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，多措并举，取得了初步成效，如电源投资连年下降、装机结构与布局优化、“量价齐跌”局面有所好转、业绩下滑好于预期。但毕竟推进时间不长，改革还在路上，仍然存在一些困难与问题，需要进一步深化供给侧改革。

 

 

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：（1）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%。（2）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。（3）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，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%下降到2017年41%，降低了8个百分点。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%。截止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。

 

 

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6月弃风率达43.9％，弃光率31.8％，均创历史新高；年底装机达8109万千瓦，而最大负荷只有2805万千瓦，只占34.6%。为此，7省市不得不出手受电施救。四川火电“离不开、活不了”，不断为水电、新能源让路，利用小时大幅下降，亏损增加，前景迷茫。火电2011年4526小时；2015年2688小时；2016年2121小时，亏损面达100%。云南火电的情况，也有过之而无不及，深陷生存危机。

 

从全国的情况分析，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”现象后，2017年再次掀起光伏发电抢装的“狂潮”。因受“630、930”抢装、光伏扶贫政策推动、对分布式光伏电价下调的预期，光伏新增装机5338万千瓦，陡升68.3%，累计装机13025万千瓦，提前三年超额完成“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。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。

 

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。

 

 

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，煤矿数量减少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。而同期由于宏观经济企稳，煤炭需求止跌回升。2016年需求增长0.5%，但煤炭产量因为限产、去产能，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、东北等地煤炭供需矛盾严重，发电企业煤炭“告急”，当地政府不得不出台限运出省的措施。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，减少直接的行政干预，坚持用市场化法治化手段，实现煤、电产需对接，上下游协调发展，避免副作用，需要不断总结经验教训。

 

 

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。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。

 

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？电价涨落如何在发、输、配、售、用环节传导？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。

 

 

“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，也难度极大。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，必须要解放思想，创新思路，推出新举措。关键要严控投资规模、加大资本运作力度，在瘦身健体、降本增效、提高盈利能力上下功夫。尤其要在盘活存量、上市融资、引入战投、企业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。

 

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。

 

总之，面对目前复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面，新时代发电企业要想走出低谷、共奔小康，各方主体必须凝聚共识，坚持问题导向，趋利避害，多措并举，深化供给侧改革，谋求高质量发展。

能源杂志