電力行業(yè)經(jīng)營(yíng)困難原因及對策

　　當前電力行業(yè)困境與煤電關(guān)系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網(wǎng)建設滯后等因素直接相關(guān)，我國電力市場(chǎng)建設尚處于起步階段，剛開(kāi)始放開(kāi)發(fā)電、售電環(huán)節，調峰補償、價(jià)格響應等市場(chǎng)機制尚未建立。有部分中長(cháng)期雙邊交易，尚未建立現貨市場(chǎng)，新能源邊際成本低的優(yōu)勢難以體現，跨省跨區輸送新能源的現貨市場(chǎng)機制還處于研究階段。煤電處在同一利益鏈條上，只有雙方互利共贏(yíng)才能良性發(fā)展。電力企業(yè)要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規模，加大清潔高效能源發(fā)展力度。解決新能源消納問(wèn)題，還是要在更大范圍內進(jìn)行優(yōu)化配置，要建立傳統能源與新能源發(fā)電之間的補充和調峰機制，提升整個(gè)網(wǎng)絡(luò )的調節靈活性。電網(wǎng)的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。

 

　　近年來(lái)，隨著(zhù)電力需求特別是重化工業(yè)用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時(shí)連續下降，電力產(chǎn)能過(guò)剩問(wèn)題突出。2016年，電力過(guò)剩加劇、煤電價(jià)格快速上漲、電改全面推進(jìn)，在多重擠壓下，電力經(jīng)營(yíng)壓力倍增，發(fā)電企業(yè)面臨巨大考驗。當前，電力市場(chǎng)需求增長(cháng)放緩、交易價(jià)格不斷下降、燃料成本大幅上漲、產(chǎn)能過(guò)剩風(fēng)險加劇、節能減排改造任務(wù)繁重，多重矛盾交織疊加，企業(yè)經(jīng)營(yíng)面臨嚴峻壓力和困境，亟須加大政策扶持力度，進(jìn)一步推進(jìn)電力體制改革，營(yíng)造企業(yè)發(fā)展良好氛圍。

 

　　一、去年以來(lái)電力企業(yè)經(jīng)營(yíng)困難，業(yè)績(jì)下滑

 

　　近年來(lái)，隨著(zhù)電力需求特別是重化工業(yè)用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時(shí)連續下降，電力產(chǎn)能過(guò)剩問(wèn)題突出。2016年底全國火電裝機容量10.5億千瓦，設備平均利用小時(shí)4165小時(shí)，同比降低199小時(shí)，是1964年以來(lái)的最低水平。與上年相比，除北京、河北和西藏3個(gè)省份外，其他省份火電設備利用小時(shí)均有不同程度降低，其中，海南降幅超過(guò)1000小時(shí)，青海、福建、四川、新疆和寧夏降幅超過(guò)500小時(shí)。

 

　　截至2月底，在35家發(fā)布2016年業(yè)績(jì)預告的上市電企中，有超過(guò)50%的電企業(yè)績(jì)預警。其中，大唐發(fā)電(601991,股吧)預計2016年年度經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jì)將出現虧損，預計虧損25到28億元。新能泰山(000720,股吧)預計2016年凈利潤虧損6800萬(wàn)元至7800萬(wàn)元，主要原因是報告期內公司所屬發(fā)電企業(yè)燃煤發(fā)電機組上網(wǎng)電價(jià)每千瓦時(shí)降低0.0465元（含稅），發(fā)電業(yè)務(wù)盈利能力大幅降低，經(jīng)營(yíng)業(yè)績(jì)同比大幅下降。此外，甘肅電投(000791,股吧)也預計2016年1—12月份歸屬于上市公司股東的凈利潤-1.10億至-9000萬(wàn)元，同比下降439.09%至377.44%。通寶能源(600780,股吧)、哈投股份(600864,股吧)、漳澤電力(000767,股吧)等公司都預計公司2016年業(yè)績(jì)預減。華電國際(600027,股吧)表示，預計2016年度實(shí)現歸屬于上市公司股東的凈利潤與上年同期相比，將減少47%到57%，主要原因是報告期內國家下調了燃煤發(fā)電機組的上網(wǎng)電價(jià)、電煤價(jià)格出現較大幅度上漲以及發(fā)電機組利用小時(shí)數下降的綜合影響。

