十四五”煤电会迎来转机吗？ 发布时间:2020-01-06 浏览次数:896

　　“十三五”期间，在能源清洁转型、煤价高位震荡、市场激烈竞争、政策导向利空、区域环境差异等多因素叠加、综合作用下，煤电进入“第二个困难期”，出现整体性亏损、行业性困难，一些严重区域引发“关停潮”，危及煤电行业可持续发展。放眼“十四五”，煤电仍然“危”与“机”并存，但相对于“十三五”，一些政策的、市场的、行业的因素出现积极的变化，煤电在长期愿景“不看好”中，或许将迎来转机，扭亏脱困、修复盈利可期。

　　煤电之“危”

　　“十四五”煤电所面临的环保、转型、体制、机制等一些固有挑战，并不会消失，反而会因清洁低碳、安全高效能源体系的构建，更加强化、突显、扩展：

　　——传统煤电被清洁替代加深，来自新能源的挑战与日俱增。

　　“十四五”，新能源政策保障、技术进步、快速发展，风光电成长性、经济性、竞争力显著增强，而且储能被认为是未来能源革命的“刚需”，氢能被称为“21世纪终极能源”，我国能源清洁转型将主要从“增量绿色发展”逐步向“存量减煤减碳与增量绿色发展并举”转变，“高效化、清洁化与减量化”将是煤电的战略方向。因此，煤电逐年被清洁可再生能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机、电量占比不断下滑的趋势难以改变。

　　——节能减排的国际承诺，重点控制碳排放将是煤电新挑战。

　　《巴黎协定》的全球约束与打赢蓝天保卫战，我国承诺单位GDP二氧化碳排放量2030年比2005年减少60%-65%，到2030年达峰。煤电作为高排放、高碳结构的化石能源，环保政策会更加严苛，控制碳排放强度，扩大碳排放权交易，将是“十四五”新的成本增项。同时，煤机环保电价、奖励电量在市场竞价交易中难以兑现，环保边际效应下降也是不容忽视的问题。山东、广东等沿海的煤电企业，还会受到“西电东送”“跨区消纳清洁电量”的影响，煤机利用小时承压。

　　——煤电率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。

　　2019年，煤电市场电量占比从2015年的13%提升到50%左右。10月，国家发改委印发1658号文明确，已市场化交易形成上网电价的燃煤发电量，继续执行现行市场规则；具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，2020年“暂不上浮”；煤电价格联动机制不再执行。这就意味着煤电将第一个告别“计划电量、政府定价”模式，实现由近年来“双轨运行——缩减计划电量、扩大市场电量”到“全电量市场竞价”的根本性转变，并将贯彻整个“十四五”，预计市场交易价格仍会整体略低于“基准价”。

　　——煤电“优胜劣汰”“适者生存”是我国推进电力市场化改革、全球能源清洁转型的必然结果。

　　“十三五”，煤电经营形势严峻，造成整体性亏损、行业性困难，“两极分化”与“区域差异”加剧，表现为亏损面大、负债率高、资金链紧张，一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。五大集团火电板块，2016年实现利润狂降58.4%；2017年整体净亏损132亿元，亏损面达60%；2018年亏损面54.2%，其中：15个省整体亏损；2019年有所好转，但亏损面仍超40%。“十四五”预计电力消费增速会继续减缓，东北、西北、西南等区域电力产能过剩的风险还不能完全消除，能源清洁转型和电力市场化改革会进一步提速，“优胜劣汰”“适者生存”将是煤电面临的长期挑战。

　　煤电之“机”

　　2030年我国碳排放达峰前后，煤电还有一定的发展空间。煤电“十四五”尽管面临不小挑战，但经营“窗口期”仍有可能开启。理性预测，主要有以下有利因素：

　　一是煤电政策导向出现微调，由“全面收紧”到“松紧搭配”。

　　“十三五”前期的煤电政策，几乎是“清一色”约束政策。2019年10月，国家发改委1658号文看似非常“负面”，其中也不乏一些“正能量”：

　　（1）首次确立了与煤电新定位相一致的“容量补偿机制”，推出“两部制电价”。针对现行单一制电度电价，已不能适应能源清洁转型、电力市场化改革新形势，以及煤电从过去的“主体电源”，转为近中期“基荷电源与调节电源并重”，再到长远“调节电源”的新定位，文中明确“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”，这为云贵川、青海、广西等能源清洁大省深陷困局的煤电企业点亮了“希望之光”。

