煤電失掉了狂妄自大的資本，也沒有妄自菲薄的理由。未來煤電產業發展的一些基本判斷，需要得到充分認識、客觀評判、科學利用，而不能庸人自擾、喪失自信、自亂方寸、自失陣地。

我國煤電產業發展趨勢初判

近年來，新能源狂飆突進，風頭蓋過煤電不知幾多。以至在很多人眼里，似乎新能源成了一柱擎天的主流，而煤電則成了即將退出歷史舞臺的末流。不單社會大眾有此感覺，甚至業內也不乏支持者。難道，我國煤電真的已經日薄西山、成為明日黃花了嗎?

國家發展改革委副主任、國家能源局局長努爾•白克力近日發表署名文章指出，要堅持從煤炭資源豐富的國情出發不動搖。煤炭在較長時期內作為我國主體能源的地位不會發生變化，要加快轉變煤炭利用方式，持續提高電煤占比，適度發展煤化工，切實做好煤炭清潔利用這篇大文章。

不難判斷，我國煤電的重要席位較長時期內不會被取代。但同時，煤電未來不復當年也將是不爭的事實。煤電失掉了狂妄自大的資本，也沒有妄自菲薄的理由。未來煤電產業發展的一些基本判斷，需要得到充分認識、客觀評判、科學利用，而不能庸人自擾、喪失自信、自亂方寸、自失陣地。

煤電主力電源地位穩固

歷史上，煤電的主力電源位置毋庸質疑。雖然近年來占比有所下降，但火電仍是我國絕對的主力電源。據中電聯統計快報，截至2016年底，全國煤電裝機容量9.43億千瓦，占全部發電裝機的57%，占火電裝機九成。全年煤電發電量約3.9萬億千瓦時，占全部發電量的65.2%，加上其他火電則占比約72%。

現有煤電中，絕大多數都是新世紀以來興建電廠。2016年底，全國火電裝機10.54億千瓦，這一數據在2000年底時只有2.37億千瓦、2006年底時為4.81億千瓦?？紤]“十一五”“十二五”關停小火電1億千瓦以上，相當于近九成火電都是新世紀以來所興建，運行年限少于十年的火電占比超六成。按照火電通常設計壽命，現有電廠正呈現勃勃生機，多數將持續運行到2030年以后。

按照規劃，煤電的主力電源位置也未根本動搖。到2020年，煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內，占比降至約55%。由于設備利用小時差異，煤電發電量的占比優于裝機占比。到2030年，能源消費總量控制在60億噸標準煤以內，其中煤炭依然是絕對主力。

即使到2050年，煤電仍舊將占重要一席。目前，中國工程院、中國石油經濟技術研究院等多家機構均預測我國2050年能源消費總量在50億～55億噸標準煤的區間內，煤炭占比三分之一上下。同時，我國致力于提高煤炭消費中的電煤占比，規劃2020年提高到55%(早前目標設定為60%)以上。假如2050年煤炭消費18億噸標準煤、電煤占比提升至當前歐美發達國家水平，則屆時電煤消費約15億噸，與當前相比甚至還有所增加。

煤電增速呈現放緩趨勢

我國煤電擴張速度曾創下了全球紀錄。雖然2016年開始采取強有力的剎車措施，新投產煤電裝機較2015年減少了1600萬千瓦，但實際投產量依然高達4300萬千瓦，與往常一樣在所有電源種類中首屈一指。全國火電(主要是煤電)裝機從2006年4.81億千瓦擴張至2016年10.54億千瓦，年凈增超5700萬千瓦，剔除關停小火電機組影響，實際年均新投產近7000萬千瓦，超過澳大利亞全國發電裝機總量。

“十三五”期間預計增速有所放緩，但仍處于高增長通道。目前設定的煤電裝機11億千瓦是2020年的控制目標，官方表示如不加控制則可能達到12.5億千瓦以上。按控制目標，則今后四年煤電凈增長空間約1.6億千瓦，年增約4000萬千瓦，考慮關停2000萬千瓦空間，則年增空間高限4500萬千瓦。這一增速相比前十年有所放緩，但大體相當于南非全國發電裝機，擴張速度依然不可等閑視之。

對于更長遠的預測，業內有不同聲音。中國能源研究會認為，2020年后我國用電需求進一步回落，火電裝機尤其是煤電裝機規模趨于縮減，2030年火電裝機約為10.2億千瓦，占比42.1%。中電聯專職副理事長王志軒早前則預測煤電將持續增長，到2050年達到17億千瓦，占比34.7%。

