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目前,全国平均销售电价每千瓦时0.65元,其中:居民电价0.55元,农业电价0.48元,大工业电价0.64元,一般工商业电价0.80元。根据国际能源署发布的资料,我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位,仅高于墨西哥和马来西亚;工业电价居于第16位,处于中间位置;电价总体处于国际中等偏下水平,与美国接近,但是工业电价高出美国35%~50%。我国工商业电价由上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成。一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的,且在发达国家,一般工商业电价均大幅低于居民电价。在我国,除了煤价上涨因素外,主要是交叉补贴直接推高了工商业电价,基金附加和税金也加重了工商业电价负担。容量电费和分时电价的执行偏差以及输配电价、输配电损耗也是影响因素。
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(煤)价格涨落如何在发、输、配、售、用环节传导?新电改下要求“一味降价”的一些边远、电力过剩的省区能否探索电力央企的下放?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。
据中电联统计,“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。截至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。但简单“一刀切”,势必会影响投资、设计、承建、监理和制造等发电产业链上的各方利益,极有可能带来安全隐患、队伍稳定、经济损失与法律风险。“十三五”要求淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上,也难度不小。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,是另一个难题。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。
趋利避害,多措并举,深化改革,共奔小康
进入“十三五”中期,面对复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面,新时代发电企业如何走出低谷、共奔小康、谋求高质量发展,其中很重要的一条举措,就是业内上下,要凝聚共识,趋利避害,多措并举,深化供给侧改革,以实现发电行业的可持续发展。具体说:
各方主体,达成共识,一致行动。集资办电、两轮电改促使了发电侧的放开,形成了分散、多元、众多的投资主体,一方面激发了发展的活力,另一方面带来了激烈的过度的竞争。一些投资主体出于提高市场份额、抢抓政策节点、提升自身利益,再加电力规划缺失、政府监管不力、企业重组压力的影响,盲目扩张、任性发展。2002年电改之后前6年,跑马圈地、抢占资源、大上煤电形成风潮;2008~2015年新能源革命的兴起,引发一波风电“疯长”浪潮。2015年,即使告别全社会缺电、推出新电改、能源清洁转型,仍上演了投产大量煤电的热潮。2016、2017年出现了光伏发电抢装的“狂潮”。于是,煤电顶牛、“三弃”叠加、电价降价、行业亏损、负债高企、难以为继在电力行业发生了。正应了小平同志说过的一句话:“看起来发展起来的问题不比不发展的问题少”。
因此,无论传统企业,还是新兴主体;无论国营企业,还是社会资本,都要吸取经验教训,努力达成五大共识:
一是电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;二是随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;三是随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代早晚就要到来;四是遵循市场规律,改变当下“硬性、急性、任性、惯性”的发展通病,防止陷入“囚徒困境”;五是以电力行业利益为重,继续坚定不移深化供给侧改革,实现可持续发展。
在此基础上,各市场主体,一致行动,久久为功,把“三去一降一补”任务落到实处,减少发电行业的系统性风险。
