《关于有序放开发用电计划的通知》解读：煤电计划电量逐年递减，行业“优胜劣汰”加速

共 7页，第 1页特别评论煤电计划电量逐年递减，行业“优胜劣汰”加速——《关于有序放开发用电计划的通知》解读评级业务部王闻达电话：010-88090273邮件：wangwenda@chinaratings.com.cn孟婧婧电话：010-88090245邮件：mengjingjing@chinaratings.com.cn魏媛媛电话：010-88090161邮件：weiyuanyuan@chinaratings.com.cn第期（总第期） 2017年 4月中债资信是国内首家以采用投资人付费营运模式为主的新型信用评级公司，以“依托市场、植根市场、服务市场”为经营理念，按照独立、客观、公正的原则为客户提供评级等信用信息综合服务。公司网站：www.chinaratings.com.cn 电 话：010-88090001地 址：北京市西城区金融大街 28号院盈泰中心 2号楼 6层 观点简述： 2017年4月10日，国家发改委网站发布由国家发改委、国家能源局印发的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行[2017]294号），该文件为2016年7月印发的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》（以下简称“征求意见稿”）的正式版本。 中债资信对《通知》解读如下： （1）《通知》进一步明确了既有煤电机组计划电量逐步减少的基调。保守估计，2017年全社会市场化交易电量将增幅超过35%，增长显著。市场化交易电量的进一步增加强化了市场调控的功能，有利于促进煤电行业进一步“优胜劣汰”。另一方面，《通知》首次提出设定煤电市场化交易电量上限，但最终利用小时数最高上限或高于大多数煤电企业当前利用小时数，设定限额对其影响有限。 （2）《通知》将9号文后新核准煤电机组全部上网电量纳入市场化交易，并规定了该部分电量的最高上限。上述内容承接了市场化改革和煤电“去产能”这一政策方向，对新增煤电项目打压力度较强，预计将有效抑制企业盲目新建产能的动力，新增煤电项目经营压力加大。 （3）《通知》强调优先发电权，加强了对可再生能源保障收购政策的落实，促进清洁能源消纳。此外，首次提出优先发电计划可以通过市场化方式形成价格，并通过允许优先发电计划指标有条件市场化转让稳定了清洁能源进入市场后的盈利能力。 （4）《通知》将煤电联动机制引入市场化交易价格后，将促进煤电可持续发展，但实际进展与效果有待进一步观察。此外，通过加快放开购电主体参与市场交易、建立购电主体退出高门槛等配套措施，售电侧改革将进一步推进。 共 7页，第 2页特别评论 共 7页，第 3页特别评论《关于有序放开用电计划的实施意见》作为《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）的六个核心配套文件之一，由国家发改委、国家能源局于2015年11月下发。放开发用电计划是实现电力市场交易的基本前提。 2017年4月10日，国家发改委网站发布由国家发改委、国家能源局印发的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行[2017]294号），该文件为2016年7月印发的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》（以下简称“征求意见稿”）的正式版本。文件对有序放开发用电计划工作有关事项作出了详细规定，电力体制改革进一步推进。 一、减少既有煤电计划电量：强化市场调控功能、促进行业进一步“优胜劣汰” 《通知》进一步明确了既有煤电机组计划电量逐步减少的基调。保守估计，2017年全社会市场化交易电量将增幅超过35%，增长显著。市场化交易电量的进一步增加强化了市场调控的功能，有利于促进煤电行业进一步“优胜劣汰”。另一方面，《通知》首次提出设定煤电市场化交易电量上限，但最终利用小时数最高上限或高于大多数煤电企业当前利用小时数，设定限额对其影响有限 1、进一步明确计划电量逐年减少  【文件内容】逐年减少既有燃煤发电企业计划电量：2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。 《电力发展“十三五”规划》中提到“2020年前逐步取消优先发电权以外的非调节性发电计划”，但并未对“十三五”期间各年计划电放开进程进行具体规划。《通知》为2017年计划电放开程度进行了量化，并给出了未来计划发电量比例逐年减小的整体方向。 2016年我国全社会用电量为5.92万亿千瓦时，燃煤发电量为3.91万亿千瓦时。以2016年中国包括直接交易在内的市场化交易电量约占全社会用电量的19%1测算，2016年我国市场化交易电量约1.12万亿千瓦时。考虑到2016年几乎全部市场化交易主体均为煤电企业，保守估计，2016年煤电计划发电量超过2.79万亿千瓦时。再扣除燃煤机组中约28%的热电联产机组优先发电2，保守估计，无优先发电保障的煤电计划发电量约2.00万亿千瓦时。按照《通知》80%的要求，2017年燃煤机组计划电量不超过1.60万亿千瓦时，即仅燃煤机组就将释放0.40万亿计划电量，放开比例超过35%，市场化交易电量较2016年将明显增加。 中债资信认为，在当前电力行业进一步宽松的环境下，大幅、逐年减少计划电量，将促使规模大、参数高、管理好、成本低的机组及发电企业更好地获取增量上网电量，拓展市场占有率；而规模小、参数落后、管理混乱、成本高企的机组及发电企业则会持续降低竞争力，落后机组逐步退出。尤其对于煤电企业而言，市场化交易电量的增加将持续减少其固有收入，强化市场调控功能，有利于促进煤电行业进一步“优胜劣汰”。 1 2017年1月19日上午国家发改委召开新闻发布会，国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强发表了上述观点。 2 根据煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年），到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重力争达到28%。