经历一年多的“逆势上涨”后，4月的煤电，无情的被戴上了“紧箍咒”。
    国内方面，由国家发改委、国家能源局牵头相继发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》等四份“煤电急刹车”文件；国际方面，3月24日，欧洲最大的燃煤电厂朗格尼特电厂也因过高的上网电价和碳税正式关闭，“脱煤”目标已在欧洲各国蔓延。
    在此背景下，一场围绕“煤电经济性去向何处”的研究报告本周在京发布。
    “煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不足使得煤电企业获得了空前的超额利润。这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下对煤电项目的过度倚重，并助长其逆势投资。在需求大幅走低和低碳转型升级的环境下，这‘一低一高’是煤电投资‘高烧不退’的主要经济动因。”  
    4月25日，在《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告发布会上，该课题组牵头人、来自华北电力大学经济与管理学院的袁家海教授针给出了一阵见血的解答。
    双重因素致煤电逆势而上
    报告分析了2015 年电力行业与火（煤）电有关的现象与数据，指出其间的冲突性与不匹配着实令人费解：
 逆势上涨的煤电投资缘何“高烧不退”？

首先，在火电发电量同比下降2.3%和全社会用电量增长仅0.5%的情况下，据绿色和平组织和Coal Swarm项目的统计显示2015 年新开工建设的装机仍有约7300-7900万千瓦，比往年显著增加。而2015全年各级环保部门公示的燃煤电厂项目环评审批装机容量合计高达1.69亿千瓦，其中1.59亿千瓦已经获得环评批准或拟批准，而上年同期通过环评批复的装机容量合计只有4800万千瓦，煤电投资逆势上涨态势愈发严重。
其次，火电年利用小时数仅4329小时，同比降低410小时，为1969年来的年度最低值。
 
逆势上涨的煤电投资缘何“高烧不退”？

    第三、在需求疲软、产能过剩、运行效率持续下滑的条件下，火电——尤其是煤电行业却利用煤价与电价的不匹配实现了盈利水平的历史高点。
    对此，该报告分析：之所以出现煤电产能严重过剩，一方面是因为自2014年1月至2015年3月，常规煤电项目的各项审批权分别从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下放至各省级机构；另一方面，因为煤电的显著经济优势和当前低煤价、高上网电价助长的投资冲动，促使煤电新增装机增长显著高于实际需求。
    “如此逆势上涨的趋势，直到2016年第一季度也没有得到遏制。数据显示：2016年第一季度我国新投入的火电装机量已经达到17.5GW，而这个数字已经超过了2010-2015年整个欧盟28国的新增燃煤发电装机量。”绿色和平气候与能源项目主任董连赛举例说， “也就意味着‘十三五’期间，除去2016年第一季度，留给煤电行业合理发展的空间仅仅只有16GW"。
    对此，报告建议：如果发电企业基于短期盈利能力做出产能扩张的决策，未来将会招致亏损和投资无法回收的长期风险。“十三五”期间，煤电发展的外部环境将发生巨变，煤电企业的经济性将会受到很大影响。
    全行业亏损或2017年提前到来
    据悉，报告通过采用平准发电成本模型和工程项目财务评价的方法，考察了在不同省份及不同情景下，行业内具有代表性的60 万千瓦新建纯凝煤电机组的经济性，从而试图解释以上令人费解的数据与现象冲突背后的微观经济原因。对此，还重点选取了山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东六个省份的煤电项目经济性较好的省份作为研究对象。
  
