从“大跃进”到“急刹车”中国煤电去产能迫在眉睫

“任务艰巨、时间紧迫、责任重大。”国家能源局局长努尔.白克力这样形容当前的煤电“去产能”态势，并强调2017年是防范化解煤电产能过剩风险工作全面启动的一年。

上述发言出现在7月31日国家发改委、能源局举行的防范化解煤电产能过剩风险视频会议上。当天，由国家发改委、财政部、央行、国资委、工信部等16部委联合印发的《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》(以下简称《意见》)公之于众。

实际上，2016年以来，陆续有关于煤电行业去产能的措施出台。此次《意见》中，则是对化解煤电产能过剩的主要任务和方式进行了整体部署。

按照《意见》，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

按照2017年初制定的目标任务，今年煤电行业要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。

从“大跃进”到“急刹车”，中国煤电行业的方向大转弯，只用了两年多的时间。

正如华能技术经济研究院副总经济师韩文轩所言，煤电过剩是市场和计划双重失灵下的资源错配。除了当前实施的“关停、停建、缓建”之外，煤电“去产能”也需要标本兼治，加快推进电力行业的综合改革。

去产能路线图出台

中国电力规划总院原院长胡兆光在接受《中国经营报》记者采访时表示，煤电过剩问题此前在业内讨论广泛，从宏观层面来看，由于电力行业央企集中的特点，煤电产能过剩投资实际上浪费的是大多是国家的钱。

此前绿色和平和华北电力大学经济与管理学院联合发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》提到，如果不加以控制，到2020年煤电过剩产能将达到2亿千瓦。按每千瓦3500元投资建设成本计算，投资浪费将高达7000亿元。

回溯此轮 “煤电大跃进”始于2014年。当年10月，国务院发布《政府核准的投资项目目录(2014年版)》，明确提出火电站由省级政府核准。到2015年9月底，全国的火电装机容量为9.47亿千瓦，但在建的火电装机容量还有1亿千瓦左右。

然而，按照2013年的火电设备平均利用小时数为基准，当年火电装机容量就有大约14.3%的过剩。尤其，2012年之后社会用电量增速已开始显著低于经济增速。

本次《意见》从“总体要求、主要任务、政策措施、组织领导”四大的方面，描绘出一张煤电“去产能”的路线图。

按照总目标，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。

到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。

煤电行业的“去产能”任务主要包括了从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新增产能规模、加快机组改造提升、规范自备电厂管理、保障电力安全供应6项方面。为了实现上述任务，《意见》也制定出了落实产业支持政策、推进重组整合、实施差别化金融、盘活土地资源、做好职工安置等政策措施。

在任务中，重点包括30万千瓦以下的煤电机组要关停、淘汰;未批先建、批建不符、手续不全的项目一律停工停产;发布煤电项目建设风险预警，预警等级为橙色和红色的省份，不再新增煤电项目;2020年前，纳入规划的基地外送项目投产规模要压缩一半。

值得关注的是，自备电厂也成为本次煤电“去产能”对象。《意见》要求自备电厂也要纳入电力规划，规划之外不得审批自备电厂;在京津冀、长三角、珠三角等地禁止新建自备电厂。另外，自备电厂也要严格执行环保标准、承担社会责任、履行调峰义务。

以山东魏桥集团的自备电厂为例，其发的电不仅用于自己的企业，还向周边的企业、居民供电，价格比国家电网的电价便宜三分之一。

中煤远大企业战略咨询部主任赵玉伟告诉记者，自备电厂的电之所以便宜，一部分原因在于不承担社会责任，电价中不包括政府性基金及附加。

但这样的好日子已经再难回去了。

据了解，7月25日，在国家发改委和国家能源局召开的电改吹风会上，国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强表示，要全面清理自备电厂欠缴的政府性基金及附加。

数据显示，截至2016 年底，全国企业自备电厂装机容量超过1.42 亿千瓦，较2015年同比增长16%，占全国电力总装机的8.6%。其中新疆与山东两省自备电厂规模约为6000 万千瓦，主要集中在电解铝、石化、钢铁等行业。

去产能呼吁电价新机制

根据国家能源局对2017年第一批煤电调控任务的汇总，关停落后的规模为512.125万千瓦，停建违规规模为4172万千瓦，缓建推迟规模为6463万千瓦。

此前，华电集团企业管理与法律事务部主任陈宗法曾向记者表示，公司被叫停的煤电项目，预计会面临承包商向公司主张违约金和损失赔偿方面等法律问题。

中电联也表示，要充分考虑煤电“去产能”停缓建政策对行业和企业带来的全隐患和经济损失。比如，合同协议和审批文件的变更处理，投资方、设计、施工、监理和制造等多方面所带来的工程违约索赔费用、设施防护和设备保护费用、支付已贷款项利息等。另外，停缓建，也会给企业带来的财务成本、安全处置成本、违约成本等经济损失以及人员安置问题。

这就意味着，在当前电力企业经营惨淡的情况下，随着煤电“去产能”的展开，新的问题也将接踵而来。

根据中电联发布的《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，其中提到受电力需求增长原因，上半年火电设备平均利用小时数位2010小时，其中煤电2040小时，规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%。

在此情况下，大部分发电集团煤电板块仍持续整体亏损。主要原因在于电煤价格高位上涨，电煤成本大幅攀升。

截至7月31日发布的最新数据显示，本期CCTD秦皇岛动力煤CCTD5500报收于608元/吨，比上期上涨3元/吨;CCTD5000报收于569元/吨。相较于6月初，CCTD5500煤种上涨了43元/吨，涨幅7.6%，CCTD5000上涨了76元/吨，涨幅达15.4%。

2017年年初，国家发改委有关负责人指出，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。

为了缓解燃煤发电企业经营困难，国家发改委明确自7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。

按照上述标准，相当于燃煤上网电价每度电提高1分钱。随后，十多个省份陆续上调了燃煤标杆电价。

只是这一次的电价调整，与常规机制“煤电联动”无关。

在韩文轩看来，这种电价挪腾是“按下葫芦浮起瓢”，实际上并没有减轻用电企业的负担。

“电力体制改革的最终目的，就是让电价走向市场化。”赵玉伟在接受记者采访时表示，当前煤企、煤电企业、发电企业三者之间主要的矛盾在于：煤价实现了市场化，但电价依然为政府定价，由于现在发电企业的收入几乎都依赖于标杆电价这种一步制电价，而煤电联动机制又是一种“事后定价”，使得价格引导信号丧失。

正因如此，有电力专家建议，在发电侧采用两部制电价，即按电厂的可发容量及上网的发电量分别计付电费，有助于理顺上网电价。

韩文轩认为，当前燃煤电价上网政策不能有效发挥引导企业投资的信号作用、甚至可能误导投资，这是促成煤电行业产能过剩的一个外部动因。主要原因在于，燃煤发电标杆电价是“成本加成”定价模式，这种定价本身就激励企业过度投资。另外，煤电联动机制也降低了煤电行业承担煤炭价格波动的风险。而历史的电价水平和依赖政府调价的方式，也促使电企加大投资、不计后果。