◎袁家海 王楊 張興平

燃煤發(fā)電項目的經(jīng)濟性研究

◎袁家海 王楊 張興平

我國步入經(jīng)濟新常態(tài)后，電力消費增長完成了從高速到中低速的劇烈調(diào)擋，但同時火（煤）電年利用小時數(shù)屢創(chuàng)新低，新建煤電規(guī)模持續(xù)高位增長，煤電投資逆勢上漲態(tài)勢愈發(fā)嚴重。本文對六個煤電投資規(guī)模高的典型省份60萬千瓦燃煤機組的主要技術經(jīng)濟指標進行了分析，揭示了煤電投資“高燒不退”的主要經(jīng)濟動因；對“十三五”期間外部環(huán)境巨變下煤電企業(yè)的經(jīng)濟性進行了系統(tǒng)展望，為促進煤電行業(yè)健康發(fā)展提出了若干政策建議。

燃煤發(fā)電；產(chǎn)能過剩；經(jīng)濟評價

我國步入經(jīng)濟新常態(tài)后，電力消費增長也完成了從高速到中低速的劇烈調(diào)檔。盡管2015年超低的全社會用電量增速（0.5%）不會長期延續(xù)，但預計“十三五”期間中低速的用電量增速將成為常態(tài)［1］。與此同時，2014年來火（煤）電年利用小時數(shù)屢創(chuàng)新低，2015年全國火電利用小時數(shù)只有4329小時。新建煤電規(guī)模持續(xù)維持高位增長，2015全年新增煤電裝機高達5200萬千瓦。另外據(jù)綠色和平組織和CoalSwarm項目的統(tǒng)計顯示，2015年新開工建設的裝機仍有約7300萬-7900萬千瓦［2］，比往年顯著增加。另一方面，在“十三五”期間，除了煤炭價格觸底外，煤電的發(fā)展環(huán)境將面臨諸多變數(shù)，包括機組利用率大幅走低，環(huán)境約束愈加嚴格、碳排放壓力加大，低碳能源轉(zhuǎn)型、煤電市場空間受擠和電力市場下價格競爭加劇等。

本文選取六個煤電投資規(guī)模高的典型的電力輸入/輸出省份（山西、內(nèi)蒙、新疆、河北、江蘇、廣東）的60萬千瓦燃煤機組作為代表性機組為例，分析當前煤電投資逆勢增長背后的經(jīng)濟動因，并對未來外部環(huán)境變化下煤電投資的經(jīng)濟效益前景進行了系統(tǒng)展望，為主管部門的政策制定和投資決策提供數(shù)據(jù)支撐。

典型省份當前煤電項目經(jīng)濟性分析

1.各省代表性機組的平準發(fā)電成本（LCOE）與實際上網(wǎng)電價

影響煤電廠發(fā)電成本和經(jīng)濟效益的因素有很多，除煤炭價格和發(fā)電利用小時數(shù)等關鍵因素外，水價、排污費率和直購電比例等參數(shù)也會產(chǎn)生一定影響。通過平準化發(fā)電成本模型，計算出典型省份煤電平準化發(fā)電成本（LCOE）及其構(gòu)成，通過與2015年底各省份實際上網(wǎng)電價進行對比發(fā)現(xiàn)（見圖1），各省煤電實際上網(wǎng)電價均高于平準發(fā)電成本。從電價構(gòu)成來看，折舊、燃料成本和運維費用三部分相同，但實際上網(wǎng)電價下各省煤電項目均有超額利潤，稅金貢獻也顯著提高。其中山西、河北、江蘇和廣東煤電項目的度電超額利潤都高于五分錢?？紤]到60萬千瓦燃煤電廠的年發(fā)電量，這樣的超額利潤帶來的經(jīng)濟利益是很可觀的。圖2顯示了實際上網(wǎng)電價下各典型省份60萬千瓦燃煤電廠壽命期內(nèi)年均利潤和上繳稅金的估算值，由龐大的數(shù)字可以推測得出煤電企業(yè)巨大的利潤空間，以及對當?shù)氐亩愂肇暙I是煤電逆勢投資背后的重要經(jīng)濟原因之一。

