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煤电市场化将逐步深化

新一轮电力体制改革启动以来，市场化交易电量占比迅速扩大。2016年，全国市场化交易电量超过1万亿千瓦时，约占全社会用电量19%，其中大用户直购电量占七成。煤电作为最大的存量，且常规火电未获得一类优先发电权，实际上扮演了市场化交易的绝对主角。

根据国家发展改革委、国家能源局今年3月印发的《关于有序放开发用电计划的通知》，今后将逐年减少既有燃煤发电企业计划电量。2017年，煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。

相比现有电厂尚有部分计划口粮，新入场的煤电机组市场化程度更高。核心配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，“新核准的发电机组原则上参与电力市场交易”。意思很明确，新核准的煤电项目如无特殊理由，只能在市场上拼杀了。

年初，业内普遍预计今年市场化电量占比将达到30%以上。《关于有序放开发用电计划的通知》发布后，有分析人士将这一比例预计为35%～40%。大略看，市场交易电量再翻一番，达到2万亿千瓦时左右，煤电市场化交易电量比重很可能高于40%。往后随着计划电量的减少，煤电市场化程度将逐年提高。

煤电运营状况不容乐观

直观地看，煤电企业的运营状况，主要取决于电量、电价、煤价等三个因素。目前分析，三大主要因素均不利好，煤电企业的运营状况可谓堪忧。

电量由设备利用小时数决定。近年来，火电设备利用小时持续下降，2016年降至4165小时，为1964年以来年度最低，上年则为1969年以来最低。据中电联预计，今年火电设备利用小时数降至4000小时左右。按照《电力发展“十三五”规划》预计的用电总量、发电结构，预计2020年火电利用小时数在4000小时左右徘徊。

电价分情况取决于市场竞争或政府定价。未来数年，电力供大于求成为常态，基本面不支持市场竞争中涨价，何况双轨制也不会成全涨价。政府对煤电定价机制目前主要依赖“煤电联动”，2004年以来十余年的实践已让其“功效”广为人知。年初的调价窗口因“未达标”而未联动，结果致使五大集团煤电板块今年一季度亏损加剧。直到6月份，才明确用取消工业企业结构调整专项资金、降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准腾出的空间，变相调整煤电上网电价。

电煤价格去年下半年开始猛涨，每吨提高了200多元。今年以来虽有波动，但持续保持高位运行。从供需基本面看，去年煤炭去产能2.9亿吨，今年再去产能1.5亿吨，“十三五”期间累计去产能8亿吨，煤价走高的支持力度显然更大。当然，国家有关部门也会干预供需，比如释放先进产能，但不可能过度干预以使煤价持续走低，别忘了煤炭去产能主要目标之一是助煤炭行业脱困。

煤电改造多重任务并进

煤电调峰改造正如火如荼开展。去年6月，国家能源局印发《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，确定16个火电项目进行灵活性改造，拉开了我国火电灵活性改造的大幕。新能源发电规模的高速扩张，其不稳定性给系统运行带来不确定性，使得对火电调峰的需求日益扩大。按照规划，“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其他地区纯凝机组改造约450万千瓦。

煤电节能减排升级改造已行至半程。2014年9月，国家发展改革委、环保部、国家能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》，提出全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时；到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。东部地区新建煤电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。到2015年12月《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出炉，再次对行动计划进行“提速扩围”。

据今年全国两会期间官方透露的信息，自行动计划启动以来，我国已累计完成了超低排放改造4.5亿千瓦、节能改造4.6亿千瓦。按照规划，“十三五”期间，全国将实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦。这一改造进度，远超最初设计。

煤电去产能任重而道远

分析认为，我国煤电去产能包括三方面内容：一是淘汰落后产能，二是抑制新增产能，三是提高煤电利用率。其中，第三项往往容易被忽视。

淘汰落后产能已经持续多年，“十一五”期间关停小火电7683万千瓦，“十二五”期间关停量超过2800万千瓦，“十三五”期间计划关停2000万千瓦。经过“十三五”关停小火电之后，2000年前投运的火电装机容量仅剩1亿千瓦左右。

