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陳宗法:供給側結構性改革與發電行業的未來
發布時間:2016/11/10 11:37:37    來源:本站【字號:大 中 小】次瀏覽
    發電行業在“十二五”期間經營發展實現了逆勢上揚、“業績置頂”。隨著政策市場環境的復雜多變,2016年全行業開始“轉折向下”,出現了量價齊跌、效益下滑、企業分化的格局,如何推進供給側結構性改革、針對性地落實“三去一降一補”的五大任務?
    這關系到發電行業目前生存的環境和未來的發展出路,需要政府部門、發電企業、社會投資主體作出統籌謀劃、突出重點、多措并舉、落到實處。
    達成共識是一致行動的前提
    從行業視角,作為一名業內人士近幾年時常通過媒體呼吁我國電力市場出現了普遍過剩,一些省份或局部地區出現了絕對過剩,希望不要再“任性”發展。這種觀點盡管越來越得到業內外人士的認可,但對電力市場過剩的性質、程度,仍有認識上的差異,一些電力研究機構或協會常常喜歡用國內人均用電量與歐美的差距作簡單比較,并沿用歷史數據對未來電力需求作出預測,樂觀得出“十三五”電力消費彈性系數為1左右,全社會用電量增速高達7.3%甚至8.4%。
    事實上,我國全社會用電量增長已連下三個臺階:“十五”:增長13%;“十一五”:增長11.1%;“十二五”:增長5.7%。“十三五”由于新常態下經濟增長保持L型走勢,經濟結構不斷優化升級,服務業、高新技術產業增速快于一般工業,單位GDP能耗繼續下降,多數專家判斷電力需求增速將低至3.8-4.8%,供需矛盾將成為最嚴峻的挑戰。目前,火電設備平均利用率已從5年前的60%下降45%左右,大量機組處于停備狀態;我國西南、北方區域還普遍存在棄水、棄風、棄光現象。2015年,我國全社會用電量只增長0.5%,為1974年以來最低水平;發電平均利用小時僅為3,969小時,下降349小時,已連續4年下降。即使2016年1-9月全社會用電量實際增長4.5%,好于中電聯預計2.5%(原1-2%),但發電利用小時仍在持續下降(179小時),火電下降更快(213小時)。今后火電“4000小時”這個低線能否守住還有待觀察。可見,我國電力產能嚴重過剩,系統性風險增加,應該是不爭的事實。
    “三去一降一補”具體到發電行業而言,重點是推進發展戰略轉型和電源結構調整,嚴控規模總量,減少無效供給,擴大經濟可靠和綠色低碳供給,增強供給結構對電力需求變化的適應性和靈活性,提高全要素生產率。“去產能”是發電行業目前面臨矛盾的主要方面,是推進供給側改革的“牛鼻子”,應該成為業內外最為急迫的頭等大事。“去庫存”盡管由于電力產品單一、產供銷實時平衡,不存在這個問題,但關鍵是如何加快發展儲能技術。“去杠桿”、“補短板”也是發電企業面臨的兩個難題、兩臺大戲。“降成本”是一項綜合性的基礎工作,是發電企業永恒的定律,特別在“十三五”系統性風險大幅度增加、煤炭價格反彈的形勢下,必須牢不動搖。同時,要向用戶需求側延伸,做好綜合能源供應和各種增值服務,擴大電力需求。只有圍繞重點,多措并舉,協同配合,才能將供給側結構性改革落到實處。
    今年以來,煤炭行業去產能工作取得初步成效:市場供求過剩矛盾緩解,下半年還出現煤價過快上漲、供應偏緊的勢頭,煤炭企業經營狀況得到改善。因此,發電行業要堅決落實中央部署,借鑒煤炭行業經驗,達成行業共識,在“政府監管、市場引導”下,各類投資主體強化自我約束,一致行動,著力化解電力特別是火電過剩產能,增強電力供給的有效性,努力實現“兩個目標”:一是提高火電設備利用效率,基本扭轉“三棄現象”,以優質服務擴大工商用戶的電力需求,努力實現電力市場供需的再平衡;二是做到電價合理、穩定可靠、調峰性能好、排放標準低。
    “有形之手”率先打出調控“組合拳”
    隨著電力供需矛盾的日益尖銳、能源清潔轉型步伐的加快以及霧霾天氣的頻繁出現,近幾年特別是2015年下半年以來,國家發改委、能源局已先于發電企業下手,打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。
    一是設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”。到2020年,能源消費總量控制在48億噸標煤,其中:煤炭消費42億噸,占比控制在58%以下;非化石能源消費占比15%以上;單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40~45%。
