4月25日發布的《中國燃煤發電項目的經濟性研究》指出，“十三五”期間，煤電發展的外部環境將發生巨變，煤電企業的經濟性將會受到很大影響。

這份報告由華北電力大學煤電經濟性研究課題組編寫，袁家海教授主筆，評審專家包括國家電網能源研究院副院長胡兆光、中電聯規劃處副處長張衛東。

在25日舉行的新聞發布會上，袁家海表示，“煤電行業目前畸高的盈利空間是其不顧外界環境變化一味上馬煤電的主要驅動因素，而結合我國現有政策及未來外界環境分析可得，煤電經濟性優勢將在‘十三五’期間喪失，甚至有可能在2017年提前到來”。

袁家海介紹說，報告采用平準發電成本模型和工程項目財務評價方法，考察在不同省份及不同情景下行業內具有代表性的60萬千瓦新建純凝煤電機組的經濟性，以解釋令人費解的數據與現象沖突背后的微觀經濟原因，并對煤電項目的經濟效益給出預測。

同時，報告針對煤電發展外部環境的預期變化采取遞進累加的方式進行了情景設定，按照各個情景實現的可能性大小和時間先后設定順序，首先考慮已經落地的全國燃煤發電上網電價調整方案和燃煤電廠超低排放改造要求，其次是2017年即將啟動的碳交易市場，最后是電力市場化改革的深入和煤價反彈的可能性。

報告重點評價了山西、內蒙古、新疆、河北、江蘇、廣東這六個省份的煤電項目經濟性，之所以選擇這六個省份，是因為它們代表了中國煤電項目經濟性較好的省份。換言之，如果情景分析指出，這六個省份的煤電經濟性存在虧損的可能，那么其他省份的煤電項目更有可能在“十三五”期間虧損。

基于上述方法，報告重點分析在“十三五”電力市場競爭和機組利用率持續惡化等外部發展環境的可預期變化下，煤電企業的經濟效益前景如何。

首先，2015年中國電力行業與火（煤）電有關的數據之間的沖突性達到了前所未有的程度。對此，報告作者指出，煤炭價格的持續走低使各省煤電企業發電成本降低，而標桿上網電價調整幅度不到位使得煤電企業獲得了空前的超額利潤。

分析表明，各典型省份煤電項目的收益率均遠遠高于電力行業的基準水平，其中河北、江蘇、廣東尤為突出，全投資內部收益率達到15%以上，自有資金內部收益率均超過30%，煤電企業甚至在項目投產后不到三年就收回自有資金。如此高的內部收益率和如此短的投資回收期充分解釋了在需求不振、低碳轉型的環境下，煤電投資仍然趨之若鶩、居高不下的經濟動因。

其次，報告作者根據前述情景分析指出，上述盈利能力并非是長期可持續的，而且很有可能“曇花一現”。“十三五”期間，煤電發展的外部環境將發生巨變，煤電企業的經濟性將會受到很大影響。

在政策和環境約束愈加嚴格、碳排放壓力加大、電力市場化下價格競爭加劇的情況下，除河北和江蘇兩省外，其余典型省份的煤電項目都無法達到基準收益水平，無法在壽命期內收回投資。再考慮到機組利用率以及煤炭價格兩個敏感性因素的變化，所有典型省份的煤電項目都無法在壽命期收回投資，投資前景黯淡。

在本報告的情景分析中，僅國家發展改革委于2015年底發布新的電價調整方案一項就讓新疆省煤電項目無法收回全投資；而考慮環境約束、碳成本內部化和電力市場化深化等條件后，山西的煤電項目預期內部收益率也跌至行業基準值以下，但河北、江蘇、內蒙、廣東盈利預期仍在行業基準收益率之上。

如果年利用小時數比2015年降低100小時或直購電價降低1分錢，廣東的煤電項目即不能收回投資；如果年利用小時數降低500小時或直購電價降低2分錢，內蒙的煤電項目亦不能收回投資。二者綜合作用下，經濟性最好的用電大省江蘇、河北的煤電項目經濟性也嚴重惡化，自有資金內部收益率甚至低于銀行長期貸款利率（6%），投資前景亦黯淡。

根據中電聯的預測，2016年全社會用電量預計同比增長1%-2%，而新增煤電裝機至少在5000萬千瓦以上，加上可再生能源的市場擠壓，煤電利用小時數將繼續下跌300-400小時；若2017年電力需求增速與新增煤電裝機規模仍然脫節，機組利用率將進一步惡化。

盡管本報告的情景展望分析中將時間節點選在2020年，但如果電力需求增長持續不振（年增長2%以內）、新投產機組規模持續高位（年新建煤電機組在5000萬千瓦左右），煤電全行業虧損很可能在2017年提前到來。

報告作者建議，國家相關主管部門應制訂適應經濟新常態的電力發展規劃，抑制煤電企業盲目投資、合理調控煤電產能規模是當務之急。最后，堅持市場化是根本之策，按照“管住中間、放開兩頭”的原則穩步推進電力市場化，在輸配電價改革到位的基礎上，有序放開上網側和零售側價格，讓有效的價格信號在引導電源投資中發揮基礎性作用。