售电大潮：发电企业如何攻城略地？

　　供热市场正在成为发电集团角逐的“蓝海”和新的利润增长点。上一个采暖期，内蒙古一家电厂自营供热后新增利润数千万元。半年时间即实现这笔可观的利润，为这家电厂完成年度考核任务作出的贡献不容小觑。此前供热往往被视为亏损业务，企业的积极性甚低，不愿过多涉足。近年则有越来越多的企业扭亏为盈。

　　内蒙古当地主要的热电公司共拥有12家热电联产企业，比一年前新增了两家供热电厂，扩张的步伐在加快。

　　随着发电领域竞争越来越激烈，发电企业开始在主业周边寻求利润空间，供热市场开始展现其巨大的发展空间和诸多竞争优势，这些优势将帮助企业在不久后的电力市场中获得更稳定的收益。可预见的是，随着市场规模扩大，供热将会成为发电集团独立的业务板块。

　　亏损的趸售

　　供热业务一度是烫手的山芋。

　　此前由发电企业经营的热电厂业务通常只限于趸售供热业务，即向批发商热力公司售热。地方热力公司按热量计费从热电厂集中购热后，再向居民等终端用户售热，按面积计费。热电厂也不参与采暖费收缴，而由当地政府、地方热力公司来承担该责任。“这种管理方式之下，作为热源的热电厂通常会运行亏损。”华能集团一位专家解释说。

　　与居民用电价格类似，居民集中供热价格目前实行政府定价管理，其中不仅是终端居民采暖费由政府定价，上游热电厂的供热价亦由政府定价。

　　发电企业抱怨，由政府制定的居民供热价格普遍较低，远远低于工业供热价格，供热“已成为一种公益事业”，热价往往倒挂。而在地方政府看来，供热业务具有强烈的公共事业性质，热电厂作为国有企业应该履行其社会责任。发电企业的抱怨在于，热电企业承担相当部分的社会和公共利益的义务，国家应在税收和财政政策上给予适当的照顾，但供热企业在改造资金方面未得到低息、补贴等优惠。

　　工业供热则是由电厂与工业用户直接洽谈，供热价格“有利可图”。而且有的供热电厂与用户建立了“煤热价格联动机制”。根据中电联的调查数据，近年居民平均热价仅为每月23元/吉焦，工业供热价格一般高于居民热价30元。

　　低于成本的趸售价格导致企业缺乏发展供热的意愿。很多热电厂一开始只是以热电联产的名义取得政府核准。除了一些小容量机组真正做到热电联产外，很多热电厂则是“挂羊头卖狗肉”，要么根本不供热，要么热电比不符合规定。这样的行业存在一度让呼吁政府清理假热电企业的声音高涨。

　　在火电标准趋严时期，火电企业以热电联产的名义申请核准，更容易获得中央政府主管部门的核准。在东南沿海发达地区，热电联产项目甚至是唯一获准建设的火电电源项目。

　　真正供热的企业则陷入亏损泥潭中。中电联曾调研内蒙古区域接带城市集中供热的10家电厂，年供热量约3800万吉焦。但是2004年之后的十年间，供热价格一直大幅低于其供热成本。即便在2012年煤价下行后，有声音认为热价应该相应下调时，地方政府物价部门做过相关测量后，认为热价没有下降空间。这更加凸显了热价在煤炭“黄金十年”时期偏离成本之严重程度。

　　离煤源较远的城市供热电厂，亏损更为严重。尽管煤价下跌，供热成本略有下降，但其他成本如水费、材料、人工等却不断上涨，仍高于趸售热价。

　　为发电行业代言的中电联建议，政府应根据各区域的情况指导供热价格，根据电煤价格、水价等核算供热成本，形成合理的价格机制。

　　中电联连续三年在其《全国电力供需形势分析报告》中向国家主管部门提出建议：“针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制;对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产。”

　　直供机会

　　最早意识到扭转工业亏损机会的是一些处于生存边缘的中小电厂。

　　上世纪90时代，为缓解电力紧张局面，国家批准建设了一批15万千瓦级以下的纯凝发电机组，这批小机组煤耗高、效率低。而且随着城市化进程，其所在地逐渐成为城市中心区域。而环保趋于严格，这一类电厂理应被关停。

