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一文读懂 | 发电行业深化供给侧改革的难点

北极星电力网新闻中心  来源:能源杂志  作者:陈宗法  2018/6/8 13:32:55  我要投稿  

北极星火力发电网讯:近年来,发电行业供给侧改革,在煤电矛盾再度爆发、新电改竞价交易机制倒逼的背景下,围绕煤电过剩产能这个主要矛盾,国家有关部门牵头、企业投资主体跟进,多措并举,取得了初步成效,如电源投资连年下降、装机结构与布局优化、“量价齐跌”局面有所好转、业绩下滑好于预期。但毕竟推进时间不长,还在路上,仍然存在一些困难与问题,需要进一步深化供给侧改革。

(来源:能源杂志 作者:陈宗法)

『 社会共识问题 』

目前,社会上对电力市场过剩的性质、程度以及未来走势,存在不同观点、不同预判;对煤电的市场定位、合理的利用小时,以及与新能源的关系有不同的争论;对如何通过行政或市场手段防范化解煤炭、煤电产能过剩风险,减少(及)对发电企业的影响与震荡有不同的议论;对如何深化供给侧改革、改善宏观调控协同机制、制定配套政策也有不同的意见、建议。特别对淘汰煤电落后产能、严控新增产能,以及如何实现煤电与清洁能源的协调运行,不同投资主体由于认识上的差异、自身利益的不同,采取的措施、力度也不同。这些问题由于没有完全达成共识,将会影响发电行业供给侧改革推进的力度与效果。

业内外对“十三五”全社会用电量增长的预测,就有三种判断:7.3%-8.4%的乐观派、3.6-4.8%的悲观派、6%左右的新生派。我个人认为,我国未来用电量的增长将明显好于以前的预期,超过6%的可能性较大,但要恢复到“十五”、“十一五”13%、11.1%的高增长,这种概率也不大。而且,西南、“三北”区域仍然存在弃水、弃风、弃光现象,全国电力产能普遍过剩,局部地区绝对过剩仍将维持较长时期,全行业系统性风险增加,应该是不争的事实。

近年来,一些社会资本、煤炭集团、地方能投公司、新兴市场主体不顾国家的风险预警以及电力行业的整体利益,仍在盲目扩张,占全国装机容量的比重从2010年51%上升到2017年59%。截止2016年底,全国燃煤自备电厂装机达1.15亿千瓦,年均增长15.7%,比统配煤机增速高10个百分点。特别在山东、新疆等一些地区,燃煤自备电厂发展失控,问题突出。时至今日,全国电力供需失衡的问题并没有根本解决。

『 电力供需平衡问题 』

衡量电力供需平衡的一个重要指标是发电平均利用小时。2008年,爆发国际金融危机,宏观经济急剧下滑,我国电力供需出现了总体平衡,发电平均利用小时“破五”,由2007年的5020小时降到2008年的4648小时。随着经济进入新常态,电力供需出现了严重的供大于求。

2015年发电平均利用小时“破四”,仅为3988小时,为1974年以来最低水平。火电设备平均利用率已从5年前的60%下降到45%左右,大量机组停备;西南、西北、东北区域还普遍存在弃水、弃风、弃光现象。四川、云南火电“离不开、活不了”,深陷生存危机。

2017年底,我国发电装机容量高达17.8亿千瓦,比2002年底净增14.3亿千瓦,年均增长11%,高过同期GDP、全社会用电量的增长,导致利用小时连续下降。继前些年出现一波风电“疯长”后,2017年再次掀起光伏发电抢装的“狂潮”,新增装机5338万千瓦,陡升68.3%。今年,国家突然颁布“531”新政——缩量、降价、减补,光伏行业被踩了“急刹车”,引起股市波动、社会热议、业内焦虑。

如果不控制装机的任性发展,电力供应总体富余仍将持续。即使全社会用电量出现较快增长,今后能否从根本上解决清洁能源“三弃”问题,煤电守住“4200”小时、恢复到“4800”小时的合理水平还有待进一步观察。

『 供给侧改革协调问题 』

近年来,我国推出的供给侧改革,涉及淘汰水泥、平板玻璃、钢铁、煤炭、煤电、农业等多个领域,尽管取得明显成效,提高了供给质量与效率,但由于缺乏统筹协调,综合考虑,再加简单运用行政手段,市场瞬息万变,也出现了始料不及的问题。如化解煤炭过剩产能就存在过犹不及、救起煤炭、伤及电力的问题。

