发电企业“寒冬”将至 面临新一轮洗牌

火电负荷率大幅下降，水电、风电、核电、光伏等新能源疯狂上马，发电利用小时数急剧下滑。发电企业正在面临新一轮的“寒冬”洗牌。

甘肃省酒泉市瓜州县，即将开工建设4台百万千瓦火电机组的常乐火电厂正在进行最后的准备。如无意外，该项目将于8月正式开工。瓜州县县委书记宋诚表示，这个由甘肃省电力投资集团公司主导、总投资134亿元的项目，对瓜州经济社会发展具有里程碑的意义。

然而，有专家分析指出，这是当地政府和企业为了GDP，进行的电力投资！

当前，甘肃电力装机已严重过剩，总装机容量约5000万千瓦，新能源装机超过2000万千瓦，市场消纳（含跨省外送）却不足3000万千瓦。火电机组均面临轮停状态，弃风弃光现象严重。此外，已实施的大用户直供电，电价一度压到了0.15元/千瓦时，突破了火电厂的边际成本。

这仅仅是当前全国发电端的一个缩影。

今年以来，经济下行、市场疲软、产能过剩、政策调整等各种不利因素交织叠加。发电企业盲目投资的冲动依然不小，利润结构过度依赖煤电，地方保护问题依旧突出。加之新一轮电力体制改革全面铺开，改革的压力也快速集中在了发电企业身上。

“发电行业正面临着一个历史性的拐点，”中国国电集团公司党组书记、董事长乔保平呼吁。

　　「 “年中考”玄机 」

相继发布的各大电力公司半年报及年中工作会在整个7月轮番上演。

在这一轮“年中考”里，国电投是唯一实现利润正增长的企业，半年盈利73.65亿元，同比增长8.69%。而其他四家发电企业平均上网结算价均有不同程度的下降，发电量、售电量等较去年同期也普遍下降，降幅最大的则超过8%。

五大发电集团今年下半年的共同目标均是“降本保增长”。在他们看来，下半年电力市场仍将在降电价、降利用小时、低电量增长率、低负荷率的“双降双低”通道中徘徊。

6月29日至30日，国电集团公司在京召开2016年年中工作会议，率先拉开上半年的业绩大幕。据乔保平透露，截至5月底，国电电源装机已达到1.38亿千瓦，其中，60万千瓦及以上火电机组比重为49.9%，同比增加1.4个百分点；清洁可再生能源装机比重达到29.8%，同比增加2.6个百分点。全面落实节能环保和超低排放改造任务，脱硫、脱硝装机占比均达到100%，实现超低排放机组共54台2326万千瓦。

他同时指出，当前形势更加复杂严峻，正处于增长速度换挡期、结构调整攻坚期和经营发展转折期的“三期叠加”特殊历史阶段。经济下行压力依然很大，产能过剩问题日益凸显，产业政策发生重大变化，国资国企和电力市场改革加快推进，发电行业已面临一个历史性拐点。

面对业绩下行趋势，大唐集团公司总经理王野平表示：“今年以来，面对电力消费增速持续放缓，火电价格大幅下调，电煤价格低位波动，电力体制改革加快推进等复杂局面，当前公司经营业绩保持了较好的水平，但外部经营环境依然复杂，面临的困难和挑战依然严峻。”

“可以看到，发电企业单纯依靠扩张、增量的道路未来走不通了，必须要重新考虑企业自身的发展方式。如十三五时期的电力系统，将发生重大变化，多元互补、分布式、智能电网、微电网等新元素对于公共电网中的发电企业而言就是新的考验。企业再也不能拿传统的思维方式来迎接我们的十三五。”中电联发展规划部副主任、电力经济专家薛静向《能源》记者分析。

此外，从各家半年报也不难发现，电力行业投资过度的财务负担也已成为多数发电企业的主要成本构成。许多电力企业资产负债率高达80%以上，投资效益明显下降。固定资产虽然不断上升，但是资产的收益率却很低。煤炭价格过去两年内下降了一半，发电成本应该大幅度下降，但这个效益基本被投资的财务负担和发电设备达不到设计利用小时所吞噬。

“如果没有煤炭价格的腰斩下降，我国的发电行业可能早就全面亏损、大面积破产了。电网企业的投资也是输变电成本的主要构成，包括许多利用率很低的大项目投资成本。从发电和输变电企业的资金利润率看，我国电价已没有下降空间。”中国能源研究会副理事长、原国家发展改革委能源研究所所长周大地分析。

在他看来，电力行业盲目投资问题太过突出，已经成为造成我国能源成本高居不下的一个重要原因。

“随着发电小时数的持续下降，电力行业产能的相对过剩，在市场放开、供需矛盾突出的情况下，发电企业的压力是很大的。但是确确实实对于发电企业而言，接下来，他们将要面临的不是一般的困难，而是前所未有的困难。”华北电力大学教授、能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对《能源》记者表示。

