核心观点
- 煤电投资在需求疲软和机组利用小时数大幅走低的背景下逆势增长，主要原因是煤炭价格持续走低导致发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得超额利润。
- “十三五”期间，煤电发展的外部环境将发生巨变，包括标杆上网电价下调、全国碳市场、环保标准日益严格、电力市场化改革等，这些因素将极大影响煤电企业的经济性，导致煤电项目盈利能力下降，投资风险增加。
关键数据
- 2015年，全社会用电量增长仅0.5%，而新增煤电装机5200万千瓦，远超预测值，煤电投资逆势上涨态势严重。
- 2015年火电年利用小时数仅为4329小时，为1969年来的年度最低值。
- 典型省份如山西、内蒙、新疆、河北、江苏、广东的煤电项目，度电超额利润均在5-8分钱。
- 预计2020年全国平均煤电利用小时可能仅为3498小时，短期看2016年全国煤电利用小时数会跌破4000小时。
- 2015年11月，国家发改委发布新的电价调整方案，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱。
- 2017年将启动全国碳排放交易体系，碳价格刚性增加煤电成本。
- 2016年预计直购电占比将达到全社会用电量的10%。
研究结论
- 煤电项目盈利能力并非长期可持续，基于短期盈利能力做出产能扩张的决策，未来会招致亏损和投资无法回收的长期风险。
- “十三五”期间，除河北、江苏外，其余典型省份的煤电项目都无法达到基准收益水平，无法在寿命期内收回投资。
- 2017年煤电全行业亏损很可能提前到来。
政策建议
- 制订适应经济新常态的电力发展规划，从严规划煤电发展目标。
- 抑制煤电企业盲目投资、合理调控煤电产能规模，采取“取消一批、缓建一批、冻结核准”方式对煤电项目进行分类调控。
- 坚持市场化，有序放开上网侧和零售侧价格，让有效的价格信号在引导电源投资中发挥基础性作用。
- 通过建设全国碳市场、提高污染费（税）标准等措施逐步纠正燃煤发电负外部性，给可再生能源发展提供更加公平的市场环境。