綜合認為，煤電增速放緩應是大勢，但放緩程度需要看用電需求。當前，火電設備利用小時不足，到2020年很可能不足4000小時。在過剩風險清晰的情況下，各大企業的投資積極性想必不會無動于衷。“十三五”期間的緩建項目(包括部分停建項目)，在“十四五”期間及以后，“繼續推進”或會成為第一選擇，但大干快上局面不太可能重現了，因為用電需求大擴張局面也一去不復返了。

煤電市場化將逐步深化

新一輪電力體制改革啟動以來，市場化交易電量占比迅速擴大。2016年，全國市場化交易電量超過1萬億千瓦時，約占全社會用電量19%，其中大用戶直購電量占七成。煤電作為最大的存量，且常規火電未獲得一類優先發電權，實際上扮演了市場化交易的絕對主角。

根據國家發展改革委、國家能源局今年3月印發的《關于有序放開發用電計劃的通知》，今后將逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量。2017年，煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%。2018年以后計劃發電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。

相比現有電廠尚有部分計劃口糧，新入場的煤電機組市場化程度更高。核心配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》明確，“新核準的發電機組原則上參與電力市場交易”。意思很明確，新核準的煤電項目如無特殊理由，只能在市場上拼殺了。

年初，業內普遍預計今年市場化電量占比將達到30%以上。《關于有序放開發用電計劃的通知》發布后，有分析人士將這一比例預計為35%～40%。大略看，市場交易電量再翻一番，達到2萬億千瓦時左右，煤電市場化交易電量比重很可能高于40%。往后隨著計劃電量的減少，煤電市場化程度將逐年提高。

煤電運營狀況不容樂觀

直觀地看，煤電企業的運營狀況，主要取決于電量、電價、煤價等三個因素。目前分析，三大主要因素均不利好，煤電企業的運營狀況可謂堪憂。

電量由設備利用小時數決定。近年來，火電設備利用小時持續下降，2016年降至4165小時，為1964年以來年度最低，上年則為1969年以來最低。據中電聯預計，今年火電設備利用小時數降至4000小時左右。按照《電力發展“十三五”規劃》預計的用電總量、發電結構，預計2020年火電利用小時數在4000小時左右徘徊。

電價分情況取決于市場競爭或政府定價。未來數年，電力供大于求成為常態，基本面不支持市場競爭中漲價，何況雙軌制也不會成全漲價。政府對煤電定價機制目前主要依賴“煤電聯動”，2004年以來十余年的實踐已讓其“功效”廣為人知。年初的調價窗口因“未達標”而未聯動，結果致使五大集團煤電板塊今年一季度虧損加劇。直到6月份，才明確用取消工業企業結構調整專項資金、降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準騰出的空間，變相調整煤電上網電價。

電煤價格去年下半年開始猛漲，每噸提高了200多元。今年以來雖有波動，但持續保持高位運行。從供需基本面看，去年煤炭去產能2.9億噸，今年再去產能1.5億噸，“十三五”期間累計去產能8億噸，煤價走高的支持力度顯然更大。當然，國家有關部門也會干預供需，比如釋放先進產能，但不可能過度干預以使煤價持續走低，別忘了煤炭去產能主要目標之一是助煤炭行業脫困。

煤電改造多重任務并進

煤電調峰改造正如火如荼開展。去年6月，國家能源局印發《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》，確定16個火電項目進行靈活性改造，拉開了我國火電靈活性改造的大幕。新能源發電規模的高速擴張，其不穩定性給系統運行帶來不確定性，使得對火電調峰的需求日益擴大。按照規劃，“十三五”期間，“三北”地區熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦;其他地區純凝機組改造約450萬千瓦。

煤電節能減排升級改造已行至半程。2014年9月，國家發展改革委、環保部、國家能源局印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014～2020年)》，提出全國新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克/千瓦時;到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時。東部地區新建煤電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。到2015年12月《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》出爐，再次對行動計劃進行“提速擴圍”。

據今年全國兩會期間官方透露的信息，自行動計劃啟動以來，我國已累計完成了超低排放改造4.5億千瓦、節能改造4.6億千瓦。按照規劃，“十三五”期間，全國將實施煤電超低排放改造約4.2億千瓦，實施節能改造約3.4億千瓦。這一改造進度，遠超最初設計。

煤電去產能任重而道遠

分析認為，我國煤電去產能包括三方面內容：一是淘汰落后產能，二是抑制新增產能，三是提高煤電利用率。其中，第三項往往容易被忽視。

淘汰落后產能已經持續多年，“十一五”期間關停小火電7683萬千瓦，“十二五”期間關停量超過2800萬千瓦，“十三五”期間計劃關停2000萬千瓦。經過“十三五”關停小火電之后，2000年前投運的火電裝機容量僅剩1億千瓦左右。