2.當前煤電項目的技術經(jīng)濟評價

根據(jù)能源行業(yè)慣例和折現(xiàn)率的確定方法設定60萬千瓦煤電廠的全投資內(nèi)部收益率為6.6%［3］，即行業(yè)基準收益率。分析表明，各典型省份煤電項目的收益率均遠遠高于電力行業(yè)的基準水平，其中河北、江蘇和廣東尤為突出，全投資內(nèi)部收益率達到15%以上，靜態(tài)投資回收期僅有4-5年。如此高的內(nèi)部收益率和如此短的投資回收期，充分揭示了在需求不振、低碳轉(zhuǎn)型的環(huán)境下煤電投資仍然趨之若鶩、居高不下的經(jīng)濟動因。

“十三五”期間煤電項目經(jīng)濟性分析及展望

1.關鍵參數(shù)預期及波動

“十三五”期間，隨著電力市場競爭和機組利用率的持續(xù)惡化，煤電發(fā)展的外部環(huán)境將迎來諸多不利變化。在這種預期下，煤電的經(jīng)濟性勢必發(fā)生變化。本文綜合考慮到各種關鍵參數(shù)的變化對上網(wǎng)電價的影響，從煤炭價格、利用小時數(shù)、污染治理成本、全國碳市場運行、市場化進程以及政策因素等方面進行了多種情景的分析。本文在情景設定時采取遞進累加的方式，按照各個情景實現(xiàn)的可能性大小和時間先后設定順序，首先考慮今年初已經(jīng)落地的全國燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價調(diào)整方案和燃煤電廠超低排放改造要求，其次是2017年即將啟動的碳交易市場，最后是電力市場化改革深入帶來的影響。

2.情景設定與分析

（1）情景S1：國家發(fā)展改革委于2015年底發(fā)布新的電價調(diào)整方案，從2016年1月1日起全國燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價平均每千瓦時下調(diào)約3分錢。根據(jù)各省具體的上網(wǎng)電價下調(diào)幅度，當各省執(zhí)行電價下調(diào)政策后，煤電廠效益均受到一定影響（見表1）。其中河北和江蘇內(nèi)部收益率下跌幅度最大，達到3個百分點，靜態(tài)投資回收期延長1年，動態(tài)投資回收期延長2-3年，新疆情況最為糟糕，全投資內(nèi)部收益率跌至行業(yè)基準收益率以下，項目動態(tài)壽命期（30年）內(nèi)已無法收回全投資。其他典型省份來看，若山西省和廣東省上網(wǎng)電價下調(diào)0.08元、內(nèi)蒙古下調(diào)0.04元、江蘇省下調(diào)0.01元、河北下調(diào)0.11元，則各省都會發(fā)生和新疆同樣的情況。

圖1 典型省份平準化發(fā)電成本與實際上網(wǎng)電價構(gòu)成對比

圖2 典型省份60萬燃煤電廠當前年均利潤與稅金情況估算

表1 情景S1下全投資的內(nèi)部收益率和投資回收期

表2 情景S4假設1下全投資的內(nèi)部收益率和投資回收期

（2）情景S2：在S1情景的基礎上考慮環(huán)境約束愈加嚴格的情況，即煤電廠為了實現(xiàn)近零排放的目標，在污染物治理裝置方面的投資將進一步加大。假定要達到近零排放的標準，現(xiàn)有的60萬千瓦煤電廠要增加4000萬元的脫硝裝置投資和7000萬元的脫硫裝置投資，相應的脫硫脫硝效率從80%分別上升至95%和90%，同時由于排污裝置的使用引起廠用電率上升最終引起供電煤耗增加2千克標煤/兆瓦時，而電廠的排污費用將會下降。為貫徹落實2015年《政府工作報告》關于“推動燃煤電廠超低排放改造”的要求，對燃煤電廠超低排放實施對其統(tǒng)購上網(wǎng)電價加價每千瓦時0.005元（含稅）。由于政府實施了超低排放的電價補貼政策，所以在環(huán)境約束增強的情況下，煤電廠在污染物治理的額外投資仍能以電價形式收回，效益并未受到明顯損害；若取消補貼，各省全投資內(nèi)部收益率大致會下降0.5個百分點。應該看到的是，在未來更加嚴格的環(huán)境約束下，煤電廠在污染處理方面的投資將逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)椤傲x務”，從政府得到的補貼會越來越少，同時排污費標準隨著環(huán)境約束強化有大幅增高的趨勢，屆時煤電廠的經(jīng)濟效益將會受到顯著負面影響。