抑制新增产能方面，国家能源局2016年取消了15项、1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。今年拟停建违规项目3800万千瓦、缓建700万千瓦以上。整个“十三五”期间，全国范围内需要取消、缓建1.5亿千瓦。

煤电项目审批权2014年下放后，地方的投资冲动加上当时电煤价格疲软，造就了煤电项目的核准、开建高峰。电力供应过剩风险下采取刹车措施成为不二之选，但效果如何还有待深入观察。虽然整体过剩已经显露，但煤电分布并不均衡，加上煤电审批者又不必承担过剩风险，煤电建设的热情在部分地区依然高涨。抑制新增煤电产能非易事。

前两项去产能内容主要针对煤电本身，较为单一、纯粹，而提高煤电利用率则堪称系统性工程，不仅与煤电相关，还牵涉各类电源的统筹协调。煤电虽然已经踩下急刹车，但新能源发电似乎还在按加速键。2020年前，预计煤电利用小时数提升无望，在4000小时左右徘徊。此后情况，除了用电需求影响外，主要看电力政策安排。

煤电企业重组浮出水面

央企重组是盘大棋。2015年8月，中共中央、国务院《关于深化国有企业改革的指导意见》提出了“清理退出一批、重组整合一批、创新发展一批国有企业”的思路。2016年7月，国办《关于推动中央企业结构调整与重组的指导意见》则具化为“巩固加强一批、创新发展一批、重组整合一批、清理退出一批”，提出“稳妥推进装备制造、建筑工程、电力、钢铁、有色金属、航运、建材、旅游和航空服务等领域企业重组”“鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业进行重组，打造全产业链竞争优势”。

当前，国电、神华重组整合的消息可信度越来越高了。一方为中央五大发电集团之一，一方为中国煤炭领域龙头企业，双方的重组整合既有煤炭产业的整合优化，也有电力产业的整合优化。截至2016年底，国电装机总量1.43亿千瓦（其中可再生能源发电占比30.3%）、神华装机总量约8300万千瓦（其中可再生能源发电近800万千瓦），合计在全国电力装机中占比约13.7%，其中火电装机容量在全国占比达到15%以上。

近期，关于五大发电集团整合重组的小道消息不断，版本也多次翻新。除五大发电之外，还涉及神华、中核、中广核等企业。有的虽成过眼云烟，但其实也并非完全是空穴来风，毫无根据。

诚然，国电、神华合并一事尚存不确定性，但无论如何，能源大企业的重组已经浮出水面。这不，国家电投正与华能就重组事宜展开接触的消息又扑而来。作为当家电力品种，煤电产业重组自然成为题中之义。但到底产生何等影响，关键在于重组后企业的战略选择。

煤电输送格局或将生变

煤电输送格局是一项复杂的系统性问题，不仅仅是经济性问题，还可能是政治性问题。对此，很难三言两语进行全面判断，况且业内对电力潮流的判断也不尽一致。在此仅基于具体情况，提出煤电输送格局变化的可能性。

其一，《电力发展“十三五”规划》提出，减小受端省份接受外来电力的压力。当然，其主要针对“合理控制煤电基地建设”，要求配合远距离输电通道规划建设，根据受端供需状况合理安排煤电基地开发规模和建设时序。事实上，在地方政府主导的电力体制改革中，地区壁垒的强化倾向已开始影响省间电力流向。

其二，新能源尤其是风电东移南下。按照“十三五”规划，将调整风电消纳困难的“三北”地区开发节奏，加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半。其实，覆巢之下无完卵，负荷中心的市场空间也未必乐观，新能源的壮大必然影响煤电输入空间。反倒目前用电基数较低的中西部地区，未来增长空间更应被看好。

其三，输煤通道的建设也会带来一定影响。比如蒙华铁路，建成后将是我国规模最大的煤运专线，全长1800多公里，规划年运输能力2亿吨以上。6月21日，蒙华铁路特长隧道——连云山隧道正式贯通，全线计划2020年建成通车。输煤输电向来存在争议，但蒙华铁路将在一定程度上影响煤电输送格局应不难理解。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2017年7月7日第24期

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