　　但机会在于，新发展的区域基础设施相对薄弱，集中供热相对滞后，周边居民采暖依靠燃煤小锅炉，不仅能耗高，供热能力低下，还直接影响城市空气。

　　捕捉到这一市场信号后，濒临关停的小火电即变身为热电联产机组，就此避免被关停的命运。这些电厂发展供热有两个选择，一是趸售模式，将供热产品直接批发给热力公司;另一条则是自营管网直供到户。

　　趸售模式已经相当成熟，发电企业驾轻就熟，承担的责任也相对少。一般的新进入者往往倾向于选择趸售模式。

　　一家发电集团的中层管理人员告诉记者，直供到户的好处明显更多，首先是可直接拥有终端客户资源，可以进一步延伸产业链，取消中间交易环节，减少效益流失;其次是更进一步密切企地关系，增强企业在地方的影响力。“拥有密切的政企关系，这一点在此后的发展中至关重要。”他特别强调。此外，对于老电厂来说，新发展直供业务还可以分流部分员工，减轻企业经营压力。

　　部分电厂首先尝试了这一模式后利润可观，甚至扭转了此前的亏损局面。一家发电集团总部调研了系统内的供热业务后，对转变为直供获得的业绩大为吃惊。

　　隶属华电能源的佳木斯热电厂较早发展了直供业务，其提供的信息显示，其热力公司趸售热价为23.99元/吉焦，而直供热价为57.17元/吉焦，两者差达33元。其直供热面积目前已达330万平方米。凭借着机组的更新和直供热力的优势，佳木斯热电厂也从多年的亏损变为盈利过亿元，至今还在积极开拓直供热市场。

　　管网的筹码

　　电力装机大跃进后，电力从紧缺至富余，供热机组的特殊优势开始展现。在发电行业纷纷谋求转型发展之时，热电联产机组成为优选之一。在发电集团未来布局中，均提出“积极推进热电联产项目开发”。

　　对于发电企业来说，供热业务表面上亏损，但隐性收益较大。隐性收益主要来自于增加的发电量和节省的燃料成本，随着环保要求的提高和电力市场竞争的加剧，供热成为火电企业赢得市场的有效竞争力。

　　计算供热成本一直是个难题。当前，除少量背压机组外，大部分是以发电为主，在供热成本核算中，主要按照热量法进行核算，即“好处归电法”核算供热成本，因供热产生的节能降耗效益体现在发电上。

　　对于常规供热机组来说，由于供热所抽蒸汽已经过汽轮机做功发电，但供热煤耗按照不发电纯供热进行分摊，分摊给发电的耗煤量就减少了，供热企业的热效率要高于同类纯凝机组热效率，因此供热企业的供电煤耗普遍较低。由于供热，一家发电集团的供电煤耗能平均下降9.8克/千瓦时，节约标煤达251万吨，减少了燃料成本。

　　一位财务专家说，因供热成本是按照“好处归电法”原则测算，财务上反映的供热利润，不能完全反映供热的实际效益。

　　热电联产机组实行“以热定电”，根据供热负荷的大小确定装机容量和建设规模。供热期间，热电机组既供热，也供电，在一定范围内，电负荷的增长会带来热电边际贡献的增加。除此外，由于集中供热有助于实现节能、环保目标，地方政府或经信委在安排供热机组发电量计划中，会根据供热情况，增加一部分发电量计划奖励。

　　从一家发电集团的调查来看，热电厂增加了50—800小时不等的发电量。另外，为保持连续稳定供热，特别是居民供热，在供暖期，机组基本上不能调停，且必须保持一定负荷率，这样对提高发电水平和发电效益具有一定帮助。发展直供业务后，发电企业的供热业务优势更是大大增加。供热机组通常靠近热负荷区，供热企业可以通过管网建设加大自营供热面积提高经济效益。发电集团都确立了“控制趸售扩大直供”的经营模式。

　　一家发电集团的一位专家说：“新增的供热业务都是盈利的，因为发电企业集中资源去发展直供。”“直供业务除了效益好以外，还能确保赚钱的潜力。源网一体的热电企业有了直供的管网，企业就可以去公关地方政府。无论是价格还是发展业务，都有了谈判的筹码。”

　　在实施厂网分开改革后，国家发改委也推动在供热业务建立类似煤电联动的价格调整政策，早在2005年国家发改委已出台《关于建立煤热价格联动机制的指导意见》，明确当煤炭到厂价格变化超过10%时，热源企业可相应调整热力出厂价格。但是热价与电价不同，由地方政府调控。大部分的热源电厂为中央企业所有，地方政府不急于调控热价，而乐于看到中央企业“输血”地方民生。

