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火电过剩:高收益引投资潮 设备利用率降到十年最低

2016-5-8 14:53| 发布者: 财经资讯| 查看: 311| 评论: 0

摘要: 中国火电装机过剩从预期已经变成了现实。   4月27日,中国电力联合会发布《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》,指出一季度全国全社会用电量同比增长3.2%,用电形势有所好转。   但在供应侧,一季度基 ...
中国火电装机过剩从预期已经变成了现实。

  4月27日,中国电力联合会发布《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》,指出一季度全国全社会用电量同比增长3.2%,用电形势有所好转。

  但在供应侧,一季度基建新增发电装机2815万千瓦,其中煤电1363万千瓦,是历年同期新增装机最多的一年。

  火电装机规模迅速增加的同时,火电的发电量和设备利用小时继续降低。其中,设备利用小时已连续20个月同比降低,为近十年来的同期最低水平。

  煤电过剩趋势已引发监管部门关注。

  近期,国家发改委、国家能源局发布连续发布三份关于控制煤电建设的通知文件,提出建立煤电项目风险预警机制,严控煤电新增规模,力图放缓煤电项目的建设速度。

  “煤电项目的审批由中央下放至地方以及当前煤电的显著经济效益,是促使煤电装机高于实际需求的主要原因。”华北电力大学经济与管理学院副教授袁家海认为,“十三五”期间,煤电发展的外部环境发生的变化,将使煤电企业的经济性受到影响,建议有关部尽早研究相关电力发展规划,为煤电投资的逆势增长勒紧缰绳。

  火电投资增消费减

  相对于2015年用电形势的低迷,今年一季度,用电形势出现了一些积极变化。

  今年一季度全国全社会用电量1.35万亿千瓦时,同比增长3.2%。中电联认为,经济运行总体平稳,特别是3月份月用电量增长5.6%,对一季度用电增长的贡献达到60%,构成电力消费增速回升的主要原因。

  从产业结构上看,3月第二产业用电量增长4.3%,带动一季度用电量有负转正,扭转了2015年以来季度增速持续负增长的态势。但四大高耗能行业用电量继续下降,这也表明当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。

  电力需求侧出现回暖迹象,但是电力供应侧的数据却不容乐观。

  数据显示,新增装机1746万千瓦,其中煤电1363万千瓦,创近些年同期新高,局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机14.9亿千瓦,其中的电装机容量占到10.1亿千瓦,其中煤电8.4亿千瓦,比上年3月底增长9.3%。

  在这份报告中,中电联预计2016年全年新增装机超过1亿千瓦。

  火电装机容量增速远超同期的电力消费增速。在火电不断“加码”投资的同时,一季度火电发电量继续负增长,同比下降2.2%;设备利用1006小时(其中煤电1054小时),同比降低108小时,已连续20个月同比降低,为近十年来的同期最低水平。

  “我们厂子现在的大功率发电机组有一半处于停机状态。”广东一家火力发电企业人士告诉记者,由于下游需求低迷,公司在去年就停了一半大功率机组,而且今年来南方多雨,火电要为水电“让路”,也一直没有进行卡机。

  中电联预计,后三季度新增发电装机仍保持较大规模,全国电力供应整体宽松,预计东北和西北区域电力供应能力过剩较多。按照全社会用电量增速1%~2%的中值测算,预计全年发电设备利用小时3700小时左右,其中火电设备利用小时将降至4000小时左右。

  根据中电联此前发布的数据2014年全国火电设备平均利用小时为4706小时,已经是1978年以来的最低水平。2015年这一数值为3969小时。

  安迅思煤炭行业分析师邓舜表示,发电设备利用小时反映了电厂设备的利用程度和水平,利用小时的高低直接影响了企业资产投资的回收快慢。一般情况下,5500小时是火电厂平均利用小时的正常水平,在过去电力紧张时曾达到6000小时的高位。由于电力是即发即用,难以实现大规模储存,企业加码投资火电造成的产能过剩以及资源浪费问题值得关注。

  过剩背后:收益高

  2015年8月,本报在《火电投资逆势加码 “新产能”恐过剩2亿千瓦》中报道了火电企业追求的投资增长需警惕由此带来的过剩风险。但现实中,火电企业的投资热情仍有增无减,一季度火电新增装机仍然创出新高。

  在2016年4月21日国家能源局召开的煤电发展会议上,能源局局长努尔·白克力表示,如果按这样的发展态势,未来几年,我国煤电行业将会变成现在的钢铁和煤炭行业。

  2015年,煤炭价格比2011年高点位价格下降了60%。在此背景下,华北电力大学经济与管理学院副教授袁家海和环保组织绿色和平共同进行了一项专项研究,选取了山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东6个典型电力省份的 60 万千瓦燃煤机分析后发现,各省上网电价都高于企业的发电成本,煤电项目均有超额利润。

  数据显示,河北、江苏、广东的火电全投资内部收益率达15%以上,自有资金内部收益率均接近或者超过30%,一些项目投产后不到3年就收回自有资金。高收益和如此短的投资回收期,揭示了在需求不振、低碳转型的环境下煤电投资仍然居高不下的经济动因。

  不同于此前几年电厂“哭穷”,2012年以来火电企业开始整体过上好日子。但这样的好光景又能持续多长时间?

  袁家海认为,“十三五”期间电力企业的外部约束条件或将发生一系列重大变化,比如超低排放的电价补贴政策变动,企业污染治理成为强制义务;2017年碳交易市场启动,二氧化碳排放成本将成为电厂成本的重要部分;随着电力改革深入,电力的商品属性得到还原,电力价格将竞争。这些因素都将影响火电厂的经济效益,能否收回预期投资将是火电需要直面的问题。

  值得关注的是,近期国家发改委和能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》三份文件。

  主要方案包括研究建立基于煤电建设经济性、当地煤电装机充裕度和资源约束情况的煤电规划建设风险预警机制;取消2012年及以前纳入规划的未核准煤电项目,待2018年后再安排;黑龙江等13个省在2017年底前暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目;暂缓15个省尚未开工建设的自用煤项目。

  努尔·白克力提出,各地政府和发电企业要加强组织领导,安排部署和落实,确保促进煤电有序发展取得实效。

  监管层出手干预,能否为火热的火电投资紧急“刹车”?效果仍有待观察。


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