电力市场化改革快速推进 火电企业率先尝市场竞争下的残酷法则

火电企业连续破产引起了业界的广泛关注和从业者的不安，遗憾的是，这仅仅是一个开始。

(来源：能源杂志 ID：energymagazine 作者：王高峰 作者为北京领航智库公司总裁)

近几年来，火电厂普遍经营困难是业内的共识，但破产清算的速度之快还是超出了人们的预期。

6月27日晚，大唐国际发电股份有限公司公告称，由于控股子公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司（下称甘肃大唐）无力支付到期款项（约1644.34万元），向甘肃省永登县人民法院申请破产清算。

而就在半年前的2018年12月，大唐发电也发布了《关于控股子公司申请破产清算的公告》。公告称，鉴于公司控股子公司大唐保定华源热电有限责任公司两台125MW机组被列入火电去产能计划，要求在2018年完成机组关停、拆除，且结合该企业资产负债状况，公司董事会同意该公司进入破产清算程序。

短短半年之内，两家火电厂宣布破产，火电企业的经营困局再次引起广泛讨论，人们不禁会问，火电企业真的不行了吗？未来是否会有更多的企业加入破产行列？一度被媒体预测的火电企业倒闭潮真的来临了？

很遗憾，上述三个问号给出的都是肯定的答案，当前火电企业破产仅仅是一个开始，未来还将成为新常态。

全国范围内电力过剩格局未得到根本缓解，供求失衡之下，发电端去产能，火电依然首当其冲

近几年来，我国经济下行压力依然很大，全社会用电量增幅有限，而电力供应过剩的局面却依然未有根本改观。公开数据显示，截至2018年底，全国发电装机容量19亿千瓦，全年发电设备平均利用小时数为3862小时，其中，全年火电设备平均利用小时数为4361小时。

对于火电企业而言，4361小时意味着什么？

在发电企业内部，有个不成文的规定，人们把火电厂设备利用小时数5500小时看成一个分界点，也就是说，一个地区如果火电厂设备利用超过5500小时，就意味着该地区电力供应相对短缺，在电源端可以增加新的投资，如果少于5500小时，就意味着该地区电力相对富裕，不需要增加新的电厂。

而2018年我国火电平均利用小时数只有4361小时，全国范围内电力过剩的局面可见一斑！

即便如此，2018年全年，我国仍然有4119万千瓦的新增火电投产，占到新增电力装机的1/3，这样的新增速度，也使得我国火电装机容量首次突破了11亿千瓦大关。

不久前，电力规划设计总院在京发布了《中国电力发展报告2018》，报告认为未来三年中国电力供需形势全面趋紧。面对这样的预测结论，国家能源局原局长张国宝第一时间提出了质疑，他认为未来三年，一些高耗能产业，比如钢铁、有色、建材都处于下行通道，而现在电力装机容量的容余度太大，近几年各地建设的电站还在陆续投产中，因此不会出现电力供应趋近的状况。

张国宝认为，过去两年，电力装机容量的增速一直高于发电量的增速，上述报告有误导各地再去抢建一批电站之嫌，从而会导致新一轮更加严重的电力过剩，这样一来会更加影响发电企业的效益。

事实上，由于电力供应严重过剩，近年来，大量的火电企业经营处于亏损或微利状态，中电联的数据显示，2018年1-8月，火电业平均资产利润率仅为1.1%，全国火电行业亏损面为47.3%。

在经济效益、环保指标等各种约束性条件压力之下，毫无疑问，大量经营困难、资不抵债的火电企业将逐步退出，尤其是历史包袱重的小型火电企业，更是首当其冲。

新能源发电成本快速下降，平价时代提前来临，把火电企业逼到了死角

在新的竞争格局之下，新能源装机在总装机中的占比，越来越成为发电企业是否具有竞争力的重要标志。

曾几何时，风光发电还被看成是“垃圾电”，但是随着新能源技术的不断进步和装机造价的快速下降，新能源发电的平价时代提前到来，而新能源的平价时代，将会无情地挤压火电企业未来的生存空间。

在去年年底投产的光伏领跑者项目中，三峡新能源格尔木项目投出了0.31元/千瓦时的超低电价，而这个电价甚至低于了当地的脱硫煤电的标杆电价，成为新能源行业的重大节点性事件，它预示着，光伏行业不靠补贴，完全参与电力市场化竞争时代已悄然来临。

