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十九大报告宣布“从现在到2020年,是全面建成小康社会决胜期”。但是,发电行业进入“十三五”,由于政策市场环境的复杂多变,整体业绩转折向下,2016年“腰斩”;2017年“掉地板”,其中:火电板块严重亏损,亏损面超过60%。2018~2020年,能否“坐起、前行、奔小康”还有较大的不确定性。这与目前全国宏观经济持续向好、实体企业效益大幅增长的局面形成很大反差。因此,如何深化供给侧结构性改革、降低系统性风险、助推发电企业脱困“奔小康”,迫切需要政府部门、发电企业、新兴主体总结成效,找准问题,寻求对策,久久为功,落到实处。
供给侧改革的系列举措
2015年底,我国推出了“三去一降一补”的供给侧改革。在淘汰水泥、平板玻璃等落后产能的基础上,扩展到钢铁、煤炭以及煤电、农业等重点领域,并赋予供给侧改革新的内涵,上升为今后一时期的工作主线。近年来,发电行业的供给侧改革,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,采取了一系列举措。
事实上,国家发改委、能源局早在2015年下半年就已先于发电企业下手,通过专项发文、发展规划、会议部署,打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。如建立煤电建设风险预警机制;推出限制煤电发展“三个一批”(取消、缓核、缓建);重点管控东北、山西煤电项目,直接叫停9省15个煤电项目1240万千瓦;加大调控对红色省份自用煤电项目的规划;严控煤电项目用地审查、专项监管等等。
到2017年3月全国两会,为防范化解煤电产能过剩风险,为清洁能源发展腾空间,提高发电行业效率,政府工作报告正式把煤电纳入供给侧改革范畴,并明确当年“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”。到7月份,国家发改委等16部委梳理前期文件,集成印发了《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号),明确了“十三五”煤电发展的控制目标,并推出了一系列强力举措:从严淘汰煤电落后产能;清理整顿违规项目(未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全,一律停工停产);严控新增产能规模(红橙色预警省份不再新增;2020年底前已纳入规划基地外送项目减半);加快东、中、西部煤机升级改造;规范自备电厂管理;推进煤电重组整合等等。进入 2018年,全国两会再提新要求,“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。国资委也印发了《2018年度央企供给侧结构性改革工作实施方案》,重点要求在瘦身健体、降本增效、煤电整合、风险防范四个方面推进工作。
同时,国家对煤电环保政策层层加码、日益严苛。如设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”,率先对火电实施排污许可,改征环保税,开展中央环保督察、生态文明建设年度评价,启动碳排放权交易,设置非水电可再生能源配额,开展绿证核发、认购等等。
2015年3月,国家还推出了市场化新电改。年底,又大力推动降低企业融资、用能和物流成本,增强工商企业竞争力,振兴实体经济。进入“十三五”,随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来,电力市场这只“无形之手”的威力快速放大。在电力过剩的大背景下,“降价潮”已席卷全国,倒逼市场主体“去产能”。
2016年下半年,由于煤炭去产能,煤炭市场紧平衡,煤价出现大幅度反弹;2017年煤价继续高位震荡,火电再现行业性亏损。发电企业面对煤电矛盾、燃料涨价的压力及经营业绩的恶化,不得不进行战略转型、结构调整。
供给侧改革取得初步成效
受前述改革举措的影响,发电行业多数投资主体,尤其是五大发电集团纷纷跟进,逐步改变过去电力短缺时期“干了再说”的做法,主动压缩“十三五”发展规划,停建缓建常规煤电项目,供给侧改革初见成效。主要表现在:
一是釜底抽薪,电源投资连降两年。2015年,火电投资冲动强烈,完成1396亿元,增长22.0%;新增火电装机6400万千瓦,为2010年以来年度投产最多的一年。但2016-2017年,电源总投资、火电投资出现了“双降”。2016、2017年电源总投资3408亿元、2700亿元,分别下降13.4%、20.8%。其中:火电投资1119亿元、740亿元,分别下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤电装机3997万千瓦、3855万千瓦,比2015年约减少40%。2017年,电源总投资比2015高峰年下降了31%,火电投资比2008高峰年狂降了56%。
二是积极“上大压小”,努力压减煤电产能。2007年以来,国家实施“上大压小”政策,累计关停小火电超过1亿千瓦。2017落实煤电去产能5000万千瓦以上,其中:淘汰落后机组500万千瓦,停建违规项目3800万千瓦,缓建700万千瓦以上。2018年将“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。如华电集团较早就停建、缓建12 个煤电项目近1500 万千瓦,关停淘汰高耗能、高排放煤电机组147 万千瓦,占全国总下达任务的28%,今年还将关停14台186万千瓦小火电机组。
三是火电利用小时开始止跌,扭转了近年来“量价齐跌”的局面。2016年,用电量增长5.0%,发电利用小时3797,下降191小时;其中:火电4165小时,下降199小时。2017年,用电量增长6.6%,发电利用小时3786,下降11小时;其中:火电4209小时,增加23小时,改变了多年来“跌跌不休”的现象,开始增产增收。2017年业绩下滑好于年初预期。
四是“三弃”现象困扰多年,2017年好转明显。2017年风电、光电限电率分别为12%、6%,较2016年分别下降5.2%、4.3%。风电、光电利用小时分别为1948、1204小时,分别提高203、74小时。其中:西北区域风电、光电利用小时分别提高380、146小时。核电利用小时7108小时,同比提高48小时。我国风电发展进入新周期,呈现发展减速、弃风好转、重心南移、民营增加等特点。2017年新增风电装机1952万千瓦,下降3.6%,创四年新低;发电利用小时1948,创四年新高;中东部与南方新增804万千瓦,首超三北699万千瓦。2017年全国水力发电量为1.08万亿千瓦时,同比增长3.4%。其中:以前弃水严重的四川、云南分别增长7.6%、10.1%。
