017年4月底，全国在建煤电项目2.16亿千瓦，在建项目停缓建涉及到投资方、设计、施工、监理和制造等多方面的利益，若不采取合理有效措施，将给行业和企业带来较大的安全隐患和经济损失。

局部地区燃煤自备电厂发展严重失控，问题突出。截至2016年底，全国共有燃煤自备电厂1.15亿千瓦，近两年装机平均增速达15.7%，比统调煤电装机增速高10个百分点。新疆燃煤资自备电厂容量达到1845万千瓦，占全区燃煤机组总量的40.5%。山东省仅魏桥集团自备煤电机组在运在建容量达2617万千瓦。内蒙古、辽宁、黑龙江、甘肃、广西自备电厂占本省火电装机比例均超过10%。自备电厂建设及运营存在不规范甚至违规现象，带来诸多问题。一是平均煤耗比全国平均水平高27%，部分环保设备存在降低排放标准现象，影响国家节能减排政策落实。二是一般不参与系统调峰，严重挤占清洁能源市场空间，影响新能源消纳。三是部分自备电厂拒交或少交国家征收的系统备用费、基金及附加，逃避应承担的社会责任。四是通过逃避国家规定的各项费用，以较低的电价进行转供电，造成与公用电厂不公平竞争。2016年，燃煤自备电厂平均发电利用小时数比全国公用煤电高18%。

小煤电机组关停难度大。《电力发展“十三五”规划》明确，未来五年内，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。目前30万千瓦以下小火电机组约1.1亿千瓦，其中7000万千瓦为供热机组。2007年以来，国家实施“上大压小”政策，累计关停小火电超过1亿千瓦，剩余待关停的小火电机组，大部分是热电联产或地处边远地区，普遍存在职工人数多、分流安置困难大，净资产高、关停资产损失计提难等问题。

多重矛盾交织，煤电企业经营形势严峻。一是煤炭价格大幅上涨，导致煤电企业发电成本大幅增加，2017年3月27日煤炭价格达到649元/吨，相比2016年年初上涨75.4%，煤电单位发电成本增加8.8分。二是煤电上网电价连续下调，造成煤电企业对电煤价格的承受能力显著下降。2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，累计下调约5分/千瓦时，相当于煤电企业为社会和其他行业让利2000亿元。2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量超过1万亿千瓦时，度电价格下降7.23分，相当于让利723亿元。三是电力市场化改革措施不配套，“市场电”的环保补贴电价没有落实，煤电企业面临无法回收环保改造投资的困境。按照国家有关文件规定，煤电发电量环保补贴电价约3.7分/千瓦时（脱硫度电补贴1.5分、脱硝为1分、除尘为0.2分，达到超低排放水平的再补贴1分/千瓦时）。电力改革9号文件出台后，煤电发电量“市场电”部分的环保补贴电价一直没有落实，煤电企业环保改造投资难以回收。四是煤电企业利润出现“断崖式”下降，亏损面和负债率明显上升。2017年一季度，五大发电集团燃煤发电（含热力）整体亏损27亿元，亏损面达到41.4%，负债率达81.9%。按照当前煤价测算，五大发电集团煤电板块2017年预计亏损1000亿元。巨额亏损和高负债，严重影响发电企业的正常生产经营，危及企业安全稳定。

三、政策与措施建议

防范和化解煤电产能过剩风险，应坚持用好存量、控制增量、淘汰落后、优化布局的原则，保障煤电行业良性发展。

严控煤电新增规模，促进煤电有序发展。根据《电力发展“十三五”规划》，2020年煤电机组控制在11亿千瓦以内。目前，全国合规在建煤电项目165个、1.78亿千瓦，另外，还有未核先建、违规核准、开工手续不全等在建项目3800万千瓦，合计2.16亿千瓦，计及淘汰落后产能关停2000万千瓦小机组，需要停缓建3900万千瓦。根据技术经济分析，当工程投资完成比例低于30%时，项目至“十四五”续建，对企业造成直接经济损失相对有限，在做好合同履约、债权债务处理和安全防护的基础上，建议立即停建。当工程投资完成比例超过30%时，停缓建造成投资增加达到20%以上，企业经营负担加重；设备、实施防范措施加大，安全隐患风险更大。考虑煤电过剩阶段性特点，建议继续建设并网发电。国家能源主管部门应尽快明确停缓建项目清单，落实责任主体，明确时间节点，电网企业要严格按照清单安排不予停缓建项目并网，确保项目停缓建落地。