 

　　展望2017年，經(jīng)營(yíng)形勢也不容樂(lè )觀(guān)，發(fā)電企業(yè)受到多重擠壓，盈利空間大幅壓縮，經(jīng)營(yíng)將更加艱難。中電聯(lián)預計電力消費需求增長(cháng)將比2016年有所放緩；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發(fā)電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機比重進(jìn)一步提高至38%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過(guò)剩?；痣娫O備利用小時(shí)進(jìn)一步降至4000小時(shí)左右，電煤價(jià)格繼續高位運行，部分省份電力用戶(hù)直接交易降價(jià)幅度較大且交易規模繼續擴大，發(fā)電成本難以及時(shí)有效向外疏導，煤電企業(yè)效益將進(jìn)一步被壓縮，企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

 

　　二、電力企業(yè)經(jīng)營(yíng)困難的原因分析

 

　　去年電力企業(yè)業(yè)績(jì)下滑、經(jīng)營(yíng)困難是多種因素共同影響的結果，隨著(zhù)市場(chǎng)電量?jì)r(jià)格的下降和比重的擴大，再加上電煤價(jià)格的持續上揚以及電網(wǎng)建設滯后導致清潔可再生能源限電棄電，我國發(fā)電企業(yè)的生存空間承受了多重擠壓。發(fā)電企業(yè)正處于增長(cháng)速度換檔期、結構調整攻堅期和經(jīng)營(yíng)發(fā)展轉折期“三期疊加”的特殊歷史階段，正面臨歷史性的拐點(diǎn)。這也說(shuō)明電力行業(yè)上中下游的關(guān)系還沒(méi)完全理順，市場(chǎng)競爭不充分，市場(chǎng)機制有待健全。

 

　　第一，電力市場(chǎng)化改革深入推進(jìn)。

 

　　2016年，全國各區域、各省區市通過(guò)綜合考慮經(jīng)濟結構、電源結構、電價(jià)水平、送受電規模、市場(chǎng)基礎等因素，結合本地實(shí)際情況，不斷推進(jìn)發(fā)用電計劃改革，加快了市場(chǎng)化改革進(jìn)程。同時(shí)，也為降低工商業(yè)用能成本、穩定經(jīng)濟增長(cháng)作出了積極貢獻，2016年我國企業(yè)用電成本減少約1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬(wàn)億元的10%。2016年，全國包括直接交易在內的市場(chǎng)化交易電量突破1萬(wàn)億千瓦時(shí)，約占全社會(huì )用電量的19%。每度電平均降低電價(jià)約7.23分，為用戶(hù)節約電費超過(guò)573億元。2016年，在國家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區域內，市場(chǎng)交易電量同比增長(cháng)58.8%，市場(chǎng)交易電量占售電量比例達到22%。共有15138家次電力用戶(hù)通過(guò)交易平臺參與電力直接交易，通過(guò)北京及省級電力交易平臺分別實(shí)現電力直接交易電量353億千瓦時(shí)、4740億千瓦時(shí)，合計5093億千瓦時(shí)，總規模為2015年的2.6倍。2016年初，燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)下降了3分/千瓦時(shí)，再加上2015年下調2分/千瓦時(shí)的翹尾影響，影響發(fā)電利潤超過(guò)千億元。同時(shí)，雙邊交易、集中競價(jià)交易、跨區跨省送電等市場(chǎng)化方式實(shí)現交易電量大幅增加，市場(chǎng)電量比重快速增加到近30%，盡管“折價(jià)”交易幅度縮小，仍對發(fā)電行業(yè)形成了很大的沖擊。

 

　　第二，煤炭?jì)r(jià)格反彈致成本上升。

 

　　煤價(jià)下跌，電企盈利水平提高；相反，煤價(jià)一旦反彈，電企則盈利堪憂(yōu)。去年下半年，煤價(jià)的大幅反彈讓電企的盈利水平急速下降。數據顯示，去年最后一次環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數報收于593元/噸，雖然已連續8期下行，但相比年初漲幅近60%。為此，去年年底，國家發(fā)改委、能源局連推“組合拳”，包括啟動(dòng)抑制煤價(jià)過(guò)快上漲響應機制、推動(dòng)煤電企業(yè)簽訂中長(cháng)期合同等。近日，神華等煤企集體呼吁重啟煤炭限產(chǎn)，以此來(lái)控制煤價(jià)保持在一定水平。神華和中煤等煤企集體呼吁重新出臺煤炭限產(chǎn)方案，以控制煤價(jià)保持在合理水平。煤炭限產(chǎn)后，煤價(jià)將會(huì )控制在一定水平。整體上來(lái)看，2017年煤價(jià)會(huì )高于去年，這也意味著(zhù)電企的日子會(huì )比去年難過(guò)。

