严控新增产能促煤电转型升级
到2020年，全国煤电装机规模将控制在11亿千瓦以内——
严控新增产能促煤电转型升级
经济日报·中国经济网记者 王轶辰
近年来，我国用电增速放缓，火电利用小时数逐年降低，煤电规划建设规模远大于用电需求，而电煤价格的大幅波动更使煤电企业经营雪上加霜。煤电过剩会给国家和企业造成巨大浪费，也不利于煤电行业的良性发展。在一系列政策举措的推动下，今年上半年，我国火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高
5021小时、4739小时、4329小时、4165小时，从2013年至2016年，我国火电利用小时数逐年降低，2016年利用小时数更是创了50年新低。伴随着发电小时的大幅降低，很多煤电企业也陷入了经营困境。为化解煤电产能过剩，促行业转型升级，国家发展改革委、国家能源局等16部门近日联合印发《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》)。《意见》提出，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。
近年来，我国用电增速大幅放缓，火电利用小时数逐年降低，而煤电规划建设规模远大于用电需求。同时，煤电项目从纳入国家发展规划到建成投产需3年至4年的时间，机组惯性投产滞后于市场变化，导致近期煤电投产规模并未减少，给煤电行业带来巨大压力。
发电设备平均利用小时数是发电厂发电设备利用程度的指标。按照电力行业的一般规则，如果某一地区的全年设备利用小时数高于5500小时，表明该地区用电紧张，可继续增加电源投资;如果低于4500小时，则表明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。以5500小时的火电盈亏平衡点测算，目前过剩程度已经超过20%。
与此同时，电煤价格的大幅波动更使煤电企业雪上加霜。今年上半年，全国煤炭供需平衡偏紧，电煤价格高位上涨，煤电企业燃料成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损，发电行业效益大幅下滑，经营形势严峻。
“由于价格回升，煤炭上下游行业效益出现分化。1月至5月，全国煤炭开采洗选业盈利1233亿元，企业经营效益改善，但煤电行业因成本上涨出现亏损。”国家能源局发展规划司副司长李福龙说。
“煤电具有一定经济竞争力，部分发电企业和地方政府投资冲动不减，造成煤电发电利用小时数连年下降。”国家能源局总工程师韩水表示，在“十三五”电力规划编制过程中，部分地区和发电企业发展煤电的积极性很高，未来几年规划建设的煤电项目仍然很多。煤电过剩会带来巨大浪费，也对煤电行业的良性发展带来很大伤害。因此，需要及时出台政策，化解煤电行业潜在的产能过剩风险。
去年4月份，国家发展改革委、国家能源局两部门就曾紧急下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》等文件，对新增煤电规划建设提出了更加严格的要求：一是将对重点区域的要求扩展到全国电力盈余地区;二是将等煤量替代建设项目进一步严格规定为等容量替代;三是要合理安排煤电基地规划建设时序，减轻受端省份接受外来电力的压力。
在一系列政策举措的保驾护航下，今年上半年，我国火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。中电联数据显示，上半年，火电完成投资同比下降17.4%，其中，煤电完成投资同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦，同比少投产1290万千瓦。全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%，全国火电设备平均利用小时2010小时，同比提高46小时。煤电投资、投产规模大幅减少及设备利用小时数提升，反映出国家促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。
在此基础上，此次《意见》明确，“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。业内人士认为，从增量来看，控制总规模11亿千瓦以内，2020年底前已纳入规划基地外送项目规模有望减半。停建和缓建1.5亿千瓦，占2016年累计装机约18%，有望大幅缓解煤电过剩压力。存量方面，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，占比约2.2%，影响有限。
据中电联预计，下半年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。电煤价格继续高位运行，市场交易电量降价幅度较大且规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，预计煤电企业将持续亏损，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。