特高压输电将深刻改变煤炭物流及消费格局

在我国，特高压是指±800千伏及以上的直流电和1000千伏及以上交流电的电压等级。特高压电网是指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。特高压电网形成和发展的基本条件是用电负荷的持续增长，以及大容量、特大容量电厂的建设和发展，其突出特点是大容量、远距离输电。

特高压电网发展现状

改革开放以来，中国经济连续保持快速发展势头，国内生产总值年均增长速度达到9.8%，对加快电力建设不断提出新的要求。随着中国能源开发西移和北移的速度加快，能源产地和消费地之间的输送距离越来越远，输送的规模越来越大。“十二五”是国家电网公司特高压工程建设投运高峰期，截止2015年国家电网已累计建成“三交四直”特高压工程。

为满足京津冀地区用电需求，支撑国家能源消耗强度降低目标实现，落实国家大气污染防治行动计划，改善大气环境质量，“十三五”我国特高压电网将进入密集建设、投运期。预计2016年特高压将真正大规模启动。

据国家电网规划，“十三五”期间，在“四交五直”工程基础上，后续特高压工程分三批建设，首先是加快建设“五交八直”特高压工程，其次在2018年以前开工建设“十交两直”特高压工程，加快统一同步电网建设。最后，2020年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。

根据国家电网规划，截止“十三五”末，中国特高压建设线路长度和变电（换流）容量分别达到8.9万公里和7.8亿千万伏安（千瓦）。2020年国家电网将完成“五纵五横一环网”特高压交流，以及27回特高压直流的建设，特高压国内投资将超过1.2万亿。

特高压电网将深刻影响区域动力煤消费格局

煤炭作为中国能源消费的主体地位短期内难以改变，但煤炭供需却相对不匹配，内蒙古、山西、陕西、云南、贵州等省区提供了全国近七成的煤炭，但用电需求却只占13%，这势必造成煤炭的成本中有相当一部分是运输成本，这部分成本将进入发电成本中，而特高压电网的建设将缓解这一状态，促进煤炭产地大型煤电基地的形成。但从另一个角度看，特高压电网的建设也将促进能源消费结构的优化，推进清洁能源的发展，抑制整体煤炭需求的增长。

第一、特高压建设将化解“三西”地区等煤炭主产地过剩产能，削减东中部受电地区煤炭消费。

据国家电网资料显示，1000千伏交流特高压线路输送距离为2000公里时，采用2回线路，输电容量1000万千瓦，即一回输送500万千瓦，相当于年输送1000万吨发电用煤。从已投产和未来规划的特高压目来看，特高压电网发电地区主要集中在“三西”地区。特高压项目，在加快“三西”地区电力外送的同时，也提高了“三西”地区煤炭就地消费，化解部分过剩产能。

据悉目前，内蒙古境内规划建设的4条特高压电力通道和重点煤制燃料项目，预计将在2016年陆续投产，2018年可全部建成。届时，内蒙古煤炭就地转化量将达到7亿吨，煤炭产能过剩的现状将得到有效解决，基本能实现供需平衡。相应的华东、华中等主要煤炭消费地作为受电地区，随着西电东送，东部地区煤炭消费将持续下降。

第二，特高压电网破解水电、风电等清洁能源消纳难题，促进清洁能源行业发展，推动东中部地区大气污染防治。

目前，中国水电资源大部分集中在西南地区的四川、重庆及云南等地，而风电资源主要集中在三北地区，即西北的新疆哈密、甘肃酒泉，华北的内蒙古西部、河北北部，东北的吉林和内蒙古东部。近年，由于外送难度较大，中国水电，风电弃水弃风现象频频出现。

特高压项目将缓解这一问题，以内蒙为例，由于锡盟和上海庙分别地处内蒙古东部和鄂尔多斯，锡盟—泰州、上海庙—山东“两直”工程建成后，将有力促进内蒙古能源基地集约化开发，推进火电、风电联合外送，扩大风电等新能源消纳范围，缓解东中部地区中长期电力供需矛盾，并有效促进东中部地区大气污染防治。

据估计，工程建成后，每年可向东中部地区送电约1100亿千瓦时，减少燃煤运输5040万吨，减排烟尘4.0万吨、二氧化硫24.8万吨、氮氧化物26.2万吨、二氧化碳9900万吨。

煤电产能扩张导致中国煤电全行业亏损提前到来

2016年4月25日，华北电力大学煤电经济性研究课题组发布《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告。 该报告指出，在中国电力行业基于短期盈利能力做出产能扩张的前提下，煤电投资逆势上涨态势愈发严重。报告作者袁家海教授表示，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”。

报告重点评价了山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东这六个省份的煤电项目经济性，之所以选择这六个省份，是因为它们是中国煤电装机大省，且部分省份的煤电项目经济性较好。换言之，如果情景分析指出，上述这六个省份的新建煤电项目存在全部亏损的可能，那么其他绝大部分省份的煤电项目会在“十三五”期间亏损。

基于上述方法，报告重点分析在“十三五”电力市场竞争、环保政策和机组利用率持续恶化等外部发展环境的可预期变化下，新建煤电项目的经济效益前景如何。

首先，2015年中国电力行业与火(煤)电有关的数据之间的冲突性达到了前所未有的程度。对此，报告作者指出，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。

分析表明，各典型省份煤电项目的收益率均远远高于电力行业的基准水平，其中河北、江苏、广东尤为突出，全投资内部收益率达到15%以上，自有资金内部收益率均超过30%，煤电企业甚至在项目投产后不到三年就收回自有资金。如此高的内部收益率和如此短的投资回收期充分解释了在需求不振、低碳转型的环境下，煤电投资仍然趋之若鹜、居高不下的经济动因。

其次，报告分析指出，上述盈利能力并非是长期可持续的，而且很有可能“昙花一现”。“十三五”期间，煤电发展的外部环境将发生巨变，煤电企业的经济效益将会受到很大影响。

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，除河北和江苏两省外，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的下降以及煤炭价格的反弹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。

在本报告的情景分析中，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省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改革等条件后，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。

在上述情景的基础上，如果目标省份的煤电机组年利用小时数比2015年降低100小时或直购电价降低1分钱，广东的煤电项目即不能收回投资；如果年利用小时数比2015年降低500小时或直购电价降低2分钱，内蒙的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%)，投资前景亦黯淡。

尽管本报告的情景展望分析中将时间节点选在2020年，但如果电力需求增长持续不振(年增长2%以内)、新投产机组规模持续高位(年新建煤电机组在5000万千瓦左右)，机组利用率进一步恶化，则煤电全行业亏损很可能在2017年提前到来。