截止到2018年底，我国风电和光伏发电的装机分别达到1.9亿和1.7亿千瓦，而每年的新增电源中，风光发电占到总装机的一半以上，随着技术进步和成本的进一步下降，新能源发电将由电力供应的“边角料”逐步成长为主力电源之一。

从目前五大发电的装机比例可以看到当前的竞争格局，厂网分开后，在传统的五大发电中，华能集团排名第一，依次为大唐、华电、国电和中电投，而随着电源结构的不断调增和优化，竞争格局明显发生了改变。

先前的小兄弟国电投（中电投前身），由于快速调整电源结构，可再生能源发电比重与其他几家逐步拉开差距，目前在发电环节中成为最为优质的佼佼者。而火电占比较大的公司，由于包袱沉重、尾大不掉而沦为“没落的贵族”。

事实上，在全球减排和可再生能源崛起的当下，火电的衰落是必然的，在国际上也可以找到类似的先例。原本垄断德国电力供应的四大集团：E.ON和RWE、Vattenfall和EnBW，近年来就遭遇了前所未有的危机。尤其是排名前两名的E.ON和RWE，甚至创造了连续5年股价跌幅都超过三分之二的历史记录，而这两家企业电源结构均以火电为主，火电和核电加起来都超过发电量的9成以上。

在我国，火电企业在煤价高企、环保改造、发电量减少等各种压力之下，经济性变得越来越差，而在其他替代电源竞争力增大的背景下，火电行业的整体危机也渐行渐近。

电力市场化改革快速推进，火电企业率先尝到了市场竞争下的残酷法则

新一轮电力市场化改革，尽管执行过程中遇到各种问题，但发电企业却率先体验了“适者生存、劣者淘汰”的市场残酷性。

肇始于2015年的新一轮电力市场化改革，其目的是，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化等。

上述政策推出之时，恰逢经济下行，全社会用电量增速下滑，火电出现大规模过剩，这种背景下，发电企业为抢电量，竞相压价，在地方政府的“配合”之下，无论是大用户直购电，还是电力交易中心的直接交易电量，发电企业均进行了大幅让利。

而在传统的供电市场中，分为计划内电量和计划外电量，所谓的计划内电量即为每年电网公司和地方政府共同为电厂分配的固定电量，也就是说，这部分电量不参与市场竞价就可以上网，可以理解为兜底的电量，拥有这些电量，很多发电企业就可以保证最基本的业务运转。

然而，随着市场化改革的推进，计划内电量变得越来越少，而最终发电企业会被全部推向市场，在市场供需未能平衡之前，发电企业面临的压力无疑会进一步加剧，未来发电侧的“杀价”将可能成为常态。

政策的负面影响还不仅如此，6月27日，国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，要求进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，深化电力体制改革。毫无疑问，全面放开经营性电力用户发用电计划，将大大增加大客户对发电企业讨价还价的空间。

火电面临的压力还体现在另一方面，上述政策在施压发电企业的同时，还对可再生发电进行了保护，为缓解清洁能源消纳问题，本次通知提出重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。这就意味着，可再生能源发电依然受到政策性保护，真正推向市场上参与竞争的只有火电，压力之大可想而知。

那么，火电的出路到底何在？

毫无疑问，目前火电依然是我国的基础性电源，在全国19亿千瓦的装机中，火电就占到了11.4亿（其中煤电10.1亿，气电8330万），但随着市场竞争的加剧，未来火电企业将不可避免的出现分化：一部分经营条件好、市场包袱轻的优质大型电厂，将在未来的激烈竞争中脱颖而出，获得更高的市场电量，造成强者恒强的局面，而另一部分老电厂，效益差、包袱重，残酷竞争中难以拿到足够的电量，失去了政策的保护，将会在未来几年内被迫退出市场。

另一方面，随着新能源装机的不断增加，加之各省的可再生能源配额实施，火电企业的市场份额将会进一步被挤压，那么一部分火电厂可能要根据当地的电源情况，逐步参与电网调峰，而成为调峰电源，尽管发电量可能会大幅受损，但在调峰电价下，也将能维持基本的生存。

市场是残酷的，火电企业只有尽早摆脱政策性依赖，直面市场竞争，提高自身生存能力，才能在未来竞争中找到立锥之地。毕竟，天助自助者。