2016年年初，国家发改委、能源局紧急下发文件，叫停燃煤火电建设，涉及装机超183GW；2017年8月，16部委发布文件，要求全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，涉及煤电项目94个。

有预测认为，如果按照2016年的煤电建设速度，到2020 年时，全国电力系统平均备用率将高达52%，煤电过剩规模可能达到2.4亿千瓦，过剩局面会进一步加剧。

一年已过，中国的煤电去产能走到了哪一步呢?离既定目标还有多远?

煤电过剩了多少产能?

在电力“十三五”规划中，国家将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内;全国水电装机3.8亿千瓦、风电装机2.5亿千瓦、太阳能发电1.5亿千瓦、核电装机5800万千瓦。依照此规划，电力总装机未来数年依然将保持快速增长态势。

电力需求方面，专家预计“十三五”期间用电量年均增速为3%～6%，因此，电力过剩的局面会继续存在。有专家甚至预估，到2020年，我国煤电将存在至少4亿千瓦的过剩产能，如果加上配套的电网建设，相当于2.8万亿元投资闲置，产能过剩问题的严重性可见一斑。

其实，早在电力“十三五”规划尚未制定的2016年初，国家能源局就预测，“十三五”期间电力需求约7万亿千瓦时，其中留给煤电的增长空间不会超过1.9亿千瓦。但在建与核准的装机容量是3亿千瓦，已远远超过用电需求空间。

而这一矛盾的真正出现要追溯到2014年，彼时，煤电项目审批权由中央政府向省级政府下放以来，煤电投资陷入狂热。火电审批权下放之前，从2014年1月到9月，国家发改委只核准了32个燃煤火电项目，35GW的装机容量；火电审批权下放后，从2014年10月到2015年12月，共有149个项目得到省级发改委的核准，15个月核准装机达151GW；2016年在国家能源局多次发文控制煤电建设速度的情况下，净增容量仍然高达4836万千瓦。

全球已投产燃煤发电装机排行榜2010—2015(兆瓦)

装机飞速增长的背后，是逐年下降的机组利用率。从2012年开始，受经济不景气影响，国内社会用电量增速开始放缓，这五年的社会用电量平均增速为4.46%，而同期全国电力总装机的增速为9.41%，电力产能过剩情况进一步加剧;从平均利用小时来看，2015年全国火电平均利用小时数仅4364小时，为1969年以来的年度最低值，2016年更是降至4165小时，如果按照正常运转下的5000小时计算，过剩装机约1.76亿千瓦，过剩程度超过16.7%。而据预测，2017年火电平均利用小时数将进一步下降至4000小时左右。

然而电力产能过剩影响的不仅仅是电力行业，煤炭也将受到波及。

随着2016年以来煤价的快速上涨以及国家下调燃煤发电上网电价，几大主要发电集团相继亏损，数据显示2017年一季度五大发电集团火电亏损加剧，利润同比下降119.7%。

华北电力大学教授袁家海表示，作为煤炭使用比例最大的下游行业，煤电产能过剩对上游煤炭行业健康发展将产生不利影响。前几年钢铁、水泥等高耗能行业的产能无序扩张，给上游煤炭行业造成了虚假的需求信号，直接助长了煤炭行业产能过剩。同样的道理，煤电产能的无序扩张，也会助长煤炭行业的产能过剩。

实际上，同时满足"十三五"电力需求和2020年非化石能源目标，"十三五"期间煤电发电量的增长空间仅为3000-5000亿千瓦时，而考虑发电效率提升后约为295克标煤/千瓦时，电煤消耗的增长空间则仅为5000-7000万吨标准煤，总发电煤耗估计在12.6-13.2亿吨标煤。但是由于煤电发电量增长空间有限，而装机规模增长过多，会进一步拉低2020年煤电发电利用小时数和负荷率，阻碍煤电运行效率的进一步提高，并进一步影响对煤炭的需求量。

注：

在中国，扣除已经被叫停的项目，目前仍处于可在建、核准和规划阶段的项目，如果全数投产，会导致2020年中国煤电装机规模接近1200吉瓦(GW)。此外，由于需求下降，煤电发电量增长自2013年以来停滞不前，只有把中国煤电装机规模控制在1100吉瓦(GW)以下，甚至更低，才能使煤电设备利用率恢复到合理的水平。

