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2015年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3969小时,同比减少349小时。其中,水电设备平均利用小时为3621小时,同比减少48小时;火电设备平均利用小时为4329小时,同比减少410小时。“十二五”期间,我国发电设备利用小时呈持续下降态势,2015年创下1978年以来最低水平,而火电更是成为1969年以来最低(详见表5)。
表5 我国近年用电量及发电设备利用小时数
(数据来源:中电联统计数据。)
电力过剩风险已不再遮遮掩掩。去年底,全国火电装机9.9亿千瓦,如果按照利用小时5500小时计算,过剩装机约2.1亿千瓦,过剩程度超过20%。今年以来,电力装机依然高歌猛进,上半年新增发电装机5699万千瓦,其中水电437万千瓦、火电2711万千瓦。发电设备利用小时数进一步下探至1797小时。
根据规划,到2020年全国水电装机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,未来数年依然是快速增长态势。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%。这显然难以消化全部产能(存量+新增),电力过剩局面可能持续较长时间。
电力体制改革将动摇发电企业传统赢利基础
发电企业的赢利情况取决于电量和电价。按照传统模式,电量和电价均主要由行政计划确定,电厂建成即可顺理成章地获得口粮。但电力体制改革决定改变这一模式,并已开始采取实际行动。
去年开启新一轮电改的9号文,对原作为电改指南的5号文进行了深度扬弃,输配分开不再被当作金科玉律,“三放开、一独立、三强化”成为新思路,即有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本开放配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立,规范运行;进一步强化政府监管,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
显然,电量与电价均将大幅度放开,由行政计划回归市场竞争,还原电力商品属性,让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。当前,各项改革正在推进,输配电价改革基本全覆盖,电改综合试点纳入了15个省(区市),售电侧改革试点也达到了5个。有的地方甚至已开启了全电量竞争模式,尽管备受争议却也走得义无反顾。
当前,经济下行压力巨大,提振经济诉求强烈,降电价成为普遍青睐的有效手段。在电力体制改革过渡阶段,新的市场化运行机制未能很好建立,发电企业既要承受市场竞争压力,又需应对非市场因素的降电价要求,境况可想而知。即使有朝一日建立起市场化机制,在电力供大于求的情况下,可以想见其竞争也将是惨烈无比的。
能源转型阵痛严峻考验发电企业的生存智慧
经过两次能源转型之后,全球能源消费结构以油气为主,但中国却仍未摆脱以煤为主的能源消费结构。2015年世界能源消费总量约131.47亿吨油当量,其中石油消费43.31亿吨油当量、天然气消费31.35亿吨油当量,合计占比达到53%。中国能源消费总量为43亿吨标准煤(折合30.14亿吨油当量),其中煤炭消费27.43亿吨标准煤,占全国能源消费总量的64%,石油、天然气消费合计占比24%,非化石能源消费占比12%(详见图1、图2)。
图1 2015年全球能源消费结构
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