发电行业寒冬将至：产能过剩非理性扩张 发展面临拐点

　　然而，有专家分析指出，这是当地政府和企业为了GDP，进行的电力投资!

　　当前，甘肃电力装机已严重过剩，总装机容量约5000万千瓦，新能源装机超过2000万千瓦，市场消纳(含跨省外送)却不足3000万千瓦。火电机组均面临轮停状态，弃风弃光现象严重。此外，已实施的大用户直供电，电价一度压到了0.15元/千瓦时，突破了火电厂的边际成本。

　　这仅仅是当前全国发电端的一个缩影。

　　今年以来，经济下行、市场疲软、产能过剩、政策调整等各种不利因素交织叠加。发电企业盲目投资的冲动依然不小，利润结构过度依赖煤电，地方保护问题依旧突出。加之新一轮电力体制改革全面铺开，改革的压力也快速集中在了发电企业身上。

　　“发电行业正面临着一个历史性的拐点，”中国国电集团公司党组书记、董事长乔保平呼吁。

　　“年中考”玄机

　　相继发布的各大电力公司半年报及年中工作会在整个7月轮番上演。

　　在这一轮“年中考”里，国电投是唯一实现利润正增长的企业，半年盈利73.65亿元，同比增长8.69%。而其他四家发电企业平均上网结算价均有不同程度的下降，发电量、售电量等较去年同期也普遍下降，降幅最大的则超过8%。

　　五大发电集团今年下半年的共同目标均是“降本保增长”。在他们看来，下半年电力市场仍将在降电价、降利用小时、低电量增长率、低负荷率的“双降双低”通道中徘徊。

　　6月29日至30日，国电集团公司在京召开2016年年中工作会议，率先拉开上半年的业绩大幕。据乔保平透露，截至5月底，国电电源装机已达到1.38亿千瓦，其中，60万千瓦及以上火电机组比重为49.9%，同比增加1.4个百分点;清洁可再生能源装机比重达到29.8%，同比增加2.6个百分点。全面落实节能环保和超低排放改造任务，脱硫、脱硝装机占比均达到100%，实现超低排放机组共54台2326万千瓦。

　　他同时指出，当前形势更加复杂严峻，正处于增长速度换挡期、结构调整攻坚期和经营发展转折期的“三期叠加”特殊历史阶段。经济下行压力依然很大，产能过剩问题日益凸显，产业政策发生重大变化，国资国企和电力市场改革加快推进，发电行业已面临一个历史性拐点。

　　面对业绩下行趋势，大唐集团公司总经理王野平表示：“今年以来，面对电力消费增速持续放缓，火电价格大幅下调，电煤价格低位波动，电力体制改革加快推进等复杂局面，当前公司经营业绩保持了较好的水平，但外部经营环境依然复杂，面临的困难和挑战依然严峻。”

　　“可以看到，发电企业单纯依靠扩张、增量的道路未来走不通了，必须要重新考虑企业自身的发展方式。如十三五时期的电力系统，将发生重大变化，多元互补、分布式、智能电网、微电网等新元素对于公共电网中的发电企业而言就是新的考验。企业再也不能拿传统的思维方式来迎接我们的十三五。”中电联发展规划部副主任、电力经济专家薛静向记者分析。

　　此外，从各家半年报也不难发现，电力行业投资过度的财务负担也已成为多数发电企业的主要成本构成。许多电力企业资产负债率高达80%以上，投资效益明显下降。固定资产虽然不断上升，但是资产的收益率却很低。煤炭价格过去两年内下降了一半，发电成本应该大幅度下降，但这个效益基本被投资的财务负担和发电设备达不到设计利用小时所吞噬。

　　“如果没有煤炭价格的腰斩下降，我国的发电行业可能早就全面亏损、大面积破产了。电网企业的投资也是输变电成本的主要构成，包括许多利用率很低的大项目投资成本。从发电和输变电企业的资金利润率看，我国电价已没有下降空间。”中国能源研究会副理事长、原国家发展改革委能源研究所所长周大地分析。