为保守估计，此处以28%计算。 共 7页，第 4页特别评论2、首次提出设定煤电市场化交易电量上限  【文件内容】逐年减少既有燃煤发电企业计划电量：签订的发购电协议（合同）只要不超过当地省城年度燃煤机组发电小时数最高上限，由电网企业保障执行。各地年度燃煤机组发电利用小时数的最高上限，综合考虑可再生能源消纳、电网安全、公平竞争和行业健康发展等情况统筹测算，由调度机构商省级政府相关部门确定，并报国家发展改革委和国家能源局备案。  【征求意见稿内容】煤电机组保障执行的发电小时基准数最高不超过5,000小时，但自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高。 相比征求意见稿，《通知》充分考虑了我国不同省份火电区域环境的巨大差异和当前火电利用小时数的现状：以2016年为例，全国平均火电利用小时数4,165小时，最高的山东省5,187小时，刚刚超过5,000小时，而最低的云南省仅1,922小时。显然，制定“各省年度燃煤机组发电小时数最高上限”较5,000小时的统一指标更具指导意义，同时有利于促进区域均衡发展。 虽然为促进行业“优胜劣汰”，应鼓励增加市场化交易电量，但作为传统能源，为符合生态环境治理需求及我国调整能源结构的目标，《通知》对既有煤电机组市场化交易电量做了上限设定。 需要关注的是，虽然各省年度燃煤机组发电小时数最高上限由调度机构与省级政府相关部门确定，煤电在我国当前绝大多数省份具有重要地位，而地区发电量一定程度上影响着区域经济，政府部门存在主观上调高最高上限的动机。此外，征求意见稿的“5,000小时”也对各省确定利用小时数上限具有一定指导作用。综合考虑，各省最终确定的利用小时数最高上限或高于大多数煤电企业当前利用小时数，设定限额对其影响有限。 二、9号文后新核准机组一律纳入市场化交易：抑制盲目新建产能，新增煤电项目经营压力加大 《通知》将9号文后新核准煤电机组全部上网电量纳入市场化交易，并规定了该部分电量的最高上限。上述内容承接了市场化改革和煤电“去产能”这一政策方向，对新增煤电项目打压力度较强，预计将有效抑制企业盲目新建产能的动力，新增煤电项目经营压力加大。  【文件内容】新核准发电机组积极参与市场交易：9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。  【征求意见稿内容】对2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。 相比之下，《通知》对新增煤电机组进行了更严格的限制：首先，限制时间由“2017年3月15日后”提前到了“9号文颁布（2015年3月15日）后”，涉及的煤电项目大幅增加，也限制了产能无序扩张。其次，新核准煤电机组上网电量全部纳入市场化交易，还对其全部上网电量进行了限制，虽然如上一节所述，该利用小时最高上限的设定存在一定主观性，或高于大多数既有煤电当前利用小时数，但考虑到新增煤电项目无计划电量部分。该要求实际上设定了新增煤电机组的上网电量上限，即煤电项目预期效益上限。最后，限制机组由“新投产”改为“新核准”，打压了未批先建的煤电项目。 共 7页，第 5页特别评论 在前期煤价持续低位运行和核准权下放的驱动下，2015年以来煤电装机大幅投产，加之经济增速下滑情况下需求增长有限，导致煤电行业产能过剩。2016年以来，国家发改委、国家能源局下发多个文件限制煤电产能过剩问题，包括设立取消、缓核、缓建煤电项目名录、设立淘汰落后产能目标等3。《通知》承接了市场化改革和煤电“去产能”这一政策方向，对新增煤电项目打压力度较强，预计将有效抑制企业盲目新建产能的动力，新增煤电项目经营压力增大。 三、优先发电计划市场化方式定价：助力消纳清洁能源与完善电力交易机制 《通知》强调优先发电权，加强了对可再生能源保障收购政策的落实，促进清洁能源消纳。此外，首次提出优先发电计划可以通过市场化方式形成价格，并通过允许优先发电计划指标有条件市场化转让稳定了清洁能源进入市场后的盈利能力  【文件内容】认真制定优先发电计划：省（区、市）内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时以内的电量，水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量，热电联产机组供热期以热定电的发电量，以及调峰调频电量。优先发电计划可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格。落实可再生能源保障性收购政策确实存在困难的地区，研究制定合理的解决措施，确保可再生能源发电保障小时数逐年增加，直至达到国家制定的保障性收购年利用小时数标准。跨省跨区送受电的优先发电计划在受电地区优先消纳。  【文件内容】允许优先发电计划指标有条件市场化转让：属于市场化方式形成价格的优先发电计划，如不能实现签约，指标可市场化转让给其他优先发电机组。优先发电计划指标市场化转让可在本地进行，也可以跨省跨区开展。如指标无法转让，则由电网企业参考本地区同类型机组平均购电价格购买，产生的结算盈余计入本地输配电价平衡账户。 对于清洁能源消纳与保障问题，在部分地区出现严重的“弃水、弃风、弃光”问题的大环境下，《通知》首先强调优先发电权，加强对可再生能源保障收购政策的落实；此外通过控制煤电上网电量，为清洁能源电量上网留出了空间，利用其边际成本低的优势，促进新能源的消纳。 值得关注的是，《通知》在强调可再生能源保障收购政策的同时，提出了“优先发电计划可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格”的建设性意见。进一步地，为鼓励优先发电计划通过市场化方式形成价格，《通知》提出若是属于市场化方式形成价格，又可以通过优先发电计划指标市场化转让给其他优先发电机组”的意见。这既避免了该部分发电计划由于可再生能源的不稳定性、我国能源资源分布不均衡及电力系统各主体不同利益诉求4而最终依然由火电机组进行发电，又使清洁能源可以通过发电权交易获取一定收入，增强其盈利能力，这一定程度上弥补了因市场化定价而导致的上网电价下滑，从而