從“大躍進”到“急剎車”中國煤電去產能迫在眉睫

2017-08-07 18:02:17 中國經營報　點擊量：評論 (0)

任務艱巨、時間緊迫、責任重大。國家能源局局長努爾白克力這樣形容當前的煤電去產能態勢，并強調2017年是防范化解煤電產能過剩風險工作全面啟動的一年。上述發言出現在7月31日國家發改委、能源局舉行的防范化解

“任務艱巨、時間緊迫、責任重大。”國家能源局局長努爾.白克力這樣形容當前的煤電“去產能”態勢，并強調2017年是防范化解煤電產能過剩風險工作全面啟動的一年。

上述發言出現在7月31日國家發改委、能源局舉行的防范化解煤電產能過剩風險視頻會議上。當天，由國家發改委、財政部、央行、國資委、工信部等16部委聯合印發的《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》)公之于眾。

實際上，2016年以來，陸續有關于煤電行業去產能的措施出臺。此次《意見》中，則是對化解煤電產能過剩的主要任務和方式進行了整體部署。

按照《意見》，“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。2020年，全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。

按照2017年初制定的目標任務，今年煤電行業要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上。

從“大躍進”到“急剎車”，中國煤電行業的方向大轉彎，只用了兩年多的時間。

正如華能技術經濟研究院副總經濟師韓文軒所言，煤電過剩是市場和計劃雙重失靈下的資源錯配。除了當前實施的“關停、停建、緩建”之外，煤電“去產能”也需要標本兼治，加快推進電力行業的綜合改革。

去產能路線圖出臺

中國電力規劃總院原院長胡兆光在接受《中國經營報》記者采訪時表示，煤電過剩問題此前在業內討論廣泛，從宏觀層面來看，由于電力行業央企集中的特點，煤電產能過剩投資實際上浪費的是大多是國家的錢。

此前綠色和平和華北電力大學經濟與管理學院聯合發布的《中國煤電產能過剩及投資泡沫研究》提到，如果不加以控制，到2020年煤電過剩產能將達到2億千瓦。按每千瓦3500元投資建設成本計算，投資浪費將高達7000億元。

回溯此輪 “煤電大躍進”始于2014年。當年10月，國務院發布《政府核準的投資項目目錄(2014年版)》，明確提出火電站由省級政府核準。到2015年9月底，全國的火電裝機容量為9.47億千瓦，但在建的火電裝機容量還有1億千瓦左右。

然而，按照2013年的火電設備平均利用小時數為基準，當年火電裝機容量就有大約14.3%的過剩。尤其，2012年之后社會用電量增速已開始顯著低于經濟增速。

本次《意見》從“總體要求、主要任務、政策措施、組織領導”四大的方面，描繪出一張煤電“去產能”的路線圖。

按照總目標，“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。

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。

煤電行業的“去產能”任務主要包括了從嚴淘汰落后產能、清理整頓違規項目、嚴控新增產能規模、加快機組改造提升、規范自備電廠管理、保障電力安全供應6項方面。為了實現上述任務，《意見》也制定出了落實產業支持政策、推進重組整合、實施差別化金融、盤活土地資源、做好職工安置等政策措施。

在任務中，重點包括30萬千瓦以下的煤電機組要關停、淘汰;未批先建、批建不符、手續不全的項目一律停工停產;發布煤電項目建設風險預警，預警等級為橙色和紅色的省份，不再新增煤電項目;2020年前，納入規劃的基地外送項目投產規模要壓縮一半。

值得關注的是，自備電廠也成為本次煤電“去產能”對象。《意見》要求自備電廠也要納入電力規劃，規劃之外不得審批自備電廠;在京津冀、長三角、珠三角等地禁止新建自備電廠。另外，自備電廠也要嚴格執行環保標準、承擔社會責任、履行調峰義務。

