电力市场化改革遇到煤电产业区域整合：未来售电侧和终端用户如何与煤电巨头谈判电价？-北极星售电网

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引言

2019年11月底，关于国务院国资委下发的《中央企业煤电资源区域整合试点方案》[1]在媒体曝光，该《方案》将西北五省区（甘肃、陕西、新疆、青海和宁夏）纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。国资委2019年12月底的央企负责人会议上，也提及了煤电资源区域整合[2]。有观察者认为，这一试点出台的原因在于这些地区煤电产能过剩、煤电企业连续亏损多年，国资委从确保国有资产保值与增值的需要，向步履维艰的煤电企业伸出援手。国资委这一动作究竟意味着什么？本文将梳理上述方案的政策背景，并就煤电在中国能源系统中的未来定位进行简要分析。

（来源：微信公众号“磐之石环境与能源研究中心”作者：林佳乔）

国资委煤电整合计划

中央发电企业煤电业务2018年在一半的省区中都处于亏损状态，主要集中在西北、西南和东北三个地区[3]；本次煤电资源整合则主要是解决煤电行业的亏损问题，西北地区煤电产能过剩严重，且电力需求增速放缓或负增长，导致煤电资产负债率较高，因此整合计划中西北地区先行也是情理之中。按上述方案计划，西北地区的试点从2019年底开始启动，三年内完成；试点整合目标为：“力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。”

从未来煤电发展角度看，此次西北五省区只是煤电整合的先行者，未来还有第二批甚至更多，而且也还可能扩展至其他具有煤电业务的央企如国投集团和华润集团等。

煤电行业发展与政策背景

煤电行业的“去产能”是“十三五”期间的主要能源政策之一，2016年也是煤电去产能政策大爆发的年份，从年初发改委的严控煤电新增产能通知开始，出台煤电规划建设风险预警指标体系，到年底的电力发展“十三五”规划提出的到2020年煤电11亿千瓦的总量控制目标；这都向煤电行业发出了前所未有且非常明确的产能收紧信号。体现出国家对于煤电行业过剩产能的认识，也希望通过一系列的控制煤电行业有序发展的政策降低发电行业的系统性风险。

图1: 中国电厂发电设备利用小时数比较

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数据来源：历年全国电力工业统计快报一览表

注：发电设备利用小时统计的电厂为6000千瓦及以上规模

如果没有这些停建和缓建的政策，煤电厂利用小时数或将持续下跌。去产能政策的效果在“十三五”期间就已显现，带来了煤电新增产能降速自不必说，也扭转了煤电厂的利用小时数走低势头，火电利用小时已从2004年的5991小时（近二十年高点），一路下滑降至2016年的4165小时，去产能政策让利用小时数在2017年止跌，2018年小幅增至4361小时，但这仍然离煤电机组5500设计利用小时数相去甚远。此次整合预计将大幅提高该地区的煤电利用效率。

此次煤电整合是场“零和”式监管吗？

对于此次国资委牵头的煤电产业整合，从经济角度讲无非是让低效电厂关门止损，增加高效电厂的利用小时数而盈利，可以说是场“零和游戏”。如果我们回顾目前煤电行业亏损的主要原因，可以概括为煤价与电价市场化不同步、工商业电价优惠、煤电给可再生电力让出发电份额等[4]。那么此次整合会否直接推动整个煤电产业扭转亏损局面吗？

对于煤电厂来讲，按照整合试点方案中提到的“加速亏损资产清理”主要包括淘汰关停低效落后机组等去产能措施，“达不到国家要求及符合地方淘汰标准”的煤电机组将要在关停之列，违规在建的煤电项目也在清理之列；而对于留存延续的高效先进电厂来讲，人力及技术资源集中，发电小时增加。从短期经济收益角度来看，这次整合将会让各省区内低效机组减亏止损、高效机组盈利增加。然而，存续机组的中长期收益还要依赖于区域内电力供需格局改善等其他影响因素。

对于电力企业的上下游，也就是煤炭供应和终端用户。有分析指出，如果按照上述整合方案，形成的格局将是五大电力企业会分别在各自划归的省区内一家独大，但这又与电力改革推进的发电侧放开相悖[5]，说好的市场竞争又从何谈起？而且未来售电侧和终端用户如何与这些煤电巨头谈判电价呢？整合或能给电企带来改善经济状况的机会，却可能为终端用户未来电价带来不确定性。一个可能的后果是，西北五省区的高耗电企业外迁至电价更低的地区如内蒙古。因此，需要对这次西北煤电整合乃至后续煤电行业的大规模整合所导致的经济、环境与社会成本，从全社会收益角度来进行全面的分析与评估。

环境与社会视角：

整合会否带来“正和”效应？

此次煤电资源的区域整合将导致区域内煤电厂数量的减少，电力生产趋于集中，并且单一电企协调省区内所有下辖电厂也会带来能源利用效率的提升，单位发电量的煤炭消耗量和二氧化碳排放量都应该会随之降低。

对于另外一个不可忽视的因素是该地区未来发展趋势，也就是新增装机情况，虽然整合方案中提到了“属于国内电力产能预警红色和橙色等级的省区，自开展煤电资产重组起，原则上停止新建煤电投资项目、新增产能的煤电技术改造项目，确需新立项的项目需征得区域牵头单位同意”。但是根据国家能源局的煤电规划建设风险预警[6]，在装机充裕度方面陕西和青海两省为绿色，代表供需基本平衡，其他三省区则为红色，装机明显冗余。这意味着从能源规划角度来讲，西北五省区未来新增装机发展可能在特定区域仍有空间，但是考虑到整合方案的背景，以及未来煤电发展面临的应对气候变化、改善地区空气质量、降低对水资源利用的压力等各方面压力，该地区未来煤电发展战略应立足长远，应考量如何逐步减少煤电份额，以可再生能源为替代，逐步迈向低碳能源系统发展的路径。

结语

在研究机构、政府部门和能源企业正在编制能源行业和电力部门的“十四五”规划这一大背景下，国资委提出了西北地区煤电重组试点方案。直接将处理搁置资产（stranded assets）这一棘手问题摆上台面，也从煤电经济性角度对中国能源系统的未来结构发出强烈信号。由于类似规模的煤电整合尚属首次，涉及到的资产规模以及从业人员规模非常庞大，需要各方理性对待这次充满挑战的煤电行业转型。

煤电产能过剩、可再生电力竞争力提升，煤电的成本优势已不明显，煤电行业在中国未来能源系统中的发展定位需要更加明确。通过区域整合保障现有煤电的高效利用，不再发展新的煤电项目，将重点放在提高电网接入可再生能源电力的投资和技术改进的方面。区域整合在提升中国能源系统成本有效性的同时，与区域低碳能源战略和发展转型结合，这势必为中国实施更具雄心的气候变化政策和行动提供支持。

原标题：电力市场化改革遇到煤电产业区域整合：难题怎么破？

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