煤电产能过剩背景下的政策导向与企业转型发展策略

随着供给侧改革的不断深入推进，继化解钢铁煤炭产能过剩之后，作为煤炭利用的主要方式，煤电产能过剩的问题也随之跃入改革的视野。自2016年以来，国家陆续出台了一系列规范、调控煤电发展的宏观政策，特别是随着《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》（发改能源[2017]1404号，简称1404号文）的发布，控煤之势愈演愈烈。结合煤电企业发展实际，通过对一系列控煤政策的解读，提炼政策要点，并对今后的趋势进行估判，进而探讨煤电企业的转型发展策略与路径显得尤为重要。

基于电力供需宽松、煤电利用小时数逐年下降、煤电规划建设规模较需求偏大，以及环境约束日益增强等方面的综合考量，自2016年开始，国家制定了一系列控制煤电发展的政策措施，而1404号文的出台，则是从全方位作出了归纳与总结，进一步强调了防范化解煤电产能过剩工作的目标、任务和政策措施（见表1）

　　1404号文中提出，“十三五”期间，将停建缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦；实施煤电超低排放改造、节能改造及灵活性改造分别为4.2亿千瓦、3.4亿千瓦和2.2亿千瓦。至2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。煤电平均煤耗降至310克/千瓦时。这与《电力发展“十三五”规划（2016～2020）》基本保持一致。

从1404号文公布的煤电调控任务落实情况来看，已停建缓建煤电规模1.0635亿千瓦，关停淘汰落后产能0.0512亿千瓦。此外，2017年1月9日，国家能源局针对13个省市新建煤电项目下达的停建清单，涉及85个、1.0245亿千瓦的煤电项目需停建或缓建，累计停缓建煤电规模已达2.088亿千瓦，“十三五”期间的目标任务完成得到了充分的保障。但是，截至2016年底，我国煤电装机规模已达10.5388亿千瓦，至2020年，11亿千瓦的调控目标显得不容乐观。由此可见，“十三五”煤电调控的重点将会集中于“严控增量、优化存量”两个方面。

　　从“严控增量”来看，1404号文提出了“从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新增产能规模”三大重点任务。其中，淘汰落后产能与清理整顿违规项目是“严控增量”的基础保障，同时也是衡量新增产能规模的决定要素之一。

　　关于淘汰落后产能，在国家发改委、能源局下发的《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》（发改能源[2016]855号）中，根据机组容量和类型，使用年限、煤耗以及环保标准，已作出了明确规定，具体如表2所示。

　　同时，通知中指出，被淘汰的煤电机组可以参与等容量替代，并可跨省（区、市）统筹使用，这将成为决定新增产能的关键要素。而不参与等容量替代的机组仍可享有不超过3年的发电权（1404号文中规定为最多不超过5年），并可通过发电权交易获得一定经济补偿。此外，对于承担供热任务的抽凝机组，在关停后将推动建设背压式机组以替代，并鼓励运行未满15年且具备改造条件的纯凝煤电机组，改造为符合产业政策的热电机组。1404号文中公布的各省（区、市）关停落后产能规模（第一批）如表3所示。

　　关于清理整顿违规项目，在1404号文和国家能源局下发的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》（国能电力[2016]275号）、《关于进一步做好火电项目核准建设的通知》（国能电力[2017]5号）中明确规定了五大类违规项目，一是未纳入规划；二是纳入规划未核准（未核先建）；三是已核准但未取得开工必要文件（手续不全）；四是违规核准；五是批建不符。例如，神华国华广投北海新建项目因手续不全而被停建。

　　除上述违规项目以外，自备燃煤电厂也被纳入清理整顿的范畴。在国家发改委发布的《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》（发改经体[2015]2752号）中，从科学规范建设、加强运行管理、承担社会责任、加强综合利用，以及推动升级改造等方面，对燃煤自备电厂作出了明确的规定。1404号文出台后，结合防范化解煤电产能过剩的工作要求，国家发改委、能源局下发了《关于开展燃煤自备电厂规范建设及运行专项督查的通知》（发改电[2017]329号），督查内容主要包括，燃煤自备电厂规划建设、运行管理、承担社会责任以及节能减排等方面的情况。其中，重点督查未按照核准要求建设、未核先建、批建不符、公用电厂违规转为自备电厂，以及未达开工条件建设等违规建设运营情况。

　　关于严控新增产能规模，则是“严控总量”乃至煤电整体调控的重中之重，其核心原则为“强化煤电项目总量控制，所有燃煤发电项目都要纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划（含燃煤自备电厂）”，而总量控制的依据可分为“电力电量平衡测算”和“煤电规划建设风险预警机制”两类。

