文/本网记者 宋琳
“新建煤电项目的盈利空间将在‘十三五’期间完全丧失，新投产机组规模持续高位将导致机组利用率进一步恶化，煤电全行业亏损有可能在2017年提前到来”，华北电力大学教授袁家海在25日《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告发布会上作出了这样的结论。
以下是《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告的数据分析：
报告数据显示：2015 年火电过剩与投资逆势上涨的冲突性
第一、在火电发电量同比下降2.3% 和全社会用电量增长仅0.5% 的情况下，全年新增煤电装机5200 万千瓦，煤电投资逆势上涨态势愈发严重；
第二、火电年利用小时数仅4329 小时，同比降低410 小时，为1969 年来的年度最低值；
第三、在需求疲软、产能过剩、运行效率持续下滑的条件下，火电——尤其是煤电行业却利用煤价与电价的不匹配实现了盈利水平的历史高点。
报告对六个省煤电项目进行经济性分析
山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东这六个省都是煤电大省或者负荷中心省份，在建/新核准煤电项目规模高，且2015 年的火电利用小时数均接近甚至高于全国平均水平，代表了当前中国煤电项目经济性较好的省份。
测算一：
与2015 年实际标杆上网电价相比，这六个省份的煤电项目在利用小时数持续恶化的情景下标杆电价依然高于平准发电成本，甚至看似仍具有较好的盈利能力。
注：H0:2015 年实际利用小时数下平准化发电成本；H1：利用小时数下降300 小时平准化发电成本；H2：利用小时数下降600 小时平准化发电成本；H3：利用小时数下降900 小时平准化发电成本
测算二：
继续大建煤电，这六个省份的煤电项目是否依然能收回投资？
测算方法
采用平准发电成本模型和工程项目财务评价方法，考察在不同省份及不同情景下行业内具有代表性的60 万千瓦新建纯凝煤电机组的经济性；同时针对煤电发展外部环境的预期变化采取递进累加的方式进行了情景设定，按照各个情景实现的可能性大小和时间先后设定顺序。
情景设定：
首先考虑已经落地的全国燃煤发电上网电价调整方案S1和燃煤电厂超低排放改造S2要求；
其次是2017 年即将启动的碳交易市场S3；
最后是电力市场化改革的深入S4和煤价反弹的可能性。
下图展示了各典型省份从情景1 （S1）到情景4（S4） 假设1 条件下，煤电项目全投资内部收益率的变动情况。
假设1条件：到2020 年，发电企业与用户的直接交易成为主要的电力交易方式，同时保留少部分的计划电量承担公益性发电计划。假定合同电量购电比例上升至80%，按照2015 年各省实际直购电价结算；计划电量比例下降至20%，仍执行当地标杆上网电价。
测算结果
在情景分析中，仅国家发展改革委于2015 年底发布新的电价调整方案一项就让新疆煤电项目无法收回全投资；
而考虑环境约束、碳成本内部化和电力市场化深化等条件后，山西的煤电项目预期内部收益率也跌至行业基准值以下，但河北、江苏、内蒙、广东盈利预期仍在行业基准收益率之上。
综合考虑2014 年以来全国各省份及区域电网火电机组利用小时降低的走势和十三五期间全国煤电产能情况设定预期煤电利用小时数降低的敏感性区间，另外根据近两年典型省份直购电交易实际降幅趋势保守设定降幅为1-3 分电价降幅的敏感性区间，年利用小时数比2015 年降低100 小时或直购电价降低1 分钱广东，煤电项目即不能收回投资；年利用小时数降低500 小时或直购电价降低2 分钱的内蒙古，煤电项目亦不能收回投资。
在年利用小时数降低和直购电价下降二者综合作用下，经济性最好的用电大省江苏、河北的煤电项目经济性也严重恶化，自有资金内部收益率甚至低于银行长期贷款利率（6%）。
结论
煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得了空前的超额利润。比较各省当前标杆上网电价与平准发电成本，发现除了内蒙和新疆（2-3 分钱度电超额利润）外，其它典型省份的度电超额利润均在5-8分钱。这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下对煤电项目的过度倚重，并助长其逆势投资。本报告认为，需求大幅走低和低碳转型升级的环境下，这“一低一高”是煤电投资“高烧不退”的主要经济动因。
这一盈利能力并非是长期可持续的。在政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧的情况下，除河北、江苏外，其余典型省份的煤电项目都无法达到基准收益水平，无法在寿命期内收回投资。再考虑到机组利用率以及直购电价降幅两个敏感性因素的变化，所有典型省份的煤电项目都无法在寿命期收回投资，投资前景黯淡。
近一年来电力行业政策
2015 年3 月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改“9 号文”）发布。
2015 年11 月发布的9 号文配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》指出要“有序放开发用电计划、竞争性环节电价”，《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》中也明确提出“到2017 年竞争性领域和环节价格基本放开”的总体要求，近期发布的《国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见的函》也提出1）以扩大直接交易电量规模的方式逐渐放开发用电计划以及明确的时间表：2016 年力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018 年实现工业电量100% 放开；2）制定和完善包含中长期交易和现货交易的电力市场试点方案。
2015年10月，国家发改委、能源局《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》，明确了要建立构建“‘规划、政策、规则、监管’协调一体的电力项目规划建设管理新机制、确保核准权限下放后‘权力与责任同步下放、调控与监管同步强化’”。
2016年2月18日，国家能源局召开全面深化改革领导小组会议，努尔?白克力局长提出“要化解煤电过剩产能”。对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。在3月22日发布的《2016年能源工作指导意见》中，政策基调是“控制煤电产能规模”。
2016年4月，国家发改委、国家能源局联合下发了《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《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》三份文件。