    二是嚴控煤電新建規模,積極化解過剩產能。建立煤電建設風險預警機制。推出限制煤電發展“三個一批”(取消、緩核、緩建),淘汰煤電落后產能。重點管控東北地區、山西省的煤電項目發展,直接叫停9省8家企業15個煤電建設項目1240萬千瓦;加大對紅色省份自用煤電項目規劃建設的調控力度:尚未核準的,暫緩核準;已經核準的,暫緩開工;2016年開工的,停止建設;2015年底以前開工的,把握好投產節奏。嚴控煤電建設項目用地審查、專項監管,規范開工建設秩序,嚴肅處理違規項目。“十三五”期間,前三年原則上不上新的煤炭項目;前兩年煤電核準處于“冰凍期”。
    三是降電價,穩增長,政府、市場雙管齊下。去年12月,中央經濟工作會議明確提出“要降低電價,推進電價市場化改革,完善煤電價格聯動機制”。過去3年,國家發改委4次下調燃煤發電上網電價,累計下調每千瓦時7.2分;去年又推出新電改,市場交易電價下降,全社會工商用戶年度降低用電成本超過1500億元,實實在在享受了電改紅利。
    四是煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。全面實施燃煤電廠超低排放改造,現役、新建燃煤發電機組平均煤耗分別低于310、300克/千瓦時。啟動碳排放份額的分配和碳排放權交易市場,設置非水電可再生能源配額(9%),下一步擬對煤電開征碳稅。
    除嚴控煤電外,國家還改變過去對風光電一味鼓勵發展的政策,調低新能源標桿電價,設立風電建設監測預警機制,并在“十三五”放緩發展節奏,力爭2年內將棄風、棄光控制在合理水平。
    可見,國家有關部門通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”,發文之密,力度之大,史上罕見。這些宏觀調控措施,從長遠看,有利于緩解電力產能過剩,實現電力市場的再平衡,促進電力行業的可持續發展,但要全面見效仍需時日。每一個省份、每一個發電企業,都要做好貫徹落實。當然,中央政府部門要注意宏觀政策的連貫、頻度、力度,避免給發電企業、社會投資由于項目突然叫停引起的系列損失(如違約索賠、利息損失、造價升高等),地方政府部門要減少對項目開工的行政干預,也要防止發電企業由于政策嚴控產生“最后反彈”。特別值得一提的是,政府部門出臺規劃、監管舉措要與新電改趨向、電力市場做好對接,要更多地注意發揮市場對投資引導、資源配置的作用。
    新電改下“無形之手”初顯威力
    去年,我國推出了新電改——電力市場化改革,通過“管住中間、放開兩頭”,讓電力行業從半封閉走向更開放,從集中單一走向分散多元,讓社會資本、電力消費者擁有參與權、選擇權。同時,新電改將突破計劃電量、政府定價的傳統模式,直接交易、市場化定價電量比重大幅度增加。按照進度,2016年直接交易電量占工業用電量30%,2018年占100%;2020年商業用電量全部放開。
    如前所述,由于電力產能過剩嚴重,隨著新電改的試點推進,電力市場競爭變得直接、激烈,電價信號變得敏感,電力需求側響應變得積極,影響發電企業盈虧的因素復雜多變。目前,發電企業“打折讓利”已成常態,“降價潮”席卷全國。在一些“先行先試”省區和西南、西北、東北等電力嚴重過剩區域表現得更加明顯,已開始體會到來自電力市場競爭的壓力和經營業績的快速下滑。據統計,2015年某全國性發電集團公司市場電量超過600億千瓦時,占銷售電量的13.4%,平均電價每千瓦時0.303元,比批復電價平均降低9.3分,一年減收56億元。2016年上半年市場交易電量439.67億千瓦時,占銷售電量的21%,平均電價每千瓦時降低6.4分,減收28.14億元。預計全年市場交易電量將超過1200億千瓦時,占全年電量的25%。再如水電大省云南,計劃2016年市場電量500億千瓦時。上半年,全省實際達331億千瓦時,占全網統調電量的39.6%,火電平均降價0.15元/每千瓦時,火電出現了全區域虧損的局面。從長遠看,隨著電力裝機剛性增長與電力需求迅速下降矛盾的日益尖銳,電力市場化競爭將進一步加劇,發電行業未來將出現盈虧分化,優勝劣汰,兼并重組,尋求“后電改時代再平衡”。