优化煤电布局，促进网源协调发展，推动解决“三弃一限”问题。根据国家大气污染防治行动计划，12条重点输电通道将于2017年底全部投运。这些跨区输电通道起点均位于水电、风电和太阳能发电基地。在西部北部建设煤电项目，既有环境容量空间，又能够增加系统调节能力，有利于西部、北部风电、太阳能发电等新能源跨区消纳。新增四川水电外送通道落点华中东部，新增云南水电外送通道落点两广地区，推进西南水电的跨区消纳；核电限出力问题主要在辽宁、广西和福建省，消纳水电和限核地区均应严控新建煤电项目。建议在压减煤电产能过程中，将停缓建煤电项目与优化布局相结合，优先考虑发挥特高压跨区输电通道作用，有序推进西部北部煤电基地集约开发，严格控制东中部煤电建设，为清洁能源消纳创造条件。

淘汰落后产能，提升发展质量。一是加大淘汰落后产能力度。淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的煤电机组2000万千瓦。优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。加强行政执法和环保监督力度，严格控制小煤电机组供热改造，严禁排放不达标的煤电机组运行。二是出台小火电关停配套政策。在机组关停后，安排5年以上的过渡期发电量计划，被关停发电机组通过发电权交易获得一定补偿。支持合规在建的原上大压小搬迁重建项目不列入项目停缓建计划，出台小火电关停指导意见，解决老厂员工安置问题，减免相关税费，支持原企业转产为国家鼓励发展的行业。

加强自备电厂管理，规范电力市场秩序。一是将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，未纳入国家电力规划的自备项目一律不得核准、建设，严控燃煤自备电厂发展。京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。公用系统可满足供电、供热条件的，不得安排自备电厂建设。二是细化自备电厂收费政策，明确系统备用费、基金及附加的收取方式、标准和范围，对拒绝执行政府性基金及附加费政策的自备电厂出台停限电办法，对被甄别为限制类、淘汰类的高耗能企业所属自备电厂的自发自用电量执行差别电价，切实承担社会责任。三是开展自备电厂建设及运行专项检查，国家有关部委牵头成立联合检查组，专项检查自备电厂建设及运行情况。严格杜绝自备电厂违规建设问题，禁止公用电厂违规转为自备电厂；规范自备电厂运营管理，服从电网统一调度，承担调峰义务。加强自备电厂污染物排放管控，明确采用与公用电厂完全一致的考核内。

完善调控政策和协同机制，降低煤电企业经营负担和风险。一是取消先进产能煤矿减量化生产措施，有效增加煤炭市场供给量，保障电煤供应，合理下调煤价，降低燃料成本。在淘汰落后产能基础上，建议全国所有先进产能煤矿生产均取消减量化生产措施，有效增加煤炭市场供给量。积极引导社会舆论，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序，引导煤价回归合理区间。二是完善并启动煤电联动机制，2016年以来全国煤价上涨幅度已超过75%。建议以6个月为调整周期、价格波动超过5%进行电价联动调整，合理疏导煤电企业发电成本。三是完善煤电电价定价机制和辅助服务补偿机制，引导煤电行业转型升级。当前，煤电标杆电价定价边界条件和煤电在系统中的作用已经发生深刻变化，煤电的燃料成本、人工成本明显上升，煤电合理利用小时数持续下降，建议根据电力市场建设的推进，逐步实施两部制电价，明确容量电价和电量电价。尽快制定煤电机组调峰、调频、备用等辅助服务补偿机制，扩大辅助服务市场试点，加快辅助服务市场建设，提高煤电企业参与辅助服务的积极性。另外，由于在新的电力市场环境下，煤电的利用小时下降，环保成本相对上升，目前市场化交易电量的环保补贴全部由发电企业承担，建议按新的条件调整环保电价的补偿标准，明确市场化交易电量环保补贴的分担方式。

加大政策支持力度，积极推广电能替代。电能具有清洁、安全、便捷等优势，实施电能替代对推动能源消费革命、促进能源清洁化发展具有重大意义。以电代煤、以电代油，提高电力在终端能源消费中的比重，对提高能源效率，减少环境污染是既经济又便捷的办法。

我国每年消耗煤炭约40亿吨，其中电力用煤约占总用煤量的50%，发电燃煤污染物排放量得到有效管控。我国目前尚有7～8亿吨散烧煤，能源利用效率低、污染严重，且属低矮源排放，对环境质量影响尤为严重。积极引导电能替代，促进电力企业增供扩销，有助于化解煤电产能过剩风险，改善环境质量。同时，通过加大电动汽车充换电基础设施建设，加快发展电动汽车，可以实施交通领域以电代油。建议有关部门从推进电煤替代散烧煤、推动电动汽车产业快速发展、制定落实灵活电价政策等方面积极采取措施，引导促进电能替代。