咬住目标,突出重点,深化供给侧改革。去年,国家发改委等16部委发文提出了化解煤电产能过剩风险的明确目标:“十三五”全国停缓建煤电1.5亿千瓦,淘汰落后产能0.2亿千瓦,超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年,煤电控制在11亿千瓦,供电煤耗310克/千瓦时。今年,国资委也明确了央企供给侧改革的主要目标:“资产负债率逐步下降(2020年70%以下)”;“利润总额力争同比增长8%、努力达到10%”。无论是“去产能”,还是“降负债”,都任务艰巨、难度极大。但是,下一步深化供给侧改革必须咬住目标,突出这两个重点。
煤电“去产能”,各类投资主体首先应认清电力发展新趋势,煤电长远将转向容量储备主体,为清洁能源让路、为电力供应兜底;清洁可再生能源成为电量供应主体;分布式能源、微电网成为重要的新型供能方式。其次,要坚持价值思维,强化市场意识,坚决推进战略转型和结构调整,要严控煤电新增产能、清理整顿违规项目、从严淘汰落后产能、着力整治自备电厂。第三,要加强输电通道建设,把握绿色发展节奏,促进网源荷协调发展,增强电力需求变化的适应性和灵活性,减少火电设备闲置,基本扭转“三弃现象”,努力实现电力市场供需的再平衡。当然,国家要有针对性地出台配套政策,如关停火电、置换产能、转移电量、人员安置、财政支持、税收减免等政策。
今后,发电行业如何完成国资委提出的“资产负债率逐步下降,2020年降到70%以下”目标,绝对是严峻考验。因此,“降负债”必须要解放思想,创新思路,推出非常规的新举措。结合目前行业的实际,希望通过盈利的大幅提升来降低负债率可能性不大,关键要严控投资规模、加大资本运作力度,在瘦身健体、控亏减亏、降本增效上下功夫。尤其要在盘活存量、上市融资、引入战投、行业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。如去年国电与神化的重组,不仅形成了煤电产业链、收益风险对冲机制,而且大幅度降低了国电集团的资产负债率。
当然,“补短板”、“降成本”是两项综合性的基础工作,是发电企业永恒的定律。“去库存”关键是如何加快发展储能技术。
趋利避害,综合平衡,统筹应对,增强正效应。我国推进供给侧改革,总体上有利于破除无效供给,发展壮大新动能,优化升级经济结构,提高供给体系的质量和效率。但是,由于基本以国家行政手段为主导,又涉及煤炭、煤电、钢铁、建材等多个产业,而各产业市场化程度差异大、变化快,对发电行业的影响会呈现多重效应。例如,化解煤电过剩产能,尽管短期有压力、有风险、有损失,但长远看是好事,有利于为清洁发展让渡空间,有利于减少过度竞争,有利于电力市场的再平衡,保持电量、电价的相对稳定。再如,降低用能成本则是“双刃剑”,似乎合乎“薄利多销”这个商业逻辑,但目前发电行业已经是濒临窘境,上网电价到了“降无可降”的地步,而且实体经济的效益出现大幅增长,降低工商业电价必须另辟蹊径、综合施策。又如,化解煤炭过剩产能,确实让煤炭行业起死为生,但与打好污染防治攻坚战,“调整能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源使用”、“实施非化石能源可持续发展工程,建设清洁低碳的绿色产业体系”的政策导向不尽一致,同时也严重冲击了发电行业,造成缺煤停机、燃料成本大涨。
因此,推进煤、电产业供给侧改革,必须统筹规划,综合平衡,做好预案,防止连锁反应,努力实现产需对接,上下游协调发展,同时,必须减少直接的行政干预,坚持用市场化法治化手段,严格执行环保、质量、安全等法规标准。从发电行业来讲,要加强应对,趋利避害,增强正效应。
坚守底线保供电,努力脱困奔小康。发电行业深化供给侧改革,要充分吸取煤炭行业的经验教训,增强预见性,减少盲目性,绝对不能通过“去产能”人为制造电力供应短缺,要挟政府涨价,或者市场联盟,实行价格垄断,必须坚守底线保供电,“把保障国家能源安全作为政治使命”。同时,坚持市场导向,客户为王,坚持多元清洁供能,以战略高度积极向“下”延伸,进入配售电领域、供冷供热供气领域,实现发(配)售一体、热力源网一体、冷热电水气多联供,为客户提供多种综合能源服务,并关注客户需求与体验,“把满足人民美好生活用能需求作为根本追求”。
当然,目前,发电行业又处于一个新的低谷时期,各企业、各区域盈亏分化、效益下滑,煤电亏损严重,现金流紧张。今后如何脱困奔小康,必须两条腿走路,一方面希望政府及时调整“多管齐下、全面约束、很不确定”的政策导向,建立宏观调控有度的电力市场化机制,减少行业振荡与企业损失,并在交通、工商业、居民生活领域广泛推进电能替代,大幅提高电能占终端能源消费比重,扩大电力需求,改善外部营商环境;另一方面在电力行业内部,分散、多元、众多的投资主体,能从行业利益出发,及时改变电力短缺时代单纯扩张战略,坚决停建缓建煤电项目,淘汰落后产能,控制新能源发展节奏,实现“电力市场再平衡”,并依靠管理创新、科技进步、资本运作、市场营销、转型发展、综合服务,提升资产质量与效益,形成“电力行业新格局”。
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