 

　　第三，清潔可再生能源限電棄電仍在惡化。

 

　　清潔可再生能源限電仍在惡化是電力產(chǎn)能過(guò)剩的問(wèn)題之一，我國80%以上的風(fēng)能、太陽(yáng)能分布在西部和北部地區，85%以上的待開(kāi)發(fā)水能資源分布在西南地區，當地用電負荷有限，需要跨區跨省消納。在新能源集中開(kāi)發(fā)地區，本地消納不足，區域內電源結構性矛盾日益突出。2016年全國“棄水、棄風(fēng)、棄光”電量共計近1100億千瓦時(shí)，超過(guò)當年三峽電站發(fā)電量約170億千瓦時(shí)。2016年，國家電網(wǎng)調度范圍內棄風(fēng)電量約396億千瓦時(shí)，主要集中在我國東北和西北地區；棄光電量69億千瓦時(shí)，以西北為主。去年1-11月，國電集團公司平均棄風(fēng)率達到14.6%。布局、輸送、市場(chǎng)以及系統調節等問(wèn)題，都是“棄風(fēng)棄光”情況愈演愈烈的推手。前幾年因為電力需求增長(cháng)較快，新能源與常規能源都可以得到有效利用?，F在電力需求放緩，新能源裝機量仍然很高，新的用電市場(chǎng)根本支撐不了這么大的增長(cháng)。同時(shí)，為了趕上國家政策享受較高電價(jià)，2015年底出現了大量的突擊搶裝，直接造成2016年窩電現象的直接上升。

 

　　三、應對電力企業(yè)困境的對策建議

 

　　當前電力行業(yè)困境與煤電關(guān)系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網(wǎng)建設滯后等因素直接相關(guān)，我國電力市場(chǎng)建設尚處于起步階段，剛開(kāi)始放開(kāi)發(fā)電、售電環(huán)節，調峰補償、價(jià)格響應等市場(chǎng)機制尚未建立。有部分中長(cháng)期雙邊交易，尚未建立現貨市場(chǎng)，新能源邊際成本低的優(yōu)勢難以體現，跨省跨區輸送新能源的現貨市場(chǎng)機制還處于研究階段。煤電處在同一利益鏈條上，只有雙方互利共贏(yíng)才能良性發(fā)展。暴跌之下必有反彈，煤電雙方都要保持理智合作，煤炭市場(chǎng)較好時(shí)，煤價(jià)不要過(guò)度暴漲；電力供大于求，也不要大力抑制煤價(jià)。電力企業(yè)要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規模，加大清潔高效能源發(fā)展力度。解決新能源消納問(wèn)題，還是要在更大范圍內進(jìn)行優(yōu)化配置，要建立傳統能源與新能源發(fā)電之間的補充和調峰機制，提升整個(gè)網(wǎng)絡(luò )的調節靈活性。電網(wǎng)的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。搭建外送通道固然重要，但只有能源結構上是需要外送的，電網(wǎng)才需要加強外送。在合理配套電網(wǎng)的同時(shí)，新能源開(kāi)發(fā)本身也需要調整格局。以風(fēng)能為例，目前我國風(fēng)能技術(shù)開(kāi)發(fā)量達到102億千瓦，但已開(kāi)發(fā)量?jì)H為1.49億千瓦。在巨大的潛力下，更應結合具體情況加快東部和南方中低風(fēng)速的資源勘探和開(kāi)發(fā)。另一方面，中東部雖不存在限電問(wèn)題，但是否具備開(kāi)發(fā)所需的土地、水和環(huán)境條件，也應當引起行業(yè)的重視。同樣，在光伏領(lǐng)域，多元化利用將是未來(lái)太陽(yáng)能發(fā)展的重要思路。