五是电源结构清洁化,空间布局优化转换。近年来,全世界新增非化石能源装机40%在中国。单机70万以上的水电机组,50%以上在中国。2017年,全国新增装机容量中非化石能源装机占67%(8988万千瓦),创历年新高。而且,在区域布局上出现新趋向,新增风光电在东、中部地区分别占58.9%、82.4%。截止到2017年底,我国发电装机17.8亿千瓦。其中:非化石能源装机6.9亿千瓦、占总容量的38.7%;非化石能源发电量1.95万亿千瓦时、占总发电量的30.4%。
六是供给侧改革,五大集团引领、示范。五大发电集团改变过去单纯扩张型战略,坚持市场导向、价值思维,占全国装机容量的比重连续7年下降,从2010年49.21%下降到2017年41.04%,降低了8.17个百分点。大唐集团过去以创造“大唐速度”为荣,近年来转变为低速增长、剥离煤化工、打造“效益大唐”,转型发展、提质增效成效显著。
深化供给侧改革需要注意解决的难点与问题
尽管发电行业供给侧改革初见成效,但毕竟时间不长,还在路上,仍然存在一些需要注意解决的难点与问题。
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。
举例来说,业内外对“十三五”全社会用电量增长的预测,就有三种判断:乐观派。一些电力研究机构或协会用国内人均用电量与欧美的差距作比较,并沿用我国电力消费弹性系数作预测,预计全社会用电量年均增速7.3%-8.4%。悲观派。根据我国全社会用电量增长“十五”以来连下三个台阶(13%;11.1%;5.7%)以及2015年只增长0.5%的实际,结合新常态下经济增长L型走势,单位GDP能耗不断下降,判断“十三五”电力需求增速将低至3.6-4.8%,供需矛盾将成为最严峻的挑战。新生派。随着2016、2017年我国经济形势的好转以及全社会用电量的恢复性增长,认为经济增长、电能替代、新能源车普及这“三驾马车”将驱动用电量增长,6%左右是目前最新的判断。
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,五大发电集团已关注到了电力过剩的危机与冲击,变规模思维为价值思维,纷纷压投资、减规模,遗憾的是让渡的发展空间被其他投资主体所挤占。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%。截至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。新疆电力严重过剩,2016年装机8109万千瓦,而最大负荷只有2805万千瓦,只占34.6%,导致弃风率、弃光率均创历史新高。为此,7省市不得不出手受电施救。近几年,四川、云南火电“离不开、活不了”,不断为水电、新能源让路,利用小时大幅下降,亏损连年增加,深陷生存危机。
截至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。其中:2016、2017年新增发电装机容量1.34、1.21亿千瓦,分别增长8.2%、7.7%,分别高于同期用电量5%、6.6%的增长,导致2016年、2017年的发电利用小时分别下降191小时、11小时。继前些年出现一波风电“疯长”后,2017年又掀起光伏发电抢装的“狂潮”,新增装机5338万千瓦,陡升68.3%,累计装机13025万千瓦,提前三年超额完成光伏“十三五”规划目标。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。此外,煤电装机总量过大(9.8亿千瓦)、电煤占煤炭消费比重偏低(50%,世界平均水平78%)、电能占终端能源消费比重不高(26%左右)等问题依然存在。
今后,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。同期,宏观经济开始企稳,煤炭需求止跌回升。2016年煤炭需求增长0.5%,因为限产、去产能,产量仅为33.6亿吨,下降了9.4%,导致市场供不应求,煤价大幅度反弹;2017年尽管产量有所释放,增加到35.2亿吨,但煤炭需求放大,煤价高位震荡,呈“厂”型走势。在贵州、东北等地发电煤炭供应“告急”,当地政府不得不出台限运出省措施。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,减少行政干预,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,在“降电价”上主动作为,通过折价让利,促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。据报道,2016~2017年,国家发改委会同有关部门和地方,累计减轻企业负担超过5000亿元。降低企业用能成本超过3200亿元,其中,通过核定独立输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价等方式降低全国工商业电价,为企业减负2000亿元以上。2017年全国工业企业利润增长21%,出现了经济增长与质量、结构、效益相得益彰的大好局面;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,煤电联动的落空,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。
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上文《深圳的一市多电价》我们分析了深圳大局、深汕、前海和招商四部分供电区域内不同的用户分类、电价结构以及分时电价政策。而对于单一制和两部制电价,四个地区的用户根据供电容量又可以做如下区分:(来源:微信公众号“黄师傅说电”)深汕地区的规则同全国其它地区,且需量和容量电价比也是1.6。
宁夏回族自治区的燃煤标杆电价为0.2595元/度。代理购电价格代理购电价格由平均上网电价和历史偏差电费两部分组成。宁夏中长期电力市场按日划分24小时时段进行交易,每个时段有各自的合同总费用及对应的合同电量。同时根据用户侧的分时电价时段,将24小时的分时时段再统计成峰、平、谷时段,进而形成每
讲完了用户侧单一制和两部制电价的历史,我们来聊一聊当前二者的情况。国家第三监管周期输配电价文件已经明确了二者之间的划分,从用电性质调整为供电容量。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)在第三监管周期输配电价526号文里,对于这部分内容有如下的描述:“315千伏安及以上的,执行两部制电价,现
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