（3）情景S3：考慮了上網(wǎng)電價下調(diào)和超低排放后，碳價成為另一個需要考慮的影響因素。2017年我國碳交易市場將全面啟動，屆時內(nèi)部化的CO2排放成本將成為煤電廠日常成本的重要組成部分。在情景2的基礎上設定情景3，考慮碳成本對煤電廠效益的影響。設定碳價為30元/噸，其中70%社會化（轉(zhuǎn)嫁到用戶），電廠需消化30%。分析發(fā)現(xiàn)新建60萬千瓦煤電廠壽命期內(nèi)的全投資內(nèi)部收益率將進一步下跌約1-2個百分點，動態(tài)投資回收期也相應延長1-2年，其中新疆在壽命期內(nèi)將無法收回。

若引入碳價并只有70%可社會化時，煤電廠的內(nèi)部收益率顯著降低，投資回收期明顯拉長。事實上30元/噸的碳價是比較低的，未來碳市場價格逐漸

■ 云浪驚旅 胡時芳/攝

頤和園，坐落在北京西郊，前身為清漪園，占地290公頃，是我國現(xiàn)存最大的皇家園林。它是以昆明湖、萬壽山為基址，以杭州西湖為藍本，汲取江南園林的設計手法而建成的一座大型山水園林，也是保存最完整的一座清朝皇家行宮御苑，被譽為“皇家園林博物館”。1961年3月4日，頤和園被公布為第一批全國重點文物保護單位，與同時公布的承德避暑山莊、拙政園和留園并稱為中國四大名園。趨向邊際社會成本且社會化轉(zhuǎn)嫁系數(shù)越來越低時，碳成本將成為煤電企業(yè)最主要的成本項之一。

（4）情景S4：隨著電力市場化的深入，電力的商品屬性得到還原。電力市場逐步形成，未來直接交易將會是主要形式，現(xiàn)貨市場也將逐步建立。以電力體制改革綜合試點省份山西為例，根據(jù)《山西省電力體制改革綜合試點方案》，到2017年山西省電力直接交易量達到全省用電量的30%，再經(jīng)過三年或更長時間，電力市場體系全面建成，形成電力市場化定價機制。在情景S3的基礎上進一步考慮電力市場化對煤電經(jīng)濟性的影響設定情景4，并設定了兩種可能的子情景。

假設1：到2020年，發(fā)電企業(yè)與用戶的直接交易成為主要的電力交易方式，同時保留少部分的計劃電量承擔公益性發(fā)電計劃。假定合同電量購電比例上升至80%，按照2015年各省實際直購電價結(jié)算；計劃電量比例下降至20%，仍執(zhí)行當?shù)貥藯U上網(wǎng)電價。這種情況下各省新建煤電廠的內(nèi)部收益率和投資回收期如表2所示。

分析表明，當合同電量上升至80%時，新疆的煤電收益率已為負值，而山西省煤電項目的內(nèi)部收益率也跌到了行業(yè)基準收益率以下。其他省份中廣東全投資內(nèi)部收益率降幅最大約5個百分點，動態(tài)投資回收期也延長了18年，同時可以看到其余省份煤電項目雖然仍能在壽命期內(nèi)收回投資，但收益率降幅很大，經(jīng)濟性的不確定影響巨大。如果考慮實際直購電價格和標桿電價進一步下調(diào)，除河北、江蘇外，其余典型省份的項目基準收益都無法保證。

