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可见,国家有关部门通过“有形之手”对煤电发展举起“砍刀”,发文之密,力度之大,史上罕见。这些宏观调控措施,从长远看,有利于缓解电力产能过剩,实现电力市场的再平衡,促进电力行业的可持续发展,但要全面见效仍需时日。每一个省份、每一个发电企业,都要做好贯彻落实。当然,中央政府部门要注意宏观政策的连贯、频度、力度,避免给发电企业、社会投资由于项目突然叫停引起的系列损失(如违约索赔、利息损失、造价升高等),地方政府部门要减少对项目开工的行政干预,也要防止发电企业由于政策严控产生“最后反弹”。特别值得一提的是,政府部门出台规划、监管举措要与新电改趋向、电力市场做好对接,要更多地注意发挥市场对投资引导、资源配置的作用。
「 新电改下“无形之手”初显威力」
去年,我国推出了新电改——电力市场化改革,通过“管住中间、放开两头”,让电力行业从半封闭走向更开放,从集中单一走向分散多元,让社会资本、电力消费者拥有参与权、选择权。同时,新电改将突破计划电量、政府定价的传统模式,直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加。按照进度,2016年直接交易电量占工业用电量30%,2018年占100%;2020年商业用电量全部放开。
如前所述,由于电力产能过剩严重,随着新电改的试点推进,电力市场竞争变得直接、激烈,电价信号变得敏感,电力需求侧响应变得积极,影响发电企业盈亏的因素复杂多变。目前,发电企业“打折让利”已成常态,“降价潮”席卷全国。在一些“先行先试”省区和西南、西北、东北等电力严重过剩区域表现得更加明显,已开始体会到来自电力市场竞争的压力和经营业绩的快速下滑。据统计,2015年某全国性发电集团公司市场电量超过600亿千瓦时,占销售电量的13.4%,平均电价每千瓦时0.303元,比批复电价平均降低9.3分,一年减收56亿元。2016年上半年市场交易电量439.67亿千瓦时,占销售电量的21%,平均电价每千瓦时降低6.4分,减收28.14亿元。预计全年市场交易电量将超过1200亿千瓦时,占全年电量的25%。再如水电大省云南,计划2016年市场电量500亿千瓦时。上半年,全省实际达331亿千瓦时,占全网统调电量的39.6%,火电平均降价0.15元/每千瓦时,火电出现了全区域亏损的局面。从长远看,随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐,电力市场化竞争将进一步加剧,发电行业未来将出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组,寻求“后电改时代再平衡”。
2002年上一轮电改以来,我国发电企业尽管经历了电力投资、煤炭市场的残酷洗礼,但并未真正经历电力市场的竞争。近两年新电改试点区域的电力市场建设才刚刚开始。 “十三五”,新建机组直接参与市场交易,风光电等新能源进入市场大势所趋,电源项目招投标、用电大户择优选择发电企业或售电公司将会涌现,全面竞价时代即将到来,发电企业最大挑战将会来自电力市场。面对量价齐跌、激烈竞争的电力市场,一些发电企业不得不调整发展战略,以市场为导向,以用户为中心,努力建设一流的综合能源服务供应商。可以预见,通过推进新电改,电力市场这只“无形之手”的威力将逐步放大,倒逼市场主体“去产能”。
「 社会投资主体亟需自我约束」
2015年,受审批权下放、效益不错的影响,火电企业投资冲动强烈,装机大幅度逆势增长。火电基建投资完成1396亿元,增长22.0%;净增火电装机6400万千瓦,为2010年以来年度投产最多的一年。截至2015年底,火电装机累计达到9.90亿千瓦,增长7.8%,远大于电力需求的增长。火电利用小时大幅下降至4329小时,创1969年以来的最低值。
近年来,究竟是什么投资主体在推波助澜呢?2015年,五大发电集团新增装机4860万千瓦,占全国新增装机比重37.46%,同比增长4.46%。整个“十二五”期间,五大发电集团装机从2010年的47346万千瓦增长到2015年的66496万千瓦,五年增长40.45%,低于全国整体水平16个百分点,导致五大发电集团装机容量占全国比重连续5年下降,从2010年49.21%下降到2015年44.13%,降低了5个百分点。可见,五大发电集团已关注到了电力过剩的危机,调低了发展速度。但是,其他社会投资主体,尤其是社会资本、地方能投公司仍在快速扩张,而政府部门对这类主体的调控影响力又较弱。据悉,一些发电集团正在逐步改变过去在电力短缺大背景下“干了再说”做法,努力克服过去一些国企“急性、任性、惯性”的发展通病,实现理性发展,避免形成新的不良资产、“僵尸企业”。今年年中会议,华电集团决定暂缓建设1500万千瓦煤电项目;国电集团坚持有进有退,决定取消6个火电项目,缓建几个煤电项目,希望在业内能起到示范、引领作用。
因此,各类投资主体均要以维护行业利益为重,坚持价值思维,强化市场意识,吸取煤炭、钢铁行业教训,改变过去单纯扩张型战略,综合运用稳定型、收缩型等组合战略,加强市场联盟,建立基本平衡的电力市场。特别要防止“十三五”发展规划编制过大,防止电力项目盲目扩张,防止产业链过度延伸,导致产能过剩继续恶化,陷入“囚徒困境”。令人欣慰的是,今年以来,我国火电新增装机呈现逐月下滑走势,1-9月投产火电2901万千瓦,比去年同期几乎减少1000万千瓦,大幅下降26.6%。
「 去杠杆、补短板: 唱好“两台大戏”」
“去杠杆”、“补短板”是发电企业面临的另外两个难题、“两台大戏”,同样需要积极应对,协同配合,才能将供给侧结构性改革落到实处。
“去杠杆”,关键要严控投资规模、加大资本运作力度、提高降本增效与瘦身健体的能力。代表性的五大发电集团,其资产负债率一直处于高位运行,尽管比2008年最高时85%有所下降,2015年末仍高达82.3%,而央企平均资产负债率为66.2%,国际先进电力集团基本都在70%以下。一个发电集团每年光财务费用就有200多亿元。高负债率下的财务杠杆效应使得财务成本侵蚀大量利润,经营风险较大,降低杠杆率、提高资金风险防范能力尤为紧迫。
“补短板”,也是今后培育、增强核心竞争力一项重要手段。目前,能源电力集团还普遍存在一些“短板”:非电产业盈亏分化、效益下滑,煤炭、煤化工、铝业等普遍亏损,出现“以电补煤、以电补铝”现象;成立以来盈利好的周期不长(4年),营业收入2015年出现首次负增长(-7%);各发电集团、各区域发展很不平衡,企业亏损面仍占30-40%,一些低效资产、僵尸企业需要处理;一次能源的转化效率还不高(41%左右),节能环保绩效有待加强;市场竞争力较弱,电力终端客户服务能力亟需加强;能源结构优化任务艰巨,产业协调发展效应不强;“走出去”还有较大的提升空间等。整体而言,企业的核心竞争力还不强。而且,“十三五”发电行业政策市场环境多变,挑战大于机遇,不确定性、利空因素大幅增加,整体经营业绩将 “转折向下”,同时,发电行业同质化竞争不断加剧,发电企业首先要面向未来,以生存为本,乐观应对,等待转机,并积极通过“扬优势、补短板、推创新”,建立相对竞争优势,实现可持续发展。
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