    2002年上一輪電改以來,我國發電企業盡管經歷了電力投資、煤炭市場的殘酷洗禮,但并未真正經歷電力市場的競爭。近兩年新電改試點區域的電力市場建設才剛剛開始。 “十三五”,新建機組直接參與市場交易,風光電等新能源進入市場大勢所趨,電源項目招投標、用電大戶擇優選擇發電企業或售電公司將會涌現,全面競價時代即將到來,發電企業最大挑戰將會來自電力市場。面對量價齊跌、激烈競爭的電力市場,一些發電企業不得不調整發展戰略,以市場為導向,以用戶為中心,努力建設一流的綜合能源服務供應商。可以預見,通過推進新電改,電力市場這只“無形之手”的威力將逐步放大,倒逼市場主體“去產能”。
    社會投資主體亟需自我約束
    2015年,受審批權下放、效益不錯的影響,火電企業投資沖動強烈,裝機大幅度逆勢增長。火電基建投資完成1396億元,增長22.0%;凈增火電裝機6400萬千瓦,為2010年以來年度投產最多的一年。截至2015年底,火電裝機累計達到9.90億千瓦,增長7.8%,遠大于電力需求的增長。火電利用小時大幅下降至4329小時,創1969年以來的最低值。
    近年來,究竟是什么投資主體在推波助瀾呢?2015年,五大發電集團新增裝機4860萬千瓦,占全國新增裝機比重37.46%,同比增長4.46%。整個“十二五”期間,五大發電集團裝機從2010年的47346萬千瓦增長到2015年的66496萬千瓦,五年增長40.45%,低于全國整體水平16個百分點,導致五大發電集團裝機容量占全國比重連續5年下降,從2010年49.21%下降到2015年44.13%,降低了5個百分點。可見,五大發電集團已關注到了電力過剩的危機,調低了發展速度。但是,其他社會投資主體,尤其是社會資本、地方能投公司仍在快速擴張,而政府部門對這類主體的調控影響力又較弱。據悉,一些發電集團正在逐步改變過去在電力短缺大背景下“干了再說”做法,努力克服過去一些國企“急性、任性、慣性”的發展通病,實現理性發展,避免形成新的不良資產、“僵尸企業”。今年年中會議,華電集團決定暫緩建設1500萬千瓦煤電項目;國電集團堅持有進有退,決定取消6個火電項目,緩建幾個煤電項目,希望在業內能起到示范、引領作用。
    因此,各類投資主體均要以維護行業利益為重,堅持價值思維,強化市場意識,吸取煤炭、鋼鐵行業教訓,改變過去單純擴張型戰略,綜合運用穩定型、收縮型等組合戰略,加強市場聯盟,建立基本平衡的電力市場。特別要防止“十三五”發展規劃編制過大,防止電力項目盲目擴張,防止產業鏈過度延伸,導致產能過剩繼續惡化,陷入“囚徒困境”。令人欣慰的是,今年以來,我國火電新增裝機呈現逐月下滑走勢,1-9月投產火電2901萬千瓦,比去年同期幾乎減少1000萬千瓦,大幅下降26.6%。
    去杠桿、補短板: 唱好“兩臺大戲”
    “去杠桿”、“補短板”是發電企業面臨的另外兩個難題、“兩臺大戲”,同樣需要積極應對,協同配合,才能將供給側結構性改革落到實處。
    “去杠桿”,關鍵要嚴控投資規模、加大資本運作力度、提高降本增效與瘦身健體的能力。代表性的五大發電集團,其資產負債率一直處于高位運行,盡管比2008年最高時85%有所下降,2015年末仍高達82.3%,而央企平均資產負債率為66.2%,國際先進電力集團基本都在70%以下。一個發電集團每年光財務費用就有200多億元。高負債率下的財務杠桿效應使得財務成本侵蝕大量利潤,經營風險較大,降低杠桿率、提高資金風險防范能力尤為緊迫。
    “補短板”,也是今后培育、增強核心競爭力一項重要手段。目前,能源電力集團還普遍存在一些“短板”:非電產業盈虧分化、效益下滑,煤炭、煤化工、鋁業等普遍虧損,出現“以電補煤、以電補鋁”現象;成立以來盈利好的周期不長(4年),營業收入2015年出現首次負增長(-7%);各發電集團、各區域發展很不平衡,企業虧損面仍占30-40%,一些低效資產、僵尸企業需要處理;一次能源的轉化效率還不高(41%左右),節能環保績效有待加強;市場競爭力較弱,電力終端客戶服務能力亟需加強;能源結構優化任務艱巨,產業協調發展效應不強;“走出去”還有較大的提升空間等。整體而言,企業的核心競爭力還不強。而且,“十三五”發電行業政策市場環境多變,挑戰大于機遇,不確定性、利空因素大幅增加,整體經營業績將 “轉折向下”,同時,發電行業同質化競爭不斷加劇,發電企業首先要面向未來,以生存為本,樂觀應對,等待轉機,并積極通過“揚優勢、補短板、推創新”,建立相對競爭優勢,實現可持續發展。
    “一個面向、三個轉型”是發電企業必由之路
    如前所述,目前電力市場普遍過剩。國家嚴控煤電,風光電發展也受限制,非電產業效益分化、整體虧損,未來發電行業的發展出路在哪兒呢?
