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陈宗法:供给侧结构性改革与发电行业的未来
发布时间:2016/11/10 11:37:37    来源:本站【字号:大 中 小】次浏览
    发电行业在“十二五”期间经营发展实现了逆势上扬、“业绩置顶”。随着政策市场环境的复杂多变,2016年全行业开始“转折向下”,出现了量价齐跌、效益下滑、企业分化的格局,如何推进供给侧结构性改革、针对性地落实“三去一降一补”的五大任务?
    这关系到发电行业目前生存的环境和未来的发展出路,需要政府部门、发电企业、社会投资主体作出统筹谋划、突出重点、多措并举、落到实处。
    达成共识是一致行动的前提
    从行业视角,作为一名业内人士近几年时常通过媒体呼吁我国电力市场出现了普遍过剩,一些省份或局部地区出现了绝对过剩,希望不要再“任性”发展。这种观点尽管越来越得到业内外人士的认可,但对电力市场过剩的性质、程度,仍有认识上的差异,一些电力研究机构或协会常常喜欢用国内人均用电量与欧美的差距作简单比较,并沿用历史数据对未来电力需求作出预测,乐观得出“十三五”电力消费弹性系数为1左右,全社会用电量增速高达7.3%甚至8.4%。
    事实上,我国全社会用电量增长已连下三个台阶:“十五”:增长13%;“十一五”:增长11.1%;“十二五”:增长5.7%。“十三五”由于新常态下经济增长保持L型走势,经济结构不断优化升级,服务业、高新技术产业增速快于一般工业,单位GDP能耗继续下降,多数专家判断电力需求增速将低至3.8-4.8%,供需矛盾将成为最严峻的挑战。目前,火电设备平均利用率已从5年前的60%下降45%左右,大量机组处于停备状态;我国西南、北方区域还普遍存在弃水、弃风、弃光现象。2015年,我国全社会用电量只增长0.5%,为1974年以来最低水平;发电平均利用小时仅为3,969小时,下降349小时,已连续4年下降。即使2016年1-9月全社会用电量实际增长4.5%,好于中电联预计2.5%(原1-2%),但发电利用小时仍在持续下降(179小时),火电下降更快(213小时)。今后火电“4000小时”这个低线能否守住还有待观察。可见,我国电力产能严重过剩,系统性风险增加,应该是不争的事实。
    “三去一降一补”具体到发电行业而言,重点是推进发展战略转型和电源结构调整,严控规模总量,减少无效供给,扩大经济可靠和绿色低碳供给,增强供给结构对电力需求变化的适应性和灵活性,提高全要素生产率。“去产能”是发电行业目前面临矛盾的主要方面,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。“去库存”尽管由于电力产品单一、产供销实时平衡,不存在这个问题,但关键是如何加快发展储能技术。“去杠杆”、“补短板”也是发电企业面临的两个难题、两台大戏。“降成本”是一项综合性的基础工作,是发电企业永恒的定律,特别在“十三五”系统性风险大幅度增加、煤炭价格反弹的形势下,必须牢不动摇。同时,要向用户需求侧延伸,做好综合能源供应和各种增值服务,扩大电力需求。只有围绕重点,多措并举,协同配合,才能将供给侧结构性改革落到实处。
    今年以来,煤炭行业去产能工作取得初步成效:市场供求过剩矛盾缓解,下半年还出现煤价过快上涨、供应偏紧的势头,煤炭企业经营状况得到改善。因此,发电行业要坚决落实中央部署,借鉴煤炭行业经验,达成行业共识,在“政府监管、市场引导”下,各类投资主体强化自我约束,一致行动,着力化解电力特别是火电过剩产能,增强电力供给的有效性,努力实现“两个目标”:一是提高火电设备利用效率,基本扭转“三弃现象”,以优质服务扩大工商用户的电力需求,努力实现电力市场供需的再平衡;二是做到电价合理、稳定可靠、调峰性能好、排放标准低。
    “有形之手”率先打出调控“组合拳”
    随着电力供需矛盾的日益尖锐、能源清洁转型步伐的加快以及雾霾天气的频繁出现,近几年特别是2015年下半年以来,国家发改委、能源局已先于发电企业下手,打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。
    一是设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”。到2020年,能源消费总量控制在48亿吨标煤,其中:煤炭消费42亿吨,占比控制在58%以下;非化石能源消费占比15%以上;单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40~45%。
