深度丨供给侧结构性改革与发电行业的未来-第2页-北极星火力发电网

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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。

原标题：深度 | 供给侧结构性改革与发电行业的未来

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