补贴渐减，煤电行业行路难

今年4月10日由国家发改委、国家能源局印发的《关于有序放开发用电计划工作的通知》正式下发，明确了发用电计划放开的推进路线图。近日，发改委、工信部等16部门联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出化解煤电产能过剩、支持煤电整合等政策。

政策的出台对煤电将会产生哪些影响？日前华北电力大学、中国电力圆桌项目举办了“煤电去产能政策落地座谈会”，华北电力大学教授袁家海在会上做了《发电计划放开、煤电去补贴与搁浅资产处置》报告，探讨和分析了发电计划放开对煤电去补贴的影响，同时就加快煤电去产能提出了建议。

煤电补贴逐渐减少

我国现行的发电计划政策和与之相配套的标杆上网电价政策以及“三公”调度政策，给燃煤发电企业提供了有保障的回报预期，同时也提供了一系列“事实”上的显性或隐性补贴。

“我们根据近两年来各地的直购电竞争所带来的电价降低空间，近似推算出计划保护给燃煤发电企业的补贴强度，推算出电力市场环境下发电计划放开所降低的补贴额度有多少。”袁家海说。

袁家海介绍，发电计划保护给煤电企业带来的显性或隐性补贴包括三部分：基于计划上网电量发放的脱硫、脱硝、除尘电价补贴；发电计划保护下，煤电对可再生能源的“挤压收益”；与发电计划相配套的标杆上网电价政策，给煤电企业额外的“价格保护”。

“经核算，2016年，燃煤发电因发电计划及其配套制度而享受的补贴合计为3057亿元，其中环保电价补贴1194亿元，对可再生能源的“挤压补贴”171亿元，“价格保护”补贴1692亿元。”袁家海介绍，虽然这些数据只是估算，但数量级是没问题的。随着发电计划放开，煤电的补贴总额将不断减少，到2020年为264亿元至302亿元。

煤电行业面临巨大挑战

有序放开发用电计划对煤电企业效益产生一定影响：燃煤发电企业不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限，从利用小时数上面限制了煤电的发电量；逐年减少既有燃煤发电企业计划电量，2017年煤电机组计划发电小时数不高于上年火电计划小时数的80%，2018年之后计划电量逐年减少；新核准机组不再安排发电计划，不再执行政府定价，引导投资者作出合理决策，通过市场手段抑制煤电的投资热情；放开跨省跨区受送电计划，这将更加有利于清洁能源的跨省跨区消纳，解决长期困扰清洁电力的弃电问题。

“随着发电计划的放开，失去了计划保护的煤电在市场环境下竞争力下降。”袁家海说。

根据wind数据库近4年对30家火电行业A股上市公司的数据分析，2013年至2015年火电经营效益呈上升趋势，年度分红金额分别达到215亿元、252亿元和291亿元。2016年受多方因素影响，经济效益明显下滑，净利率较2015年下降近4个百分点，政府环保补贴不断加码下煤电企业仍出现普遍亏损。

“在电力体制改革不断深化的背景下，煤电补贴逐步减少，过剩的市场环境下煤电企业的经济效益将会逐步下滑。经营困难必然会成为煤电企业亟待解决的问题。”袁家海说。

煤电资产搁浅逐步凸显

在煤电补贴金额可观、电煤价格探底、上网电价维持高位等因素作用下，2015年煤电投资效益骤增，30个省（自治区、直辖市）中有28个的煤电投资效益超过8%，煤电装机超出需求增长。而随着发用电计划放开，补贴逐渐取消，煤电资产搁浅逐步凸显。

“根据设定的‘十三五’期间电力需求增速区间，2020年煤电装机合理规模应该是8.6亿千瓦至9.8亿千瓦。根据‘十三五’规划提出的2020年不超过11亿千瓦煤电装机的目标来估算，将会产生1.2亿千瓦至2.4亿千瓦装机的搁浅资产。”袁家海介绍，2020年搁浅1.2亿千瓦装机的资产价值达到约1万亿元。

在这么高的搁浅资产风险下如何处置煤电资产，袁家海提出四点建议：

一是科学把握发电计划放开下的煤电去补贴节奏。针对发电计划的电量和价格补贴，建议政府把握发电计划放开的进度，既要关注发电计划放开所释放的改革红利，也要关注煤电企业的承受能力，在二者之间适当平衡。

二是加快电力市场建设，促进燃煤机组定位由电量型机组向电力型机组转变。妥善处理好改造煤电机组、提升灵活性服务与保障可再生能源消纳的关系。用市场机制补偿辅助服务，促进煤电机组定位调整，并部分解决煤电转型过程中的效益下滑和搁浅资产回收问题。

三是通过严控新增产能、最严格的环保标准淘汰落后产能，最大化降低煤电行业调整的冲击，缩短阵痛期。

四是通过科学的监管和补偿政策加速煤电行业去产能。