表中“预计2020年总运行产能”包括目前已运行产能和目前处于在建、核准、核准前准备阶段和宣布阶段的产能到2020年全数投产，但其中已扣除根据中国国家能源局2016年10月发布的《国家能源局关于进一步调控煤电规划建设的通知》和2017年1月下发至13个省《关于衔接“十三五”煤电投产规模的函》所涉及的暂缓核准和暂停建设项目。

已运行项目装机量基于“全球燃煤电厂追踪系统”数据库得到，与中国电力联合会2017年1月公布的2016年煤电装机量942590兆瓦(MW)略有差异。

国家政策试图让煤电“急刹车”

实际上，国家在认识到煤电装机已经过剩的同时，也采取了一些措施。从2016年3月份以来，国家多部委已经多次发文严控煤电产能扩张，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，取消、缓核、缓建一大批煤电项目。

◆2016年3月，国家发改委、国家能源局联合下发特急文件，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。

在13个省区暂缓核准、在15个省区暂缓开工建设燃煤发电项目，但民生热电以及位于贫困地区和革命老区的煤电项目不包括在内;采用“风险预警系统”，有26个省区被列入红色预警地区，不允许新建煤电项目，同时暂缓核准煤电项目。

◆2016年4月，国家能源局组织召开电视电话会，介绍了国家发改委、国家能源局下发的《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《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》三份文件。

◆2016年9月，国家能源局发布通知，取消吉林、山西、山东、陕西、四川、西、广东、广西、云南等省(自治区)15项、1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。

◆2016年10月，国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，规定风险预警为红色的省份，016年开工建设的项目，停止建设;2015年底以前开工建设的项目，也要适当调整建设工期，把握好投产节奏;对于违规的煤电项目，不予办理业务许可证，不得并网，要责令其停止建设，并予以处理。

◆2016年11月，发布中国电力发展“十三五”规划，“十三五”期间煤电装机总量不超过1100吉瓦(GW)，国家将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内

◆2017年1月，国家能源局电力司向13个省份发函，提出为实现到2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内的目标，85个规划和在建的项目被叫停，并缩减了特定煤电基地电力外送配套煤电项目的装机规模。

◆2017年4月，国家能源局制发《2020年煤电规划建设风险预警的通知》。这是能源局第二次发布煤电规划建设风险预警，有23个地区的煤电装机充裕度为红色预警;湖南、海南、江苏三省为绿色预警;河南、湖北、江西、安徽四个省份为橙色预警。

◆2017年8月，16部委发布《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，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。

以能源消耗大省山东为例，7月24日，山东发改委印发《山东省2017年煤炭消费减量替代工作行动方案》的通知，通知规定山东省2017年煤炭消费替代工作目标为2920万吨，其中煤电产能为520万吨、电解铝产能为1000万吨，矛头直指落后煤电项目与自建电厂。

魏桥集团自建电厂爆破现场

作为电解铝行业巨头，魏桥集团与信发集团此次于7月底前关停了相应规模煤电机组(不含已纳入2017年及以前年度淘汰关停机组)。其中，滨州市魏桥集团停运煤电机组570万千瓦左右;聊城市信发集团停运煤电机组100万千瓦左右。

雾霾大省——河北，也有着类似的煤电去产能任务，2017年初，河北省发改委制定了《河北省火电行业减煤专项实施方案》，规定“十三五”期间，河北省将通过大力实施淘汰落后产能、改造提升、置换替代、退城进郊等“四个一批”工程，淘汰落后火电机组400万千瓦以上。

今年以来，河北省关停火电机组任务已分两批计划下达。第一批于2月份下达，安排关停16台机组、17.4万千瓦;第二批于6月份下达，确保关停18台机组、51万千瓦，另外再力争关停5台机组、31.2万千瓦;第三批，将在今年10月底前关停火电机组34台、68.4万千瓦，并在11月底前完成省级核查验收。

