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图4:供给侧改革对未来煤电机组利用率走势的影响预测(单位:小时)
根据我们的预测结果,不限制火电装机,任由各省自由发展,至2020年发电小时数可能下降到3400小时以下,甚至下降至3200小时。在供给侧改革的环境下,才有可能维持火电平均利用小时数基本与现状持平。
2.3、侧面促进供给侧改革的政策
2.3.1、过去:节能发电调度办法
为实现提高电力源使用效率,减少环境污染,促进能源和电力结构调整,国家发改委2007年颁布了《节能发电调度办法》,在保障电力可靠供应的前提下,按照节能、经济的原则,优先调度可再生发电资源,按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序,依次调用化石类发电资源,如下表。其中特别指出的是:同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序。
表3:节能发电调度各类机组序位
2.3.2、当前:电力体制改革,计划电量比例迅速降低
2016年新一轮电力体制改革顶层设计及相关核心配套文件面世,其中,《关于有序放开发用电计划的实施意见》将火电逐步推向竞争市场,计划调度时代“大锅饭”已终结。
当前,火电行业供给过剩,下游经营环境景气度不高,这将导致进入市场的火电机组面临激烈的价格竞争,平均电价水平无疑下行。当前上游煤炭行业供给端控制严谨,价格水平虽难以继续大幅上行,但也维持在相对较高的位置,对于煤耗水平高的中小型火电机组,成本压力相对较大,在激烈的电力市场竞争中处于劣势,而大容量低煤耗的火电机组在这一过程中则优势凸显,小机组的生存空间逐渐受到挤压。
根据我们粗略统计,燃煤机组中,单机容量30万千瓦及以下等级的供电煤耗在320-360克/千瓦时之间,60万千瓦级机组在300-320克/千瓦时之间,优质百万千瓦机组供电煤耗可降至280克/千瓦时。参照2017.08.02秦皇岛港5500大卡/千克动力煤平仓价634元/吨计算,20克/千瓦时的煤耗差形成1.6分/千瓦时的成本差,可见高效大容量机组的竞争优势明显。
3.未来:碳排放交易,高煤耗机组利润将受侵蚀
2017年全国碳市场有望正式启动,未来外部效应内部化,碳排放收费将成为常态,这将使清洁能源的减排价值凸显,也将促使不同碳排放水平的化石能源消耗企业之间的盈利能力进一步分化。
表4:有偿碳排放实施后,不同类型发电机组盈利敏感性分析
我们以碳排放权20-60元/吨的交易价格区间对不同类型发电机组进行盈利敏感性分析(尽管企业未来实际支付的碳排放成本可能低于碳市场的排放权交易价格),结果显示,碳排放成本的支出对于燃煤发电企业的利润侵蚀是显著的,当碳排放权价格为20元/吨时,燃煤发电企业的度电毛利润缩减16.6-21.4%,度电净利润缩减24.3-31.2%,单耗越高利润损失越多;当碳排放权价格达到40元/吨时,度电净利润一半甚至更多要被吞噬。
3、“十三五”火电供给侧改善空间及可行性分析
3.1、“十三五”预计压增量、去存量共计1.7亿千瓦
在《电力发展“十三五”规划》中,预期2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时,年均增长3.6-4.8%,全国发电装机容量20亿千瓦,年均增长5.5%。电力供给结构调整的目标是:按照非化石能源消费比重达到15%的要求,到2020年,非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右,比2015年增加2.5亿千瓦左右,占比约39%,提高4个百分点,发电量占比提高到31%;气电装机增加5000万千瓦,达到1.1亿千瓦以上,占比超过5%;煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,占比降至约55%。
“加快煤电转型升级”作为重点任务被提出,严格控制煤电规划建设,“十三五”期间,取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上,力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年,全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。如果按照2015年末全国煤电装机9亿千瓦测算,“十三五”煤电新增2亿千瓦,年均复合增速4.1%。取消推迟的煤电项目及淘汰煤电容量合计相当于计划新增容量的85%,可见“十三五”煤电供给侧改革力度。
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