近年來,我國用電增速放緩,火電利用小時數逐年降低,煤電規劃建設規模遠大于用電需求,而電煤價格的大幅波動更使煤電企業經營雪上加霜。煤電過剩會給國家和企業造成巨大浪費,也不利于煤電行業的良性發展。在一系列政策舉措的推動下,今年上半年,我國火電完成投資和新增裝機規模雙降,火電設備利用小時同比提高

5021小時、4739小時、4329小時、4165小時,從2013年至2016年,我國火電利用小時數逐年降低,2016年利用小時數更是創了50年新低。伴隨著發電小時的大幅降低,很多煤電企業也陷入了經營困境。為化解煤電產能過剩,促行業轉型升級,國家發展改革委、國家能源局等16部門近日聯合印發《關于推進供給側結構性改革 防范化解煤電產能過剩風險的意見》(以下簡稱《意見》)。《意見》提出,到2020年,全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內,具備條件的煤電機組完成超低排放改造,煤電平均供電煤耗降至310克/千瓦時。

近年來,我國用電增速大幅放緩,火電利用小時數逐年降低,而煤電規劃建設規模遠大于用電需求。同時,煤電項目從納入國家發展規劃到建成投產需3年至4年的時間,機組慣性投產滯后于市場變化,導致近期煤電投產規模并未減少,給煤電行業帶來巨大壓力。

發電設備平均利用小時數是發電廠發電設備利用程度的指標。按照電力行業的一般規則,如果某一地區的全年設備利用小時數高于5500小時,表明該地區用電緊張,可繼續增加電源投資;如果低于4500小時,則表明該地區電力富余,一般不能再新增發電裝機。以5500小時的火電盈虧平衡點測算,目前過剩程度已經超過20%。

與此同時,電煤價格的大幅波動更使煤電企業雪上加霜。今年上半年,全國煤炭供需平衡偏緊,電煤價格高位上漲,煤電企業燃料成本大幅攀升,大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損,發電行業效益大幅下滑,經營形勢嚴峻。

“由于價格回升,煤炭上下游行業效益出現分化。1月至5月,全國煤炭開采洗選業盈利1233億元,企業經營效益改善,但煤電行業因成本上漲出現虧損。”國家能源局發展規劃司副司長李福龍說。

“煤電具有一定經濟競爭力,部分發電企業和地方政府投資沖動不減,造成煤電發電利用小時數連年下降。”國家能源局總工程師韓水表示,在“十三五”電力規劃編制過程中,部分地區和發電企業發展煤電的積極性很高,未來幾年規劃建設的煤電項目仍然很多。煤電過剩會帶來巨大浪費,也對煤電行業的良性發展帶來很大傷害。因此,需要及時出臺政策,化解煤電行業潛在的產能過剩風險。

去年4月份,國家發展改革委、國家能源局兩部門就曾緊急下發《關于促進我國煤電有序發展的通知》等文件,對新增煤電規劃建設提出了更加嚴格的要求:一是將對重點區域的要求擴展到全國電力盈余地區;二是將等煤量替代建設項目進一步嚴格規定為等容量替代;三是要合理安排煤電基地規劃建設時序,減輕受端省份接受外來電力的壓力。

在一系列政策舉措的保駕護航下,今年上半年,我國火電完成投資和新增裝機規模雙降,火電設備利用小時同比提高。中電聯數據顯示,上半年,火電完成投資同比下降17.4%,其中,煤電完成投資同比下降29.0%。全國基建新增火電裝機容量1421萬千瓦,同比少投產1290萬千瓦。全國規模以上電廠火電發電量同比增長7.1%,全國火電設備平均利用小時2010小時,同比提高46小時。煤電投資、投產規模大幅減少及設備利用小時數提升,反映出國家促進煤電有序發展系列政策措施效果持續顯現。

在此基礎上,此次《意見》明確,“十三五”期間,全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦,淘汰落后產能0.2億千瓦以上,實施煤電超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦。業內人士認為,從增量來看,控制總規模11億千瓦以內,2020年底前已納入規劃基地外送項目規模有望減半。停建和緩建1.5億千瓦,占2016年累計裝機約18%,有望大幅緩解煤電過剩壓力。存量方面,淘汰落后產能0.2億千瓦以上,占比約2.2%,影響有限。

據中電聯預計,下半年全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩。電煤價格繼續高位運行,市場交易電量降價幅度較大且規模繼續擴大,發電成本難以有效向外疏導,預計煤電企業將持續虧損,發電企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。