　　“电力电量平衡测算”主要是衡量各省（区、市）电力电量的供需情况，以判断区域内电力电量的“盈余”或“缺口”。国家发改委、能源局在发布的《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源[2016]565号）中指出，电力电量平衡测算存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模；而对于经电力电量平衡测算确有电力缺口的省份，应优先发展本地非化石能源发电项目，充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，并采取加强电力需求侧管理等措施，减少对新增煤电规划建设规模的需求。

　　“煤电规划建设风险预警”的指标体系分为煤电经济性指标、装机充裕度指标和资源约束指标三类，据此确定最终风险预警结果，并用于指导各省（区、市）煤电规划建设。预警程度由高到低分为红、橙、绿三类，预警目标年为发布年的3年后。

　　2016年3月17日，国家能源局发布了2019年煤电规划建设风险预警（国能电力[2016]42号）。在全国33个省（市、区）中，仅江西、安徽和海南的风险预警为绿色，湖北一省为橙色；而在2017年4月20日发布的2020年煤电规划建设风险预警（国能电力[2017]42号）中，仅湖南和海南为绿色，河南、湖北、江西和安徽四省为橙色。

　　1404号文中明确指出，预警等级为红色、橙色的省份，不再新增煤电规划建设规模；若需新增，应在淘汰落后产能的基础上“先停后增、等容量替代”；京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建自备燃煤电厂。同时，除国家级示范项目首台（套）机组外，自用煤电项目（含燃煤自备项目）一律暂缓核准和开工建设。

此外，1404号文指出，要落实分省年度投产规模，可选择停建、延迟投产，或暂不并网发电的方式；严控煤电外送投产规模，原则上优先利用现役机组，2020年底前已纳入规划的基地外送项目投产规模原则上减半（见表4）。

　　从“优化存量”来看，1404号文中提出，要加快机组改造提升，主要包括超低排放改造、节能改造和灵活性改造。同时，要求东、中、西部地区分别于2017年、2018年和2020年底前完成具备条件机组的超低排放和节能改造工作。而灵活性改造的目的主要是在于机组调节能力的提升，进而提高系统运行效率，例如调峰、调频能力等。

　　除上述的工作目标和任务以外，1404号文中也制定了相应的政策措施。在产业支持方面，提出要在完善电力容量市场、辅助市场等电力市场机制的基础上，通过补贴的形式，对承担调峰任务的煤电机组，以及非供暖期停发的背压式机组予以补偿；列入关停计划的机组可参与等容量替代，而不参与等容量替代的机组将享有最多不超过5年的发电权，并可以通过发电权交易获取经济补偿。在产业运营模式方面，仍遵循“做大、做强、做优”的发展理念，鼓励大型发电集团企业的重组整合，充分发挥煤、电等产业链上下游的协同效应，并通过煤、电企业的长期协作，以确保煤炭价格的稳定。同时，支持通过资产重组、股权合作等多种方式，整合煤电资源。在金融支持方面，鼓励加大对煤电企业结构调整和升级改造的信贷支持力度，同时禁止对违规煤电项目的融资。此外，还提出要加大对缓建煤电项目的信贷风险管控。在煤电机组关停后的应对方面，关停机组用地可转让或由地方政府回收，也可转产发展第三产业使用。若转产发展国家支持的生产性服务业等产业，可维持原土地用途和权利类型5年不变。对于职工的安置问题，采取的是与钢铁煤炭去产能工作同样的安置政策，并由地方政府指导督促企业依法、依规妥善处理。

　　从整体而言，1404号文的煤电调控思路可以概括为“淘汰落后、清理整顿、严控规模、加快改造、规范管理、保障供应”，其中，淘汰落后、清理整顿、严控规模为“节流”；加快改造为“固本”；规范管理为“有序”。通过以上分析，可以对“十三五”期间的煤电调控作出一个基本的估判。

第一，新增煤电规划建设规模的提升空间较小。在“先停后增、等容量替代”原则，以及电力互济、短时互补的政策措施下，即使风险预警为绿色的湖南和海南两省也将难以有所突破。此外，煤电规划建设风险预警结果在“十三五”期间不会产生大的变化，煤电发展将呈日益收缩的态势。

第二，新建煤电机组或将逐步向高参数、大容量的集约化发展转变（除民生供热）。1404号文中指出，“要采取跨省区电力互济、电量短时互补等措施，合理安排电网运行方式，确保电力可靠供给和系统安全稳定运行”。在煤电调控日益严峻的大环境下，区域间的电力互济、短时互补会在一定程度抑制煤电以往的分散式扩张，由此逐步向集约化发展转变。

第三，供暖的“民生红线”仍难以逾越，承担供热任务机组将以热电机组为中心，逐步由抽凝式向背压式过渡，而背压式热电机组（以热定电）将成为煤电存续的主要类型。

第四，电力容量市场和发电权市场将会成为新的市场化手段，推动电力结构的优化调整，并在一定程度上拓宽煤电的发展空间。

第五，与化解煤炭产能过剩政策相同，随着电力形势的变化，在淘汰落后、清理整顿违规、严控新增规模的基础上，停建缓建煤电产能将会逐步得以规范、有序释放。其中，纳入规划的基地外送项目投产规模将会优先，其次为背压式的热电联产机组。