假設2：到2020年，電力市場化進程基本完成，市場份額由90%的中長期市場和10%的現(xiàn)貨市場構(gòu)成。中長期市場下，交易價格由發(fā)用電雙方協(xié)商確定?，F(xiàn)貨市場中供需基本平衡和供大于求的條件下，發(fā)電企業(yè)以邊際成本（即燃料價格）報價，而最終的邊際價格主要由處于邊際上的低效率機組決定，假定邊際機組為30萬千瓦煤電機組。在此假設下，各典型省份煤電項目全投資內(nèi)部收益率均低于行業(yè)基準收益率，壽命期內(nèi)無法收回投資。

3.敏感性分析

隨著約束條件的增強，各省煤電企業(yè)的收益率逐步下滑，投資回收期逐漸延長，到情景四的假設1條件下，山西、新疆二省煤電在壽命期內(nèi)已無法收回投資，其他省份的項目經(jīng)濟性也嚴重惡化。在各項敏感性因素中，2020年利用小時數(shù)大幅下降和直購電價水平進一步下調(diào)是最有可能發(fā)生的情況。本文參照2020年全國區(qū)域電網(wǎng)煤電機組平均利用率，對S4假設1下煤電經(jīng)濟性最好的河北、江蘇二省煤電利用小時數(shù)進行了預判，設定2020年河北省煤電利用小時數(shù)將降至4100小時，江蘇省降至4200小時；另外根據(jù)電力市場的發(fā)展以及直購電價格進一步走低的趨勢，保守設定到2020年各省直購電價在2015年的基礎上進一步下降0.03元。綜合這兩個敏感性因素的變動情況，對河北、江蘇二省煤電項目進行綜合敏感性分析。可以發(fā)現(xiàn)，在利用小時數(shù)和直購電價的綜合影響下，兩個典型省份煤電項目的經(jīng)濟性嚴重惡化，與基礎情景相比，全投資內(nèi)部收益率降幅達到12%左右，跌至行業(yè)基準收益率以下，甚至低于銀行長期貸款利率6%。也就是說，如果利用小時數(shù)和直購電價按照文章預測趨勢發(fā)展，即便是2015年盈利能力最好的河北和江蘇，“十三五”期間這些省份的煤電項目也無市場前景。

結(jié)論與政策建議

1.結(jié)論

（1）煤炭價格的持續(xù)走低使各省煤電企業(yè)發(fā)電成本降低，而偏高的標桿上網(wǎng)電價使得煤電企業(yè)獲得了空前的超額利潤。比較各省當前實際標桿上網(wǎng)電價與平準發(fā)電成本，發(fā)現(xiàn)除了內(nèi)蒙和新疆（每千瓦時電0.02-0.03元超額利潤）外，其他典型省份的每千瓦時電超額利潤均在0.05-0.08元。這樣的超額利潤助長了煤電企業(yè)的投資熱情，也導致了地方政府在經(jīng)濟下行壓力下對煤電項目的過度倚重，并助長其逆勢投資。筆者認為，需求大幅走低和低碳轉(zhuǎn)型升級的環(huán)境下，這“一低一高”是煤電投資“高燒不退”的主要經(jīng)濟動因。

（2）“十三五”期間，煤電發(fā)展的外部環(huán)境必將發(fā)生巨變，煤電企業(yè)的經(jīng)濟性將會受到影響。在政策和環(huán)境約束愈加嚴格、碳排放壓力加大、電力市場化下價格競爭加劇的情況下，除河北、江蘇外，其余典型省份的煤電項目都無法達到基準收益水平，無法在壽命期內(nèi)收回投資。再考慮到機組利用率以及直購電價降幅兩個敏感性因素的變化，各典型省份的煤電項目都無法在壽命期收回投資，投資前景黯淡。

