2017-中国燃煤发电项目的经济性研究_58页-1mb

报告摘要

《中国燃煤发电项目的经济性研究》总结

核心内容

本报告由华北电力大学煤电经济性研究课题组完成，主要聚焦于中国燃煤发电项目的经济性分析，重点探讨煤电投资逆势增长的微观经济动因及“十三五”期间煤电盈利逆转的可能性。报告结合当前电力市场、环境约束、能源转型和政策调控等因素，对典型省份的煤电项目进行了全面的财务评估和情景分析。

主要观点

煤电投资逆势增长的原因：
- 煤炭价格持续走低，显著降低煤电企业的发电成本。
- 标杆上网电价调整幅度不到位，导致煤电企业获得超额利润。
- 地方政府在经济下行压力下过度依赖煤电投资，加剧了投资泡沫。
“十三五”期间煤电经济性面临挑战：
- 电力需求增长放缓，电力市场化改革推进，导致上网电价下调。
- 全国碳市场启动后，碳排放成本将显著增加。
- 环保标准提升，污染物治理成本上升。
- 煤电利用率持续下降，将导致盈利能力下降。
煤电项目经济性恶化趋势：
- 在考虑电价下调、碳成本和利用小时数下降等因素后，多数典型省份的煤电项目内部收益率和投资回收期均显著恶化。
- 新疆和广东的煤电项目在多种情景下已无法收回投资，而内蒙、江苏、河北等省份的收益率也大幅下降。

关键信息

典型省份：山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东。
研究方法：采用平准发电成本模型（LCOE）和工程项目财务评价方法。
财务指标：内部收益率（IRR）、投资回收期（静态和动态）。
情景设定：
- 情景S1：全国燃煤发电上网电价平均下调3分钱。
- 情景S2：考虑超低排放改造带来的成本增加和电价补贴。
- 情景S3：引入碳交易市场，碳价为30元/吨。
- 情景S4：电力市场化改革完成，80%电量通过直接交易，20%仍为计划电量。
经济性结果：
- 在情景S1中，新疆煤电项目全投资内部收益率跌至行业基准以下。
- 在情景S2中，环保成本增加导致煤电项目收益率下降。
- 在情景S3中，碳成本进一步压缩煤电利润。
- 在情景S4中，电力市场化推进后，多数省份煤电项目收益率低于基准。
敏感性分析：
- 利用小时数下降对煤电经济性影响显著。
- 每下降300小时，多数省份的煤电项目收益率下降。
- 下降500小时以上，部分省份煤电项目已无法收回投资。

政策建议

制定适应经济新常态的电力发展规划：
- 为低碳电力转型和非化石能源目标预留空间。
- 从严规划煤电发展目标，控制新增装机规模。
- 对电力冗余地区和污染重点区域不再安排新增煤电项目。
合理调控煤电产能规模：
- 采取“取消一批、缓建一批、冻结核准”方式分类调控。
- 建立动态煤电规划建设风险预警机制。
- 细化资源约束指标，充分考虑水资源压力和利用小时数下降的影响。
推进电力市场化改革：
- 按照“管住中间、放开两头”原则，逐步放开发用电计划和电价。
- 建设全国碳市场，提高污染费（税）标准，内部化煤电的负外部性。
- 为可再生能源发展提供更加公平的市场环境。

研究结论

当前煤电项目的盈利水平显著高于行业基准，主要得益于煤炭价格下降和电价调整不足。
“十三五”期间，煤电经济性将面临严峻挑战，多数省份的煤电项目将难以在寿命期内收回投资。
电力市场化和碳市场建设将对煤电投资形成更强的约束。
建议主管部门提前调控，避免煤电行业长期亏损，促进电力行业健康发展。

关键技术经济指标

内部收益率（IRR）：衡量项目的盈利能力。
投资回收期：衡量项目收回投资所需时间，分为静态和动态两种。
平准化发电成本（LCOE）：计算发电项目全生命周期内的平均成本，用于评估电价合理性。

总结

本报告系统分析了当前煤电项目的经济性，揭示了其盈利背后的主要因素，并对“十三五”期间的经济性变化进行了多情景预测。研究结果表明，煤电投资在当前低煤价和高电价的环境下虽有盈利，但未来随着电力需求增长放缓、市场化改革深化和碳市场启动，煤电的经济性将显著下降，多数省份的项目将面临亏损风险。因此，政策调控和市场机制的完善对于遏制煤电投资过热、实现电力行业可持续发展至关重要。

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