    “之所以选择这些省份，是因为它们都是煤电大省或者负荷中心省份，在建、新核准煤电项目规模高，且2015 年的火电利用小时数均接近甚至高于全国平均水平，代表了当前中国煤电项目经济性较好的省份。”袁家海解释说。
    然而，分析的结果并不乐观。在政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧的情况下，除河北、江苏外，其余典型省份的煤电项目均无法达到基准收益水平，无法在寿命期内收回投资。再考虑到机组利用率以及直购电价降幅两个敏感性因素的变化，所有典型省份的煤电项目都无法在寿命期收回投资，投资前景黯淡。
    记者注意到，该报告的情景分析表明，仅国家发展改革委于2015 年底发布新的电价调整方案一项就可让新疆煤电项目无法收回全投资；而考虑环境约束、碳成本内部化和电力市场化深化等条件后，山西的煤电项目预期内部收益率也将跌至行业基准值以下，但河北、江苏、内蒙、广东四省的盈利预期仍在行业基准收益率之上。
    此外，根据中电联的预测，2016 年全社会用电量预计同比增长1%-2%，而新增煤电装机至少在5000 万千瓦以上，加上可再生能源的市场挤压，煤电利用小时数将继续下跌300-400小时；若2017 年电力需求增速与新增煤电装机规模仍然脱节，机组利用率将进一步恶化。
     “因此，尽管本报告的情景展望分析中将时间节点选在2020 年，但如果电力需求增长持续不振（年增长2% 以内）、新投产机组规模持续高位（年新建煤电机组在5000 万千瓦左右），煤电全行业亏损很可能在2017 年提前到来。”袁家海说。“因此,化解煤电产能过剩，当务之急要把增量减下来或者冻结住。整个‘十三五’期间，全部的新建煤电项目核准都应冻结，且在未来电力市场化当中打破目前各自为政的格局，在资源不足地区通过强化跨省区的资源配置以满足电力需求。“
    五大质疑考验报告权威性
 逆势上涨的煤电投资缘何“高烧不退”？

图4 《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告结论
 
     “这个分析是基于当前上网电价固定不变的情况，如果未来随着电力市场的逐渐放开，所有的环节参与市场竞争，这一假设是否依然成立？”一位来自民生证券研究院的能源分析师向《能源》记者表示，“学术研究本身，都是在一定假设的情况上开展的，这或许是局限性所在。”
    与此同时，一位不愿署名的资深电力专家也针对报告提出了以下质疑：
    第一，针对报告数据周期性的选取问题。
    火电2015年度利润相对较高，然而在煤价800元时，也曾经面临全行业亏损的格局。当时全国所有火电为了承担社会责任，高价买煤也未停电，每度电都承担了巨额的亏损。因此关于经济周期问题，不论中国还是西方，历史上已多次出现。而其根源在于市场价格不能有效传导，与主观暴利意图无关。建议开展相关研究，如果可以采取更长周期的数据，将展现更多的有效信息。
    第二，报告提出到2020年合同电量达到80%的情况存在一定技术难度。
    电力，作为当前最重要的生产资料和生产力影响因素，对于我国经济的影响，已经近似于达到税收的水平。对其进行市场化改造带来的边际影响，也远远高于烟草、进口奢侈品，甚至油水气。如此重要的商品，在2020年合同电量达到80%的话，或许存在一定的技术难度，因为这需要更多的保障机制和经济活力基础。
    第三，报告有关行业基准收益率的指标过高。
    能源行业从来都是逆周期的投资，将在长达20-30年，甚至更久的时间段内发挥效益。即便不考虑汇率、物价等影响，由于煤电企业在建成之后，仅涉及煤炭采购及维持成本，其长期折旧，都是一笔可观的资产回报。但8%的基准收益率在当前已不能适用。由于现行中国无风险利率为2.5%左右，即便自有资金内部收益率真的达到6%，也远远高于国内当前发行的所有3A级债券，更远远高于年收益1%左右，每年上万亿美元资产规模的美元债。
    第四，应看到供需在市场层面存在周期性。
    伴随新经济的开展、清洁耗能需求，以及人们生活品质的提高，诉求将越来越多的体现在用电负荷上，而且这种负荷将呈现刚性。因此，10年前的过剩，5年后变为稀缺，今天也许是又一次的过剩。应看到：能源行业从来就是一个逆周期行业，不可能在需求出现紧张的时候再开始规划建设，而保持一定的发电量储备是各国的基本常识。
    第五，认可有序发展煤电的建议，但更应考虑国情及技术体系。
项目可以容错，但研究与规划，必须强调真实性与可行性。否则面临的，就是系统性的风险与损失。而相关工作，也越来越需要综合性的人才队伍以及专业的投资研究机构。 “以公正的立场来思考全局，以学术的视角来审视一切。我们期待一个百家争鸣的社会和能源环境。”
 
（来源：《能源》杂志  作者：余娜）