　　以神华国华电力为例。在煤电调控日益严峻的大环境下，神华国华电力乃至国家能源集团均面临着巨大的发展压力。据不完全统计，截至2017年底，原神华集团纳入规划及已核准煤电项目25个，总装机容量3582万千瓦。按照国家煤电有序建设的要求，同时结合煤电规划风险预警，原神华集团全面推迟了已核准煤电项目的投产时间，合计推迟投产3079万千瓦，占22个已核准项目总装机的96%。此外，根据国家淘汰煤电落后产能的要求，“十三五”期间，计划淘汰煤电落后产能20台，合计111.6万千瓦，目前已关停14台，共61.2万千瓦。

　　在此形势下，对于神华国华电力而言，各厂煤电机组整体状况较为良好，且不存在需要清理整顿的违规项目，同时，一直以来改造升级工作进展顺利。截至目前，公司共有52台机组实现超低排放，占机组总数的86%，超低排放改造已迈入收尾阶段。此外，灵活性改造、节能降耗行动计划以及大机组节能追赶计划也正在有序推进。因此，在煤电调控中所承受的压力较小。相比之下，其面临的最大问题将来自严控新增煤电产能规模所带来的经营风险。

　　1404号文公布了2017年分省煤电缓建项目第一批名单，国华九江新建项目名列其中。同时，在2020年的风险预警中，江西的风险等级由绿色转为橙色，项目前景堪忧。而同处于江西的信丰新建一期或将面临同样的境地。

　　目前，除岳阳、永州项目属于风险预警等级为绿色省份（湖南）以外，锦界三期、清远、三河三期等项目均属于风险等级为红色省份，项目建设存在较大的不确定性，从而为公司带来潜在的经营风险。例如，国华清远新建项目曾被国家能源局列入停建清单。

　　此外，严控新增煤电产能规模也为煤基分布式能源的发展带来重重阻力，妨碍了国华公司的产业布局和调整步伐。尽管，目前对承担民生供热任务的热电联产机组调控力度较小，但是“以热定电”的基本原则，导致投资收益比例严重失衡，回报率低、回收期长，同样也使得公司面临较大的经营风险。

　　面对当前复杂多变的电力形势，传统的煤电企业应努力通过自身的结构调整与升级，以实现企业的转型发展，进而在煤电调控的严峻环境下寻求新的突破。

　　以调控政策为导向，加强经营风险管控。由于不同风险等级的划分，项目建设存在较大的不确定性。因此，为了预防和控制由此可能带来的经营风险，煤电企业应以调控政策为导向，加强对煤电形势的研判与分析，并制定风险管控预案，及时应对停建、缓建以及延迟投产等多种情况，尽可能将风险造成的影响降到最低，加强经营风险管控。

　　以热电联产为核心，大力发展综合能源供应。热电联产将会成为今后煤电存续的主要类型，但其投资收益比例的严重失衡，在一定程度上提升了公司的经营风险。因此，在热电联产的基础上，应大力推动“热、电、冷、汽”的综合能源供应发展，通过能源的梯级利用，提升综合利用效率，进而调整投资收益比例，提高投资回报率、缩短回收周期。此外，以热电联产为核心的综合能源供应，也将会成为煤电发展的重要方向。

　　以“三个改造”为支撑，践行清洁能源战略。超低排放改造、节能改造以及灵活性改造是优化煤电存量的基本路径，同时也是煤电企业践行清洁能源战略的重要举措。超低排放改造和节能改造是清洁发展的基调，而灵活性改造则是清洁发展的延伸。灵活性改造不仅可提升机组调节性能，同时也为今后参与调峰调频等辅助服务提供重要支撑。因此，在今后的一段时期内，煤电企业应充分发挥各自优势，坚持以“三个改造”为支撑，持续推动煤电的清洁化发展。

　　以“四个市场”为平台，拓宽煤电发展空间。电力容量市场和发电权市场将会成为新的市场化手段，推动电力结构的优化调整，并在一定程度上拓宽煤电的发展空间。具体而言，按照“等容量原则”，电力容量市场可在一定程度上提升新增煤电的装机规模；发电权交易市场可提升现役机组的利用小时数和发电量，可重点关注落后产能关停规模的前三位地区，天津、北京和山西；而辅助服务市场和碳交易市场则与上述“三个改造”密切相关，通过提供调峰调频等辅助服务及碳交易，为企业带来较为可观的收益。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年05期，作者系神华国华电力公司研究中心：王强　臧元峰　赵云山。

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