五年来,共退出煤炭产能8亿吨,煤矿数量减少3800处。其中:2016年目标压减2.5亿吨,实际完成2.9亿吨;2017年压减目标1.5亿吨以上,到10月就超额完成。导致市场供不应求,煤价大幅度反弹,呈“厂”型走势。在贵州、东北等地煤炭供应“告急”,当地政府不得不限运出省。煤价的再度高企以及市场的紧平衡,对发电行业的直接影响是缺煤发电、燃料成本大增,导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。2017年,全国煤炭企业实现利润总额2959亿元,同比增长291%;火电企业电煤采购成本比上年增加超过2000亿元,亏损面高达60%。2018年煤炭继续去产能1.5亿吨左右,能否打破供求“紧平衡”、煤价有所回落,火电企业边际利润能否全面转正,很难确定。

因此,化解煤炭、煤电过剩产能,如何统筹规划、综合平衡,减少直接的行政干预,坚持用市场化法治化手段,实现煤、电产需对接,上下游协调发展,避免副作用,需要不断总结经验教训。

『 降低用能成本的策略问题 』

近年来,国家为振兴实体经济,应对国际竞争,高度重视清理规范涉企收费,降低企业融资、用能和物流成本。电力行业从国家增强实体企业竞争力大局和自身长远利益出发,通过折价让利,降低全国工商业电价超过2000亿元,促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。2017年,全国工业企业利润增长21%,全社会用电量也出现了6.6%的恢复性增长,今年1-4月更是高达9.3%的增长,一定程度上实现了“双赢”。

但是,降低电价,发电行业利润毕竟受到了直接的影响,再加煤价的冲击,2017年发电业绩再现困难时期的盈利格局,盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”,出现了火电亏损、负债率高企、现金流短缺、可持续发展难以为继的格局。2017年五大发电集团实现利润420亿元,比2016年636亿元下降34%,比2015年1098亿元狂降62%,与4.2万亿资产规模极不匹配,又进入一个经营困难时期。目前,发电行业上网电价政府、市场双管齐下,一降再降,几乎到了“降无可降”的起步,与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远,政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”,已严重危及发电企业的生存与保供。

因此,降低企业用能成本,我们有哪些方法、途径可供选择?如何建立合理的工商业电价形成机制?严重偏低的居民电价、农业电价是否永远保持不变?降低用能成本、振兴实体经济与电力企业的承受能力、用能保障如何综合平衡?电价涨落如何在发、输、配、售、用环节传导?可见,一方面要充分考虑工商企业用电成本的现状和主要诉求,另一方面更需要找准导致工商业电价高的原因对症下药,才能防止工商业电价阶段性降低后再反弹,并以此为契机进一步理顺电价形成机制,最终建立市场定价机制。

『 五大任务的难点问题 』

“三去一降一补”五大任务中,“去产能”是发电行业面临的主要矛盾,是推进供给侧改革的“牛鼻子”,应该成为业内外最为急迫的头等大事。但是,煤电“去产能”面临任务繁重、难度加大、主体差异等问题。

“十三五”初期,全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦,如任其发展,2020年煤机达到13亿千瓦,煤机利用小时会跌至3500小时。截止2017年底,全国煤电装机已达9.8亿千瓦。为实现电力“十三五”规划煤电“控制在11亿千瓦以内”的目标,全国必须停建、缓建煤电1.5亿千瓦,淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上,难度都不小。目前30万千瓦以下小火电机组约1.1亿千瓦,其中:7000万千瓦为热电联产机组,且普遍存在职工人数多、历史包袱重、地处边远区域、计提减值准备难等问题。此外,整肃规模超过1亿千瓦的燃煤自备电厂,由于涉及民营资本和既得利益,挑战巨大。目前,煤电企业普遍亏损的经营形势,更使煤电“去产能”困难加剧、矛盾交织,急需国家出台配套政策。

发电企业“去杠杆”、降负债,也难度极大。多年来,发电行业负债率一直处于高位运行,大量财务费用侵蚀着为数不多的利润,降低杠杆率尤为紧迫。如五大发电集团的资产负债率,2008年最高时达85%,2017年虽有下降,仍超过80%,而央企平均资产负债率为65%上下,国际电力集团基本都在70-75%。一个发电集团每年光财务费用就达200多亿元。在目前业绩下滑的形势下,要“降负债”绝非易事,必须要解放思想,创新思路,推出非常规的新举措。尤其要在压缩投资、盘活存量、上市融资、引入战投、企业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。

总之,面对目前复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面,新时代发电企业要想走出低谷、共奔小康,各方主体必须凝聚共识,坚持问题导向,趋利避害,多措并举,深化供给侧改革,谋求高质量发展。

作者为《能源》杂志特约研究员

(注:本文的详细版本请参见《能源》杂志7月刊)

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