    二是严控煤电新建规模,积极化解过剩产能。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),淘汰煤电落后产能。重点管控东北地区、山西省的煤电项目发展,直接叫停9省8家企业15个煤电建设项目1240万千瓦;加大对红色省份自用煤电项目规划建设的调控力度:尚未核准的,暂缓核准;已经核准的,暂缓开工;2016年开工的,停止建设;2015年底以前开工的,把握好投产节奏。严控煤电建设项目用地审查、专项监管,规范开工建设秩序,严肃处理违规项目。“十三五”期间,前三年原则上不上新的煤炭项目;前两年煤电核准处于“冰冻期”。
    三是降电价,稳增长,政府、市场双管齐下。去年12月,中央经济工作会议明确提出“要降低电价,推进电价市场化改革,完善煤电价格联动机制”。过去3年,国家发改委4次下调燃煤发电上网电价,累计下调每千瓦时7.2分;去年又推出新电改,市场交易电价下降,全社会工商用户年度降低用电成本超过1500亿元,实实在在享受了电改红利。
    四是煤电环保政策层层加码、日益严苛。全面实施燃煤电厂超低排放改造,现役、新建燃煤发电机组平均煤耗分别低于310、300克/千瓦时。启动碳排放份额的分配和碳排放权交易市场,设置非水电可再生能源配额(9%),下一步拟对煤电开征碳税。
    除严控煤电外,国家还改变过去对风光电一味鼓励发展的政策,调低新能源标杆电价,设立风电建设监测预警机制,并在“十三五”放缓发展节奏,力争2年内将弃风、弃光控制在合理水平。
    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。
    “一个面向、三个转型”是发电企业必由之路
    如前所述,目前电力市场普遍过剩。国家严控煤电,风光电发展也受限制,非电产业效益分化、整体亏损,未来发电行业的发展出路在哪儿呢?
    “十二五”末,一些能源电力集团纷纷制定“十三五”发展规划,确定战略目标。总体上讲,规划思路有变化、有进步,但基本是过去发展思路的惯性延续,各种电源项目的梳理汇总,缺乏实质性变革与创新。具体表现为:(1)仍没有完全跳出传统的煤电发展领域,就发电论发电,对打造新的电力产业链、进入新业态举措不多;(2)发展思路仍然突出规模扩张,对未来电力市场形势的判断偏乐观,更谈不上如何应对电力产能过剩、市场激烈竞争、实现产需平衡问题;(3)发展思路对如何纳入用户需求侧管理、强化不同产业之间的协同,实现纵向“源—网—荷—储”协调优化,横向多能源互补优化的格局着力不够。
    “十三五”期间,我个人认为发电企业的经营发展,一方面要积极推进供给侧结构性改革,改善目前严峻的政策市场环境,减少系统性风险;另一方面存量资产要超低排放、超低能耗、提质增效、兼并重组,增量发展要聚焦电力主业、转型升级、向下延伸、对外拓展。具体讲,要突出“一个面向(电力市场)、三个转型”:
    ——清洁转型,即由传统粗放的生产方式向绿色低碳、安全高效转型,加速推进清洁替代。大力发展非化石能源,加速清洁替代和电能替代,是全球能源发展大趋势。目前,一些发电集团普遍存在火电比重偏高,清洁能源比重尤其是非水电可再生能源比重偏低。因此,发电企业一方面要继续坚持清洁转型;另一方面也要因地制宜,把握水电、核电发展节奏,风光电要着力转换空间发展布局,重点在中东部和南方地区、海上发展,“三北”地区要严加控制,就近消纳,积极外送,着力解决“三弃现象”。
    ——国际化转型,即由国内发电集团进一步向国际化的世界一流能源集团转型。利用既有的技术、区域优势,积极融入国家“一带一路”、“互联互通”战略,加快海外能源项目的投资开发和工程承包、技术服务,并成立专门并购小组,加速海外资产并购力度,提高境外资产、收入的比重;利用金融平台,拓展海外低成本融资(国际项目融资、银团贷款、贸易融资、特许权融资等)。同时,要高度重视防范境外投资并购风险,真正做到“效益可观、能力可及、风险可控”。
    ——战略定位转型,即由生产型发电集团或能源集团向综合能源供应商转型,坚持能源生产与综合服务并重。“十三五”,发电集团要抓住新电改与经济结构转型新机遇,突破单一发电业务的束缚,以战略高度围绕电力主业“上下延伸”,除了优化煤体一体产业链外,重点要积极进入配售电领域、供冷供热供气领域,以及相关的新业态,包括充电桩、分布式能源、抽水蓄能、储能技术、水务板块、油气管网、智能电(热)网、微网、泛能网、能源互联网,综合能源供应等,实现发(配)售一体、冷热电三联供、热力源网一体,培育新的业务板块与效益增长点。同时,以客户为导向,坚持能源生产与综合服务并重,向客户提供多种综合增值服务、创新产品开发,如代理售电、用能信息、电量回购、节能咨询、合同能源管理等。

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