「 大限前的疯狂 」

虽然2015年煤价下降，煤电企业效益还算不错，但燃煤电价2016年下调3分钱，加之火电机组利用小时数下降，电力企业已然面临新一轮经营的“冬天”。

根据绿色和平组织7月13日公布的一份煤电报告称，由于产能过剩，中国政府正在努力放缓新燃煤电厂的审批。但已经批准的项目加上政策中的漏洞意味着中国在2020年到来前仍在以平均每周增加一个的速度建设新的燃煤电厂。

报告同时指出，我国北部和西北省份以及那些被指定为新“煤炭基地”的地区正在试图尽快地批准或建设煤电项目。其中包括山西省、陕西省，以及内蒙古的一部分，都是拥有巨大煤炭储量、经济依赖煤炭的地方。

与此同时，水电、风电等行业的代表也已经在抱怨燃煤电厂产能过剩的问题，燃煤电厂的大量增长将让致力于非化石燃料的公司更难盈利，因为它们更容易从国有的电网公司获得入网合同。

在我国东北、西北地区，云南、贵州等省份，这一现象愈发普遍。

“电力方面，黑龙江每年富余两百多万千瓦，山东每年缺口三百多万千瓦。扎鲁特到青州直流特高压刚刚开启，俄罗斯叶尔科夫齐-霸州、宝清-唐山特高压等好尚无定论，规划缺失，博弈严重，令人着急。”来自东北地区的一位电力从业者反馈。

另一位从业者的反馈也发人深思：“在东北，社会用电量勉强持平，而发电侧狼多肉少，基数电量连年跳水。然而，在新电改中，发电企业持续单边让利，最低交易电价仅为现行标杆电价64%，对缓解冬季调峰困难而推行的深度调峰对肩负保民生的重任的热电联产企业伤害巨大，再加上核电风电优先消纳的劣势，造成该区电厂只能举步维艰，惨淡经营。”

而在我国边疆的另一端，限电现象亦是非常严重，装机容量远远超过当地消纳能力，部分企业相继陷入亏损。

新疆一位年底前将有新机组投产的发电企业负责人透漏，今年新疆地区投产与在建的火电装机共达3380万千瓦（包括自备电厂和公用电厂），鉴于西电东输的很多地区如山东、河南、安徽等省并不缺电的情况，企业前景不容乐观。他还直言，发电机如印钞机的年代已经过去。

而在前不久发布的《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告(2016)》中也指出，我国发电装机容量已连续3年大幅增长，发电设备平均利用小时数逐年下降，电力投资过热导致的电力过剩局面正在进一步凸显。

7月，发改委和国家能源局再次联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。作为新一轮电改文件六个配套文件之一的发用电计划政策有望进一步细化。

这一缩减煤电机组发电计划指标《征求意见稿》提出：对于2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。

“这就意味着明年3月15日之后，新建煤电机组将无法获得发电计划指标，即无法获得政府保底性的上网标杆电价。所以导致现在全国各地区电企都加班加点，赶工期，想要这一政策实施前分到最后的红利。”中国能源研究会理事、电力专家陈宗法对《能源》记者分析，“政策的意图本身是遏制，是好的，但被企业钻了空子。这也是为什么这两年火电项目大干快上的一个重要原因。”

「 非理性扩张 」

我国能源经历了高速增长阶段，2002年到2012年能源消费平均年增8%，主要依靠煤炭大幅增加。石油消费已超5.5亿吨，增量主要靠进口，进口依存度达到62%以上。“十二五”后期能源消费增速迅速下降，2014年能源消费增速下降到2.2%。2015年进一步降到0.9%。

尤为引人瞩目的是，电力增速下降也明显超过预期，2015年电力消费量仅增0.5%，作为长期推动电力快速增长的二产用电出现负增长(- 1.4%)，其中占电力消费总量近60%的重工业用电负增长更为明显。今年一季度电力消费只增长3.2%，有分析认为，刨除闰月和冬春低温影响，可比增加约1.4%。4月份增速已经再次放缓。

“预计‘十三五’时期能源消费增长将继续保持低速，而且增速下降的幅度有可能超过以往的预期，年增速在1%～2%，甚至更低也很有可能。”周大地预测。

近年来，我国电力设备利用率持续下降，发电设备年利用小时数已经明显偏低。但电力装机扩张不但没有得到调整，反而进一步加快。“火电的扩张已经到了令人难以理解的非理性状态，而且这种供需完全脱节的趋势还在加剧。”周大地说。

在全国电力消费增速大幅度下降，火电发电量整体下降的同时，发电装机却迎来了新的“跃进”高潮。根据中电联7月29日发布的最新统计数据显示，上半年新增发电装机5699万千瓦。其中，火电新增装机2711万千瓦，规模创”十二五“以来同期新高。6月底全国6000千瓦以以上火电装机容量10.2亿千瓦（其中煤电9.2亿，同比增长7.9%）。

电力产能过剩，不但大幅度挤压了火电的资本收益，也对我国新能源的发展造成了巨大的负面挤压。弃风弃水弃光数量不断上升，在许多地方已经形成对可再生能源以及核电发展的制约。由于上网时间不能得到保证，新能源的投资收益难以实现，极大地影响了新能源发展的投资积极性，也难以进一步降低新能源发电上网电价。