煤电高补贴抢占市场蛋糕

产能过剩折磨着上下游行业的同时，煤电还享受着高额的补贴。

2004年，国家发改委价格司发布了《关于深化价格改革促进资源节约和环境保护的意见》，提出：“把环境治理成本和资源枯竭后的退出成本计入石油、天然气、水、电、煤炭和土地等产品的定价中。”并且针对燃煤发电企业陆续实施脱硫、脱销以及环保电价补贴政策。

在此后的一段时间里，脱硫电价、脱硝电价、除尘电价等一系列配套政策与补贴先后实施。2014年，为更好地促进燃煤发电企业加快环保设施建设，提高运行效率，减少二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘污染物排放，国家发改委和环保部联合印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，明确规定，燃煤发电机组必须按规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，其上网电量在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策。目前，脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱。

按照以上补贴额度，通过计算可以得出，改造机组度电补贴为2.7分钱，如果所有煤电机组都改造完毕，从2008年到2016年，国家共计为煤电补贴了9195.62亿元，平均每年的补贴都在1000亿元左右。

2015年底，环境保护部、国家发改委、能源局三部门联合发文《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，提出对达到超低排放水平的燃煤发电机组，要给予发电量奖励：对2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱;2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。通过计算我们可以得出，从2016年至今，国家共计为超低排放机组改造支付了大约93亿元的补贴。

累计可得，火电两项补贴的金额接近9300亿元。

同时期，风电、光伏等可再生能源的理论补贴金额为4184亿元，但实际上，只2016年的可再生能源的补贴缺口就达到了600亿元，而这一数据还是在可再生能源发展基金调整了四次之后的结果，可以说补贴缺口已经严重影响了可再生能源产业的发展。因此，在2017年7月1日，国家开始实行绿证制度，希望借此改善补贴缺口护逐年扩大的窘境，但实际效果却还有待观察。

不只是在补贴方面，不断扩大的煤电也严重挤压了风电、光伏等的发展空间。一位业内人士表示：“现在的火电厂还如此积极上项目，主要就是因为补贴太多。然后，就形成恶性竞争，在西部有些地方，风电和光伏被大面积的排挤，‘弃风’‘弃光’现象严重，造成巨大的浪费，有的甚至沦为投资陷阱。火电仗着传统的电网政策优势抢蛋糕，回过头还挖苦可再生能源是自己不争气，又贵质量又不好，别人电网不愿意要……完全无视在其他多个国家，没有给火电补贴的情况下，可再生能源的发电成本已经降得比最好的火电还低——这也还没算环境成本。”

煤电急刹车作用显现

数据显示，从2013年开始，煤电发电量在全球范围内出现下降，并且持续至今。现在，新增燃煤电力装机也开始大幅度缩减，一年缩减近50%，这说明，伴随着电力生产的下降，电力产能正进入调整期。

根据绿色和平2017年初发布的《繁荣与衰落2017——追踪全球燃煤发电厂》显示，2017年1月全球开发中的燃煤电厂装机量相比2016年1月出现了大幅度的下降。(表1)处于开工前期准备阶段的项目降低了48%，新开工项目降低了62%，在建续建项目降低了19%，已完工项目降低了29%。其中，在2016年，中国获准开工建设的燃煤电厂仅为22吉瓦，比2015年获准开工建设的142吉瓦下降了85%。

导致燃煤电厂规模萎缩的主要原因，是中国中央政府发布了史无前例、影响广泛的限制措施。超过300吉瓦(GW)处于不同开发阶段的项目受到政策直接限制或间接影响，其中包括55吉瓦(GW)已经开工建设的项目。

根据中电联的最新数据显示，2017年1-6月份，全国基建新增发电生产能力5056万千瓦，比上年同期少投产643万千瓦。其中火电1421万千瓦，比上年同期少投产1290万千瓦。

但即便如此，煤电去产能从长远看来，还需要加快市场化建设，建立市场化电源决策投资机制，但又不能简单的交给市场，试图靠竞争解决所有问题。袁家海认为，行政调控对于煤炭去产能至关重要。在市场有效竞争和长效监管机制完善之前，行政调控的底线不能放松。

附：2017年分省停建煤电项目汇总表

（以上图片来自：中国煤炭网）