机械之家讯：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5大任务，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3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3969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，国家发展改革委、国家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，国家发展改革委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”对煤电发展提出要求，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/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”。
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