能源行业整体面临去“三去一降一补”问题，但是传统的扩张和投资惯性，以及对市场供需形势的认识和预期误差，使能源界在承认自己出现全面的产能过剩方面反应甚慢。

“推动供给侧结构性改革是党中央、国务院综合研判世界经济发展趋势和我国经济发展新常态作出的重大决策，要通过化解煤炭、煤电已存在的过剩产能，解决清洁能源领域的弃水、弃风、弃光等三弃问题。”中国国际经济交流中心景春梅研究员向《能源》记者分析。

在曾鸣看来，产能过剩并非一朝一夕之事，“国有企业还是很冲动的想要做大，因此在生产容量上，投资上都是尽可能往大的方向去发展。由于都是国有企业，彼此之间都怕别人做大了，自己赶不上，尤其是自从十几年前厂网分开之后，发电企业更是在做大这方面进行竞争，以至于一发不可收拾”。

「 “寒冬”将至？ 」

电力产能过剩是电力行业多年发展积累的结果，由多种因素共同形成，既有历史因素，又有宏观因素，也有体制机制方面的因素。

从宏观来讲，中国经济的增长速度由过去的高速增长转为中低速增长，由原来的10%的高速降低到十三五的预计6.5%左右，加上高耗能产业不景气，产业结构也在转型升级，过去主要是以工业为主的用电大户需求逐渐阶梯式下滑，这客观上也导致了我们电力需求的严重下滑，从8%下降到3%甚至更低。

我国曾长期缺电，导致保障供给往往被放在了第一位，以至于后来一些企业的规模扩张，保障供给也成了很长一段时期时代的主旋律。

“电力市场到目前为止来讲，还从来没有经历过电力市场残酷竞争的洗礼，从来没有过电力过剩，以至于我们对电力过剩这种残酷的认识也是不足的。”陈宗法说，“从2008年到2011年，电力市场经历了燃料市场的洗礼，却也没弄清楚电力消费的顶在哪儿，也根本不会考虑发展之后会带来的问题，所以这么多年我们的电力发展的的确确形成了一些惯性。”

当前，从体制机制上来讲，我们是多种经济成分并存的社会主义国家，特别是对能源和电力领域，国有企业很容易出现“投资的饥渴症”。例如像国有资产的一些管理部门，自身提出了企业要“做大做强”的口号，设置了诸如“进不了前三就会容易被兼并重组”这样的规定，而这种政策和考核导却反而在客观上间接刺激企业向做大做强的目标前进。

以某些政府部门来讲，不仅缺乏电力行业的统一规划，更缺乏强有力的监管，与之相比，他们更热衷于具体电力项目的审批。

“当前火电已经核准加在建的项目共2亿千瓦，也就是说即便是十三五时期不再上马新的火电项目，也不会造成电力短缺。”景春梅坦言，“然而最近两三年，由于经济不景气，以考核GDP为主的政绩观依然在某些地区盛行。电力虽然过剩，但是地方仍会考虑去上马一些项目”。

此外，由于近期煤炭价格下降的幅度较大，对于发电企业而言，经济效益和盈利水平尚存一定盈利空间。

对此，薛静分析：“今年的煤电效益同比下降幅度较大，但仍有一些盈利的空间，虽然在去年的幅度上已经大大打了折扣，基本上是100%的下降幅度，到2016年年底前也一定是这样一个结果。到明年的话，可能这个幅度就彻底没了，这点利润也会没了，因为明年的电力市场空间会更小。”

随着新一轮电力体制改革全面铺开，改革的主要压力也主要集中在了发电企业身上，尤其是直供电比例放开过快，有的地区接近一半，甚至开始推行全电量竞价，以至于造成企业恶意压价，煤电最大降幅达到了一毛九。由于自2013年以来已经连续4此下调煤电机组上网电价，新能源电价下调趋势也愈发明显，企业盈利空间也受到了进一步压缩。

“从市场角度来说，电改不是将电价全部摊到发电企业身上，而是转移到了竞价过程当中。但发电企业确实在为我们的产业发展做出了一些牺牲，但只能这么办，因为相比煤炭、钢铁等其他行业，电力的日子还是相对好过一些。”薛静说，“供需关系发生变化，我们必须做主动适应。这是可以调节的，就是补短板，但这过去确实没做过。”

依然产能过剩的“十三五时期”，企业面临人员转型，市场转型，技术转型，利用方式转型，社会转型等多重转型压力。这是发电企业最复杂的时期，企业应主动适应市场新环境，积极探索新思路，积极投入到新的产业发展模式中，而不是抱着旧有的观念继续固步自封，那样只能被市场所淘汰。上述专家建议。

“毫无疑问，发电企业已经到了新一轮过冬的时刻，必须要练好内功。而这次过冬与上一轮2009~2011年的过冬还不一样，上一次是因为当时煤炭价格过高，是被动的政策性亏损，发电企业难以承受，只能硬顶、硬挺。然而，这一次，我们则需要主动适应经济转型过渡期的冬天，然后，迎接下一个春天。”薛静说。