抑制新增產能方面，國家能源局2016年取消了15項、1240萬千瓦不具備核準建設條件的煤電項目。今年擬停建違規項目3800萬千瓦、緩建700萬千瓦以上。整個“十三五”期間，全國范圍內需要取消、緩建1.5億千瓦。

煤電項目審批權2014年下放后，地方的投資沖動加上當時電煤價格疲軟，造就了煤電項目的核準、開建高峰。電力供應過剩風險下采取剎車措施成為不二之選，但效果如何還有待深入觀察。雖然整體過剩已經顯露，但煤電分布并不均衡，加上煤電審批者又不必承擔過剩風險，煤電建設的熱情在部分地區依然高漲。抑制新增煤電產能非易事。

前兩項去產能內容主要針對煤電本身，較為單一、純粹，而提高煤電利用率則堪稱系統性工程，不僅與煤電相關，還牽涉各類電源的統籌協調。煤電雖然已經踩下急剎車，但新能源發電似乎還在按加速鍵。2020年前，預計煤電利用小時數提升無望，在4000小時左右徘徊。此后情況，除了用電需求影響外，主要看電力政策安排。

煤電企業重組浮出水面

央企重組是盤大棋。2015年8月，中共中央、國務院《關于深化國有企業改革的指導意見》提出了“清理退出一批、重組整合一批、創新發展一批國有企業”的思路。2016年7月，國辦《關于推動中央企業結構調整與重組的指導意見》則具化為“鞏固加強一批、創新發展一批、重組整合一批、清理退出一批”，提出“穩妥推進裝備制造、建筑工程、電力、鋼鐵、有色金屬、航運、建材、旅游和航空服務等領域企業重組”“鼓勵煤炭、電力、冶金等產業鏈上下游中央企業進行重組，打造全產業鏈競爭優勢”。

當前，國電、神華重組整合的消息可信度越來越高了。一方為中央五大發電集團之一，一方為中國煤炭領域龍頭企業，雙方的重組整合既有煤炭產業的整合優化，也有電力產業的整合優化。截至2016年底，國電裝機總量1.43億千瓦(其中可再生能源發電占比30.3%)、神華裝機總量約8300萬千瓦(其中可再生能源發電近800萬千瓦)，合計在全國電力裝機中占比約13.7%，其中火電裝機容量在全國占比達到15%以上。

近期，關于五大發電集團整合重組的小道消息不斷，版本也多次翻新。除五大發電之外，還涉及神華、中核、中廣核等企業。有的雖成過眼云煙，但其實也并非完全是空穴來風，毫無根據。

誠然，國電、神華合并一事尚存不確定性，但無論如何，能源大企業的重組已經浮出水面。這不，國家電投正與華能就重組事宜展開接觸的消息又撲而來。作為當家電力品種，煤電產業重組自然成為題中之義。但到底產生何等影響，關鍵在于重組后企業的戰略選擇。

煤電輸送格局或將生變

煤電輸送格局是一項復雜的系統性問題，不僅僅是經濟性問題，還可能是政治性問題。對此，很難三言兩語進行全面判斷，況且業內對電力潮流的判斷也不盡一致。在此僅基于具體情況，提出煤電輸送格局變化的可能性。

其一，《電力發展“十三五”規劃》提出，減小受端省份接受外來電力的壓力。當然，其主要針對“合理控制煤電基地建設”，要求配合遠距離輸電通道規劃建設，根據受端供需狀況合理安排煤電基地開發規模和建設時序。事實上，在地方政府主導的電力體制改革中，地區壁壘的強化傾向已開始影響省間電力流向。

其二，新能源尤其是風電東移南下。按照“十三五”規劃，將調整風電消納困難的“三北”地區開發節奏，加大消納能力較強或負荷中心區風電開發力度，力爭中東部及南方區域風電占全國新增規模的一半。其實，覆巢之下無完卵，負荷中心的市場空間也未必樂觀，新能源的壯大必然影響煤電輸入空間。反倒目前用電基數較低的中西部地區，未來增長空間更應被看好。

其三，輸煤通道的建設也會帶來一定影響。比如蒙華鐵路，建成后將是我國規模最大的煤運專線，全長1800多公里，規劃年運輸能力2億噸以上。6月21日，蒙華鐵路特長隧道——連云山隧道正式貫通，全線計劃2020年建成通車。輸煤輸電向來存在爭議，但蒙華鐵路將在一定程度上影響煤電輸送格局應不難理解。