2.政策建議

（1）制訂適應經(jīng)濟新常態(tài)的電力發(fā)展規(guī)劃是基礎工作。今年是“十三五”規(guī)劃的開局之年，也是“十三五”能源規(guī)劃和電力規(guī)劃的制訂之年。建議國家有關部門及早研究出臺適應經(jīng)濟新常態(tài)的電力發(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃應為低碳電力轉(zhuǎn)型和完成2030年20%非化石能源目標打足提前量，本著清潔可再生能源與需求側(cè)資源優(yōu)先原則從嚴規(guī)劃煤電發(fā)展目標，為煤電投資的逆勢增長勒緊韁繩。對電力明顯冗余省份、大氣污染防治重點區(qū)域和水資源紅色預警地區(qū)，不再安排新增煤電規(guī)劃建設規(guī)模。在繼續(xù)深化審批制度改革的前提下，要強化全國規(guī)劃指導省級規(guī)劃、規(guī)劃指導項目核準原則，并完善項目決策后評估和責任追究制度。

（2）抑制煤電企業(yè)盲目投資、合理調(diào)控煤電產(chǎn)能規(guī)模是當務之急。一是健全動態(tài)煤電規(guī)劃建設風險預警機制。在煤電裝機充裕度預警方面，應綜合考慮已有電源、在建規(guī)模和外調(diào)電源后，充分發(fā)掘需求側(cè)潛力，科學評估各省區(qū)煤電過剩程度。對在建煤電規(guī)?？蓾M足未來三年電力需求的省區(qū)實施橙色預警，對在建規(guī)?？蓾M足未來五年電力需求的省區(qū)實施紅色預警。細化資源約束指標體系，充分考慮水資源壓力對煤電項目的預警約束力。完善煤電建設經(jīng)濟性預警指標，充分考慮利用小時數(shù)下降、標桿電價下降、市場化競爭、碳成本和污染物減排成本內(nèi)化等因素對煤電經(jīng)濟性的影響。二是采取“取消一批、緩建一批、凍結(jié)核準”的方式對煤電項目進行分類調(diào)控。取消全部不具備核準條件的煤電項目；橙色預警省份2018年前煤電項目全部緩建，核準未建項目（民生熱電除外）全部取消；紅色預警省份2020年前煤電項目全部緩建，核準未建項目（民生熱電除外）全部取消；“十三五”期間全部凍結(jié)核準新建煤電項目，資源不足地區(qū)的電力供應能力應通過強化跨省區(qū)資源配置來保障，這樣也可部分緩解大面積的煤電過剩問題［4］。

（3）堅持市場化是根本之策。按照“管住中間、放開兩頭”的原則穩(wěn)步推進電力市場化，在輸配電價改革到位的基礎上，有序放開上網(wǎng)側(cè)和零售側(cè)價格，讓有效的價格信號在引導電源投資中發(fā)揮基礎性作用。唯有市場化才能打破發(fā)電企業(yè)對利用小時數(shù)和上網(wǎng)電價的超穩(wěn)定預期，從而逐步建立真正市場化的電源投資機制。嚴格執(zhí)行《關于有序放開發(fā)用電計劃工作的通知（征求意見稿）》，對2017年3月15日后投產(chǎn)的煤電機組，各地除對優(yōu)先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發(fā)電計劃，全部直接參與電力市場；按照業(yè)已明確的發(fā)用電計劃放開時間表穩(wěn)步推進市場化建設。另外，在市場化的進程中，政府更應注重自身角色的調(diào)整，應通過建設全國碳市場、提高污染費（稅）標準等措施逐步糾正燃煤發(fā)電負外部性，給可再生能源發(fā)展提供更加公平的市場環(huán)境［5］。

［1］2016年度全國電力供需形勢分析預測報告.中國電力企業(yè)聯(lián)合會，2016年2月25日.

［2］綠色和平.2015年中國煤電逆勢投資的后果. 2016.

［3］國家發(fā)展改革委、建設部.建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù).中國計劃出版社，2006.

［4］產(chǎn)能嚴重過剩，煤電建設遭遇大剎車.中國能源網(wǎng)，2016年3月24日.

［5］國家能源局.國家能源局綜合司關于征求做好電力市場建設有關工作的通知（征求意見稿）意見的函.2016.

★本文系國家社科基金重大項目《清潔能源價格競爭力及財稅價格政策研究》（編號：15ZDB165）的階段性成果。

（作者單位：華北電力大學）

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10.13561/j.cnki.zggqgl.2016.10.019 ■ 編輯：馬振東