　　（2）新电改下构建高比例消纳清洁能源电力系统（市场）的实践证明，发挥煤电“灵活性价值”要有政策保障。辽宁等东北区域进行了有益的探索，可望在全国推广，真正形成由发电、电网、用户共同参与的辅助服务市场。文中强调要“完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格，以补偿燃煤发电合理成本”。这一政策的完善，将有利于提高煤电灵活性改造的积极性，也有助于未来煤电的长期生存。

　　（3）将燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，从体制机制解决了产生煤电矛盾的基础。煤电新的定价机制，改变了过去标杆电价长期固化、政府调价严重滞后的缺陷，也实现了“计划电”到“市场电”的转变，并与“市场煤”作了对接，有利于电价及时反映电力市场供求变化和发电燃料成本变化，也有利于促进煤、电上下游产业的协调发展。当然，这种定价机制比较适合山东、内蒙、广东、江苏等煤电大省，而且对煤电企业来讲，是“双刃剑”，如何适应、运用新的市场定价机制，改善电力供求关系、降低燃料成本、提高竞争力成为关键。

　　（4）煤电市场价格只限定“2020年暂不上浮”。这预示着“十四五”有上浮不超过10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原则上不超过15%。而且，要求“规范政府行为”，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。

　　（5）“煤电价格联动机制不再执行”不现实。由于“煤”熔在“电”里，成本是价格的有机构成，煤电联动作为一种“机制”不可能被取消。如果说取消煤电联动政策只是关上“一扇窗”，新的市场定价机制则是开了“一道门”。近年来，煤电市价降幅收窄、逐年提高是对煤价高企的正常反应。

　　当然，上述煤电价改政策，各省能否在“细化实施方案”全面地、非选择性地贯彻落实，仍有待观察。另外，“十四五”继续实施“降低用能成本”政策的概率，个人预判会大大降低。“十三五”政府、市场双管齐下，电价一降再降，整个电力行业出现亏损，从发电侧到电网侧纷纷压减投资。因此，“十四五”必须要有合理的盈利预期，吸引社会投资，推进混改，还原企业与商品属性，预计这项政策“事不过三”，否则会危及电力的安全可靠供应。

　　二是“十四五”煤炭市场可望转向供需平衡甚至宽松，煤价高位回落，发电成本稳中有降，系统性风险减弱。

　　由于燃料成本占煤电发电成本70%左右，近年来动力煤的强周期属性带来煤电企业成本端的高频波动。“十三五”，随着退出、减量重组10亿吨煤炭过剩产能任务完成，煤炭供需紧张、煤价大幅反弹，致使煤、电经营业绩“冰火两重天”。“十四五”我国煤炭产消总量仍是全球最大，但在能源结构中比例会持续下降（55%）；煤炭供需由区域分散向区域集中转变，而且呈“煤矿少，单产高，逆向分布，应急调运难”的特点；煤炭先进产能有序释放，煤炭需求增长放缓，国家形成了“控产量”“保长协”“稳煤价”“抑消费”“调进口”“构建铁路大通道运输网”等一系列政策调控工具；煤炭供需关系由过去的“大起伏波动”向“小起伏微波动”转变。由此可见，“十四五”或许还会出现煤炭区域性、时段性的供需矛盾，但未来煤炭供需关系总体可控，不会出现大面积、持续性“大起大落”的状况，市场煤价或能“稳中有降”。“十四五”发电燃料成本整体低于“十三五”平均水平将是大概率事件，可望成为煤电企业扭亏脱困的“基石”。