以山東魏橋集團的自備電廠為例，其發的電不僅用于自己的企業，還向周邊的企業、居民供電，價格比國家電網的電價便宜三分之一。

中煤遠大企業戰略咨詢部主任趙玉偉告訴記者，自備電廠的電之所以便宜，一部分原因在于不承擔社會責任，電價中不包括政府性基金及附加。

但這樣的好日子已經再難回去了。

據了解，7月25日，在國家發改委和國家能源局召開的電改吹風會上，國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強表示，要全面清理自備電廠欠繳的政府性基金及附加。

數據顯示，截至2016 年底，全國企業自備電廠裝機容量超過1.42 億千瓦，較2015年同比增長16%，占全國電力總裝機的8.6%。其中新疆與山東兩省自備電廠規模約為6000 萬千瓦，主要集中在電解鋁、石化、鋼鐵等行業。

去產能呼吁電價新機制

根據國家能源局對2017年第一批煤電調控任務的匯總，關停落后的規模為512.125萬千瓦，停建違規規模為4172萬千瓦，緩建推遲規模為6463萬千瓦。

此前，華電集團企業管理與法律事務部主任陳宗法曾向記者表示，公司被叫停的煤電項目，預計會面臨承包商向公司主張違約金和損失賠償方面等法律問題。

中電聯也表示，要充分考慮煤電“去產能”停緩建政策對行業和企業帶來的全隱患和經濟損失。比如，合同協議和審批文件的變更處理，投資方、設計、施工、監理和制造等多方面所帶來的工程違約索賠費用、設施防護和設備保護費用、支付已貸款項利息等。另外，停緩建，也會給企業帶來的財務成本、安全處置成本、違約成本等經濟損失以及人員安置問題。

這就意味著，在當前電力企業經營慘淡的情況下，隨著煤電“去產能”的展開，新的問題也將接踵而來。

根據中電聯發布的《2017年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》，其中提到受電力需求增長原因，上半年火電設備平均利用小時數位2010小時，其中煤電2040小時，規模以上電廠火電發電量同比增長7.1%。

在此情況下，大部分發電集團煤電板塊仍持續整體虧損。主要原因在于電煤價格高位上漲，電煤成本大幅攀升。

截至7月31日發布的最新數據顯示，本期CCTD秦皇島動力煤CCTD5500報收于608元/噸，比上期上漲3元/噸;CCTD5000報收于569元/噸。相較于6月初，CCTD5500煤種上漲了43元/噸，漲幅7.6%，CCTD5000上漲了76元/噸，漲幅達15.4%。

2017年年初，國家發改委有關負責人指出，根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。

為了緩解燃煤發電企業經營困難，國家發改委明確自7月1日起，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價。

按照上述標準，相當于燃煤上網電價每度電提高1分錢。隨后，十多個省份陸續上調了燃煤標桿電價。

只是這一次的電價調整，與常規機制“煤電聯動”無關。

在韓文軒看來，這種電價挪騰是“按下葫蘆浮起瓢”，實際上并沒有減輕用電企業的負擔。

“電力體制改革的最終目的，就是讓電價走向市場化。”趙玉偉在接受記者采訪時表示，當前煤企、煤電企業、發電企業三者之間主要的矛盾在于：煤價實現了市場化，但電價依然為政府定價，由于現在發電企業的收入幾乎都依賴于標桿電價這種一步制電價，而煤電聯動機制又是一種“事后定價”，使得價格引導信號喪失。

正因如此，有電力專家建議，在發電側采用兩部制電價，即按電廠的可發容量及上網的發電量分別計付電費，有助于理順上網電價。

韓文軒認為，當前燃煤電價上網政策不能有效發揮引導企業投資的信號作用、甚至可能誤導投資，這是促成煤電行業產能過剩的一個外部動因。主要原因在于，燃煤發電標桿電價是“成本加成”定價模式，這種定價本身就激勵企業過度投資。另外，煤電聯動機制也降低了煤電行業承擔煤炭價格波動的風險。而歷史的電價水平和依賴政府調價的方式，也促使電企加大投資、不計后果。