    “十二五”末,一些能源電力集團紛紛制定“十三五”發展規劃,確定戰略目標。總體上講,規劃思路有變化、有進步,但基本是過去發展思路的慣性延續,各種電源項目的梳理匯總,缺乏實質性變革與創新。具體表現為:(1)仍沒有完全跳出傳統的煤電發展領域,就發電論發電,對打造新的電力產業鏈、進入新業態舉措不多;(2)發展思路仍然突出規模擴張,對未來電力市場形勢的判斷偏樂觀,更談不上如何應對電力產能過剩、市場激烈競爭、實現產需平衡問題;(3)發展思路對如何納入用戶需求側管理、強化不同產業之間的協同,實現縱向“源—網—荷—儲”協調優化,橫向多能源互補優化的格局著力不夠。
    “十三五”期間,我個人認為發電企業的經營發展,一方面要積極推進供給側結構性改革,改善目前嚴峻的政策市場環境,減少系統性風險;另一方面存量資產要超低排放、超低能耗、提質增效、兼并重組,增量發展要聚焦電力主業、轉型升級、向下延伸、對外拓展。具體講,要突出“一個面向(電力市場)、三個轉型”:
    ——清潔轉型,即由傳統粗放的生產方式向綠色低碳、安全高效轉型,加速推進清潔替代。大力發展非化石能源,加速清潔替代和電能替代,是全球能源發展大趨勢。目前,一些發電集團普遍存在火電比重偏高,清潔能源比重尤其是非水電可再生能源比重偏低。因此,發電企業一方面要繼續堅持清潔轉型;另一方面也要因地制宜,把握水電、核電發展節奏,風光電要著力轉換空間發展布局,重點在中東部和南方地區、海上發展,“三北”地區要嚴加控制,就近消納,積極外送,著力解決“三棄現象”。
    ——國際化轉型,即由國內發電集團進一步向國際化的世界一流能源集團轉型。利用既有的技術、區域優勢,積極融入國家“一帶一路”、“互聯互通”戰略,加快海外能源項目的投資開發和工程承包、技術服務,并成立專門并購小組,加速海外資產并購力度,提高境外資產、收入的比重;利用金融平臺,拓展海外低成本融資(國際項目融資、銀團貸款、貿易融資、特許權融資等)。同時,要高度重視防范境外投資并購風險,真正做到“效益可觀、能力可及、風險可控”。
    ——戰略定位轉型,即由生產型發電集團或能源集團向綜合能源供應商轉型,堅持能源生產與綜合服務并重。“十三五”,發電集團要抓住新電改與經濟結構轉型新機遇,突破單一發電業務的束縛,以戰略高度圍繞電力主業“上下延伸”,除了優化煤體一體產業鏈外,重點要積極進入配售電領域、供冷供熱供氣領域,以及相關的新業態,包括充電樁、分布式能源、抽水蓄能、儲能技術、水務板塊、油氣管網、智能電(熱)網、微網、泛能網、能源互聯網,綜合能源供應等,實現發(配)售一體、冷熱電三聯供、熱力源網一體,培育新的業務板塊與效益增長點。同時,以客戶為導向,堅持能源生產與綜合服務并重,向客戶提供多種綜合增值服務、創新產品開發,如代理售電、用能信息、電量回購、節能咨詢、合同能源管理等。

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