　　三是“十四五”电力市场供需“宽裕度”可望下降，中东部或转向紧平衡，煤电需统筹好新增、退役、延寿的关系，煤电利用小时下降趋缓。

面对国际上百年未有之大变局以及国内经济增长能否“保6”的争议，要准确研判“十四五”电力发展目标、市场走势难度不小。

　　（1）电力需求与电力装机仍将持续增长，但增速放缓，高比例新能源配置特征明显。国网研究院预测，预计全社会用电量年均增速4-5%。这低于“十五”13%、“十一五”11.1%、“十二五”6.27%的增速，也低于“十三五”预计5.9%的增速。中电联预计，能源清洁化发展将迈入加速期，到2025年全国发电装机28亿千瓦，非化石能源装机占比48%，保障新能源消纳和电网稳定仍是一个问题。

　　（2）电力市场供需“宽裕度”可望下降，中东部或转向紧平衡。根据预测，“十四五”电力负荷峰谷差、季节差将持续加大，特别是东中部地区电力平衡压力加大，2025年华北受端、华东、华中等地区高峰时段的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。东北、西北、西南等区域电力“宽裕度”会下降，也不排除个别省份出现短缺。云南电网预测，水电大省云南随着铝、硅等高载能产业的引入和用电量的高速增长，“十三五”弃水问题基本得到解决。全省电力供应2021-2022年“丰平枯紧”，2023年开始缺电，2025年将缺电量320亿千瓦时。

　　（3 ）煤电“十四五”如何发展，将成为电力平衡的关键筹码。目前争议很大，气候专家、新能源企业认为应该暂缓发展或不再发展，为清洁能源发展腾空间；电网、能建等相关人士认为未来电力平衡问题突出，2030年前煤电还是要适度发展，新增1-2亿千瓦，“可考虑适当放宽东中部地区煤电建设规模”。

　　个人意见： “十四五”煤电发展既要考虑电力平衡和电网安全，也要考虑电力市场的平衡和新的市场化电价机制，统筹好新增、退役、延寿的关系，煤电要慎铺“新摊子”，宜控制在1亿千瓦之内；存量煤电要“升级改造、重组整合、优胜劣汰”，对能效达标又完成超低排放改造的到期机组应予延寿，尽量减少新建。当然，最终要以国家电力规划为准。

　　个人预判： “十四五”电源投资尤其是煤电投资会进一步下降，加上全国电力市场供需“宽裕度”下降，中东部转向紧平衡，有利于迟缓煤电利用小时的下降，有利于煤电交易价格下降幅度的收窄，防止因电力产能过剩造成“量价齐跌”的局面。

　　四是企业战略与重组整合、关停政策等因素的综合影响，将有利于“十四五”煤电营商环境的改善。

　　近年来我国推进热电联产、多能互补与综合能源服务，构建煤电发配售产业链；鼓励煤电联营，实施煤、电央企跨行业重组，拟分批次对西北等区域煤电资产进行整合，都将有利于“十四五”煤电提高市场力、降低风险、稳定收益。“十三五”对煤电诸多约束政策的预后效应将“由负转正”，如严控新增产能、淘汰落后产能，限期完成升级改造，将有利于“十四五”电力市场供求关系的改善，促进增产增收。另外，欧盟正着力实现从煤炭到可再生能源的“公平”转型。如德国成立煤炭委员会，决定2035年或最晚2038年逐步关闭煤电，提出了包括逐步淘汰煤电、减轻受影响者困难等“五项措施”。尽管国情不同，但清洁转型的一些做法，值得我国借鉴。

　　综合以上情况，“十四五”煤电的经营环境，有喜有忧，“危”与“机”并存，但较之“十三五”将有好转，表现为政策导向转向“松紧搭配”，煤炭、电力市场系统性风险降低，增收节支的因素有所增加。因此，只要国家政策合理配套、各省全面落实，煤电企业又能抓住政策、市场的“窗口期”，千方百计化“危”为“机”，大力推进管理创新、科技进步、升级改造、资本运作、市场营销、转型发展，减少各种风险与冲击，实现扭亏增盈、再造一个“小阳春”、增加资本市场投资机会不是没有可能。

（信息来源：中国电力网）