电力行业产能建设已过度 2016年火电或面临严峻考验

北极星火力发电网讯:导读：作为落实“十三五”规划的第一个年头，2016年改革进程备受各界关注。目前我国燃煤发电行业在技术和运行经验上都已趋于成熟，节能减排取得一定成效。然而，整个行业的产能建设已过度，结合行业发展现状及相关政策分析，火电今年的路也许并不好走。

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结构调整 发展空间受限

《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》要求，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，天然气比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内。根据行业人士分析测算，截至2020年，留给火电机组容量的增长空间约为2亿千瓦。然而统计数据显示，目前我国在建、已核准、获路条火电机组合计将近4亿千瓦。显然，这些机组并不会全部落地，但已足够体现出电力行业投资热情高涨与投资空间受限的矛盾。

《计划》对电源结构提出了总要求，新一轮电改中的相关政策则体现出了对于各类电源发展的态度和原则。关于输配电价机制的相关要求，一方面提出要“还原电力商品属性”，另一方面，电网企业的盈利机制由“赚差价”变为“准许成本+合理收益”。盈利机制的变化，将对各类机组的利用情况造成显著影响。

“目前存在的‘弃风’‘弃光’等弃能源现象，对电网企业，有电网建设上的难题，也有经济性的考虑。”某电力行业人士表示，“因为电网企业过去是以赚取差价作为主要盈利手段，所以会更加倾向于接纳低价的火电、水电等。相比较之下，风电、光伏发电等价格更贵，对电网冲击更大。”

若输配电价改革落实到位，火电的低价格将不再成为一项很强的竞争力。有投资人士称，电网建设方面的相关投资或属于“准许成本”范畴，在国家的监管与指导下，电网建设步伐将加快，以增强其对风电、光伏发电及分布式发电等电源形式的接纳能力。

9号文配套文件中还曾提出，要优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，热电联产及燃气发电、水电、核电兼顾资源或调峰等需求安排发电，高效节能、超低排放煤电机组被放在最后。虽然有观点认为，这一顺序根据各地实际情况，具体实施时可能存在较大出入，但已经可以看出国家对于燃煤发电机组的定位愈发明确。

倒逼升级 加速落后淘汰

去年12月，国家环境保护部、国家发改委、国家能源局联合制定了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》。《方案》要求，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，且要求东部、中部地区分别提前至2017年、2018年前总体完成超低排放改造任务。

2014年出台的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》被视为燃煤发电对标燃气发电，实施“超低排放”的开始。从2014年开始不到两年的时间，“超低排放”由一个在学界和业界仍有争议的概念成为了“十三五”规划期间限时完成的政策，这与国家推进节能减排，实现煤炭清洁高效利用的强烈意愿是分不开的。

据不完全统计，截至2015年8月底，我国实现超低排放的煤电机组规模已超过5000万千瓦，截至2015年年末，大唐、浙能等超低排放机组规模均超过1000万千瓦，华能日照电厂、黄台电厂、上安电厂，国电投平顶山电厂等陆续实现全厂机组超低排放。五大发电集团均表示，将在2017年、2018年基本完成或全面完成规模以上机组的超低排放改造工作。

完成超低排放改造的清洁、高效、大容量的机组，本身竞争力强于普通机组，国家给予超低排放机组的0.5至1分的电价补贴与脱硫、除尘电价等相关补贴相结合，一定程度上可以抵消超低排放改造成本，增强竞争力。今年1月1日起开始下调燃煤发电上网电价，使得不具备改造条件的小火电机组面临更大生存压力，火电行业或加速对落后产能的淘汰。