　　在他看来，电力行业盲目投资问题太过突出，已经成为造成我国能源成本高居不下的一个重要原因。

　　“随着发电小时数的持续下降，电力行业产能的相对过剩，在市场放开、供需矛盾突出的情况下，发电企业的压力是很大的。但是确确实实对于发电企业而言，接下来，他们将要面临的不是一般的困难，而是前所未有的困难。”华北电力大学教授、能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣对记者表示。

　　大限前的疯狂

　　虽然2015年煤价下降，煤电企业效益还算不错，但燃煤电价2016年下调3分钱，加之火电机组利用小时数下降，电力企业已然面临新一轮经营的“冬天”。

　　根据绿色和平组织7月13日公布的一份煤电报告称，由于产能过剩，中国政府正在努力放缓新燃煤电厂的审批。但已经批准的项目加上政策中的漏洞意味着中国在2020年到来前仍在以平均每周增加一个的速度建设新的燃煤电厂。

　　报告同时指出，我国北部和西北省份以及那些被指定为新“煤炭基地”的地区正在试图尽快地批准或建设煤电项目。其中包括山西省、陕西省，以及内蒙古的一部分，都是拥有巨大煤炭储量、经济依赖煤炭的地方。

　　与此同时，水电、风电等行业的代表也已经在抱怨燃煤电厂产能过剩的问题，燃煤电厂的大量增长将让致力于非化石燃料的公司更难盈利，因为它们更容易从国有的电网公司获得入网合同。

　　在我国东北、西北地区，云南、贵州等省份，这一现象愈发普遍。

　　“电力方面，黑龙江每年富余两百多万千瓦，山东每年缺口三百多万千瓦。扎鲁特到青州直流特高压刚刚开启，俄罗斯叶尔科夫齐-霸州、宝清-唐山特高压等好尚无定论，规划缺失，博弈严重，令人着急。”来自东北地区的一位电力从业者反馈。

　　另一位从业者的反馈也发人深思：“在东北，社会用电量勉强持平，而发电侧狼多肉少，基数电量连年跳水。然而，在新电改中，发电企业持续单边让利，最低交易电价仅为现行标杆电价64%，对缓解冬季调峰困难而推行的深度调峰对肩负保民生的重任的热电联产企业伤害巨大，再加上核电风电优先消纳的劣势，造成该区电厂只能举步维艰，惨淡经营。”

　　而在我国边疆的另一端，限电现象亦是非常严重，装机容量远远超过当地消纳能力，部分企业相继陷入亏损。

　　新疆一位年底前将有新机组投产的发电企业负责人透漏，今年新疆地区投产与在建的火电装机共达3380万千瓦(包括自备电厂和公用电厂)，鉴于西电东输的很多地区如山东、河南、安徽等省并不缺电的情况，企业前景不容乐观。他还直言，发电机如印钞机的年代已经过去。

　　而在前不久发布的《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告(2016)》中也指出，我国发电装机容量已连续3年大幅增长，发电设备平均利用小时数逐年下降，电力投资过热导致的电力过剩局面正在进一步凸显。

　　7月，发改委和国家能源局再次联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。作为新一轮电改文件六个配套文件之一的发用电计划政策有望进一步细化。

　　这一缩减煤电机组发电计划指标《征求意见稿》提出：对于2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。

　　“这就意味着明年3月15日之后，新建煤电机组将无法获得发电计划指标，即无法获得政府保底性的上网标杆电价。所以导致现在全国各地区电企都加班加点，赶工期，想要这一政策实施前分到最后的红利。”中国能源研究会理事、电力专家陈宗法对《能源》记者分析，“政策的意图本身是遏制，是好的，但被企业钻了空子。这也是为什么这两年火电项目大干快上的一个重要原因。”