　　企业的呼吁也作用有限。由于热电厂绝大部分没有自主经营热网，供热都是趸售模式，所以在与地方政府进行供热价格谈判时没有话语权，导致供热价格低于成本，倒挂运营。一旦同时拥有热源和热网，发电企业就占据了价格谈判的优势。“而且企业去公关政府部门时，政府部门内部是由官员个人去代表公共利益，企业有了筹码再去公关，官员个人又没什么损失，事情会变得简单一些。”一家发电集团的中层管理人员直言。

　　战略增长点

　　供热面积的急剧扩大源于快速铺开的城市格局。城市面积的扩展成为发电集团攻掠供热市场最好的机遇。

　　华电集团对供热于城镇化的机遇做了深入研究。其发布的《中国华电城镇供热报告》称，“十二五”期间，新增热电联产装机规模约1.1亿千瓦，50%的集中供热和70%的工业生产用热将由热电联产机组提供。

　　这是中国第一份专门论述供热业务的报告，华电意欲将其打造为自己的品牌。华电集团称，华电将继续在东北、华北、西北等集中供热发达地区投资建设热电联产机组和热网，至今年年底供热机组容量将超过3000万千瓦。这一数据在五大发电集团中名列前茅。

　　集中供热的需求不断增长的势头显而易见。根据这份报告的数据，2013年城市集中供热面积为57.2亿平方米，比2012年增长10.3%，县城的需求增长更为迅速，集中供热面积达10.3亿平方米，比上年增长14.1%。根据中国计量测控网的数据显示，近年来，中国新增及改造供热面积规模每年平均递增20%以上。而目前，依然有35.75%的热量由锅炉提供。由于地方执行政策不到位，小锅炉房关停缓慢，城市热网未按计划建设，导致热电机组的供热能力没完全发挥。

　　华电集团主要负责人在内部曾明确要求加快推进直供。此后华电集团召开了其公司历史上第一次供热工作现场会，定调：“明确大力发展热电联产，将供热板块打造成为新的利润增长点。”

　　火电装机同样占优的大唐集团谋划将供热板块打造成新的利润增长点，截至2014年，大唐2014年热电联产装机容量为1088万千瓦，占火电机组装机总容量的31.8%。如果这些机组全部发展直供业务，利润将大大增加。“许多热电厂的热电比还较低，供热水平远未达到设计热负荷，还有很大的提升空间。”一位专家说。

　　东北、华北是发电企业争夺的重心所在。华电能源是其在东北发展供热的主要平台。华电能源公司的主要资产分布在黑龙江、吉林等地，且是黑龙江最大的供热企业。华电集团要求其装机占优的黑龙江省城镇化发展规划要开展好各地市、区域供热市场研究，实施好热源项目选点布局，应用好高新技术，解决好电热矛盾，重点研究小型热电联产和分布式能源可行性。供热板块要释放供热潜力，大力发展直供热负荷。

　　正在闯进黑龙江市场的还有华能集团。在地方热力公司还没覆盖的城市区域成为争夺的焦点。

　　企业发展也正契合政府目前的诉求。发电企业在当地发展热电联产，降低了环境污染，提高了中心城区的供热质量，日益成为政府的重要需求。一家发电企业与地方座谈时特别强调，他们能令当地供热能力、供热品质有很大的提升，对城市环境也会有所改善，“而且不涨热价”。当企业开始争夺供热市场时，发电企业就不再强调此前令其无奈的亏损泥潭。有条件的热网企业已经在谋划采用“电、热、冷”三联供技术，冬季集中供暖，夏季集中供冷，以此开拓热力市场。

　　中发9号文印发后，改革进程得以确定。发电企业认定发展直供热是难得的机遇。游戏规则很清楚，只有搞好服务，才能争取更大的市场，有了更大的市场，发电才能有更好的发展。

　　根据参与新一轮电改配套文件征求意见讨论的专家说，在电改配套文件中，为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测的在采暖期享有优先发电的保障。

　　据其解释，优先发电是指按照政府定价优先出售电力电量的权利。享有优先发电权的企业，通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障;享有优先发电权的企业，初期不参与市场竞争。

　　此外，热电厂通常建设在负荷中心，这些机组与热用户仅有一墙之隔，这将是其无可比拟的直供优势。中发9号文也提及“鼓励供热等公共服务行业从事售电业务”。

　　于发电企业而言，供热的战略意义在电力市场化的环境中更加凸显，而地盘将会是有限的。