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煤电产能过剩成中国电力难题

导读: 在需求增长放缓、电源建设严重过剩、市场改革深化的外部环境下,煤电很快将面临全行业亏损的境地。

  在长期电力供应能力不足的环境下,近期,项目核准(进入管制)、年度发电计划和标杆上网电价政策这一组合,成了塑造中国发电企业超稳定经营预期的“铁三角”。然而,笔者认为,在需求增长放缓、电源建设严重过剩、市场改革深化的外部环境下,煤电很快将面临全行业亏损的境地。

  4月25日,由国际环保组织绿色和平和笔者共同发布的《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告,以微观经济分析的主流方法和情景展望的研究视角,对中国煤电项目经济性的“当前”与“未来”进行了系统详实的量化评价。我们认为,煤电企业“当前”的盈利水平是价格扭曲造成的“错误假象”,而在变化的市场与体制环境下“未来”继续大上煤电项目,盈利预期黯淡。

  最近两年,煤电企业利用上网电价与煤价间的不合拍,实现了历史最好利润。在电力消费增速超低之际,2015年的新核准煤电项目却创了历史记录。核准权下放固然是煤电投资冲动的“催化剂”,但真正的利益动因却是价格扭曲使发电企业形成的“错误盈利预期”。

  由笔者主笔的该报告,首先解释了煤电投资逆势增长的经济原因,然后在综合考量现有外部政策环境以及“十三五”期间的变化趋势后,对投资新建燃煤电厂的经济性进行了情景分析与展望。我们选取了六个当前机组利用情况好于或接近全国平均水平的省份(山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东)作为研究对象,前三个为煤电基地省份,后三个为负荷中心省份,样本的选取具有很强的代表性。这些省份煤电经济性的发展趋势,对于全行业具有风向标意义。我们以项目核准权下放到位的2015年代表“当前”,以“十三五”期末的2020年代表“未来”,考察这些省份的新建煤电项目经济性会发生怎样的“变化”。

  定量研究表明,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,这是煤电投资“高烧不退”的经济动因。分析也清晰地表明,从当前的盈利水平来看,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%,项目投产后的投资回收期预期甚至不到三年。如此高的内部收益率和如此短的投资回收期,充分解释了为什么煤电投资会逆势而上。

  进一步,我们采取递进累加的方式对煤电发展外部环境的预期变化进行了情景设定,首先考虑已经落实的2016年全国燃煤发电上网电价调整方案和燃煤电厂超低排放改造要求,其次是2017年即将启动的碳交易市场,最后是电力市场化改革的深入和煤价反弹的可能性。敏感性分析则进一步考虑了利用小时数进一步下挫和直购电价下调等因素。

  在我们的情景分析中,仅国家发展改革委2015年底发布新的电价调整方案一项,就让新疆的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因素后,山西的煤电项目预期内部收益率也跌至行业基准值以下。进一步看,如果年利用小时数比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。二者综合作用下,典型省份中相对经济性最好的江苏、河北省煤电项目经济性也严重恶化,自有资金内部收益率跌至低于银行长期贷款利率(6%),投资前景亦黯淡。

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