中国煤电行业的国内市场及海外市场分析

陈雯　胡际

[摘要]电力行业是国民经济重要的基础产业，从发电构成来看，燃煤发电一直是我国最重要的电力来源。文章从政策环境、供需形势和竞争结构三个角度对我国煤电行业的国内市场进行分析，并从市场分布、发展趋势、环保压力和主要风险四个角度对我国煤电行业的海外市场进行分析。

[关键词]煤电行业；国内市场；海外市场

[DOI]1013939/jcnkizgsc201801024

1引言

电力行业是国民经济重要的基础产业，从发电构成来看，燃煤发电一直是我国最重要的电力来源，2016年底，燃煤发电装机占全国发电装机总量的5727%，发电量占全国发电量的6521%。

自21世纪初开始，我国经济高速发展，电力发展随之腾飞，2016年的全社会用电量是2000年的44倍，但随着宏观经济增速放缓，电力行业发展也逐渐进入平稳期，2011年起全社会用电量陡降至55%，2015年增速仅05%，用电增速放缓趋势明显。装机容量的增长存在惯性，2016年全国装机容量增速82%，燃煤发电增速53%，尽管增速较前几年有所放缓，但仍然远超电力需求增速，煤电产能过剩问题凸显。近年，我国煤电行业的海外市场迅猛发展，据统计，截至2016年底，在“一带一路”沿线65个国家中，中国参与了其中25个国家的煤电项目，项目共240个，总装机量达25亿MW。

2国内市场分析

（1）政策环境。全球能源向清洁能源的发展方向是安全、清洁、高效，根据我国国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》（以下简称《能规》），政策导向包括：能源消费增速降低、能源强度降低、煤炭消费比重降低。

就《能规》目标来看，2020年我国能源消费增量约6亿吨标煤，若满足非化石能源消费比重要达到15%，天然气消费比重要达到10%，清洁能源消费增量占能源消费总增量70%的目标，煤炭消费增长上限仅1亿吨标煤，可增长空间非常小。国家发改委、国家能源局先后给煤电定义为“严重过剩”，煤电去产能布局基本完成，形成了以“取消一批、缓核一批、缓建一批”等控制增量政策为主，淘汰落后产能为辅的火电产能调控体系。火电污染物排放的环保要求越来越高，新一轮电改在发电、售电侧引入市场竞价机制，产业内优胜劣汰加速。

（2）供需形势。我国煤电行业供应宽松，消费放缓，行业产能严重过剩。“十二五”时期，全社会用电量年均增长57%，较“十一五”时期回落54个百分点，电力消费换档减速趋势明显。但是煤电投资存在惯性，火电装机容量自2010年以来的平均增幅达到71%，供大于求导致火电利用小时自2014年起持续下降，2016年火电设备利用小时持续降至4165小时，同比减少199小时，是1964年以来年度最低，产能过剩问题凸显。

参考近20年火电设备平均利用小时5075算，2016年火电产能过剩逾20%。

（3）竞争结构。煤电行业属于垄断竞争，以央企和地方国企为主，已经形成“五大发电集团+神华+其他企业”竞争结构，五大发电集团和神华的煤电装机占全国总装机约60%，预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持优势地位，行业规模排序不会发生显著变化，竞争格局将保持稳定。五大发电集团包括：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司。神华是指神华集团有限责任公司。

煤电行业竞争结构表现为行业集中度低，空间聚集度低，重组趋势明显。总体来看，火电企业空间分布分散，五大发电集团的发电机组基本分散在全国三十余个省市区，资源集中度不高，空间聚集度低。

3海外市场分析

（1）市场分布。我国煤电行业的海外市场以南亚和东南亚为中心，这两个区域的政治环境相对稳定，经济发展相对迅速，跟我国地缘临近，文化融合程度高。我国在南亚地区的煤电项目占海外煤电项目装机总量的5711%，其中，印度是中国在南亚地区的核心市场，占中国在南亚煤电装机总量的9035%，装机总量达到13亿MW。我国在东南亚地区的煤电项目占海外海外煤电项目装机总量的2275%，其中，在印度尼西亚的装机总量最高，达到3亿MW。

除南亚和东南亚之外，中国企业“走出去”步伐加快，范围不断扩大，南亚、东南亚等传统市场竞争愈加激烈，东亚、西亚北非、中东欧、中亚地区也逐渐成为中国煤电企业开展业务的重要目的地。

（2）发展趋势。2000年，我国提出了“走出去”战略，自此，煤电项目的海外市场进入了一个高速发展期，海外投资增加，煤电项目的开发和实施加速，项目参与方式多样化，我国煤电在东南亚、南亚地区逐步打开市场。

到2013年，我国又提出“一带一路”倡议，通过支持沿线国家的基础设施建设来推动经济共同发展，沿线国家开始积极向中国金融机构和承包商寻求对煤电项目的支持，进一步推动我国海外煤电项目的快速增长。

到2016年，受2015年《巴黎协定》的影响，沿线国家开始逐渐减少对煤电等高排放项目的支持，转而发展可再生能源，这种政策转向造成了海外市场增速放缓。

（3）环保压力。中国的海外煤电项目经常被批评增加目标国的污染排放，部分项目因为环保问题而无法落地。其主要原因是东道国对煤电的固有偏见，认为煤炭相关产业一定是高污染高排放。事实上，通过环保改造，中国燃煤机组已经达到超低排放，而中国火电效率接近全球最高水平，甚至超过许多发达国家。此外，煤电是否增加污染排放应当对比东道国的现状来看，由于电力利用效率较高，如果以电能取代其他终端能源消费能提高能源效率，则可以减少总的能源消费；其次，煤电效率是中小型锅炉等散烧煤的7～8倍，如果以煤电替代这些国家的其他低效率用煤，能够在整体上减少这些国家的污染排放。

（4）主要风险。

①东道国政策变动风险。煤电项目的运营周期在20～25年，漫长的项目周期内，东道国的政策方向有可能出现巨大变化，因此，评估东道国未来政策变化的可能性及其造成的影响非常重要。项目前期阶段的政策变化可能导致项目搁置，项目运营阶段的政策变化则可能导致项目效益无法实现。比较典型的就是电价风险和电力送出风险。

②东道国投资环境风险。煤电海外投资项目集中在亚非地区的发展中国家，东道国存在政局动荡、恐怖主义、地区主义、反华情绪等政治风险因素。第一，东道国民众在媒体的煽动下示威游行，反对中国投资或建设的项目，甚至出现民意绑架政府，影响项目实施的情况。事实上，引起矛盾的事件有很多是媒体无中生有或者夸大，有时则是受双边外交关系的影响。第二，腐败、贫困、失业、宗教冲突等可能影响东道国的安全形势和社会治安，抢砸和攻击中方人员的事件屡见不鲜，影响项目及人员的生命和财产安全。第三，煤电海外投资项目的东道国可能出现财政赤字严重，信贷成本高昂，国际收支不平衡，通胀严重的问题。

③征地拆迁风险。煤电海外投資项目的东道国通常是实行土地私有制的国家，土地所有权分散，还有土地制度混乱的情况出现。对煤电建设来说，土地权属问题将增加征地拆迁费用，征地效率低下则会给项目带来较大风险。

④环保排放指标超标风险。由于运营管理的人为因素，机组启停、调试过程及低负荷运行等不可控因素，可能造成项目出现排放指标超标的情况。

参考文献：

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[2]张锐中国煤电市场化的改革图景[J].改革与开放， 2013（5）：15-16.

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