火电投资装机持续猛增火电节能减排肩扛“大山” 清洁发展“喜中有忧”

2015年，我国发电领域亮点纷呈，人均装机突破1千瓦、新电改拉开帷幕、燃煤电厂全面实施超低排放改造……值此岁末年初之际，本期发电周刊5~8版特推出“回眸2015”发电年度特刊，以期盘点我国发电领域的成果，同时展望2016年，探索发电领域的新走向。

　　2015年发电行业业绩“置顶”

2015年是“十二五”的收官之年。面对能源消费低迷、产能严重过剩、新电改的冲击、环保政策的加码等因素的不利影响，抓住电煤市场“跌跌不休”和金融市场相对宽松的有利时机，以五大发电集团为代表的发电行业经营发展“逆势而上”，亮点纷呈，经营指标创2002年电改以来的“13年之最”，也实现了2012~2015“黄金四年”的业绩“置顶”，稳居央企板块前列。

　　电力供求“相对过剩”

全国电力供求已告别过去“持续短缺”、“基本平衡”阶段，已进入“相对过剩”阶段。2015年2月，我国人均装机历史性突破1个千瓦。

2015年年初预估全社会用电量增长4%~4.5%。由于全国工业特别是钢铁、建材等高耗能产业与青海、云南等8个省份用电量的负增长，1~11月份全社会用电量仅增长0.7%，3月、7月、9月、10月这4个月出现负增长，8月增长1.8%创月度最高水平，预计全年增长不超过1%，远低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的增长，也低于2014年3.8%的增长，创出13年来的最低水平。 在发电侧，表现为各类型发电设备利用小时同比下降，降幅扩大。火电发电量连续13个月负增长，1~11月火电平均利用小时3916小时，同比下降355小时。其中：川、滇、藏均低于2500小时，分别为2450小时、1403小时和68小时;云南和福建下降超过900小时。预计全年火电利用小时约4280小时。

电力市场的普遍过剩，不仅导致发电侧“量价齐跌”，发电量减少，销售收入下降，竞争加剧，而且还出现了多年来罕见现象：跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长,表明电量在全国较大范围内优化配置难度加大。

新电改掀起“冲击波”

2015年3月15日，社会公众期盼已久的新电改9号文正式揭幕。到同年11月30日，国家发展改革委陆续出台十多个配套文件以及实施细则，内容涉及售电侧改革、输配电价改革、放开发用电计划、电力市场建设、组建交易机构、鼓励清洁发展等。截至2015年年底，已有深圳、蒙西、宁夏等7个开展输配电价改革试点，云南、贵州2个省进行电改综合试点，重庆、广东开展售电侧改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市开展电力需求侧响应试点，并在京、广组建国家级跨区电力交易中心。上述一系列举措，标志着新电改制度建设初步完成、正式进入落地实操阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响开始显现。

新电改突出能源民主革命和市场化改革，让社会资本、电力用户拥有参与权或选择权，分享电改红利，对发电侧则是“双刃剑”，机遇与挑战并存，将重塑发电企业，对经营理念、商业模式、安全管理、发展空间产生重大而又深刻的影响。从长远看，随着能源转型与电力供求矛盾的尖锐以及市场化竞争的加剧，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”。

2015年，云贵、蒙西等一些新电改“先 行先试”地方出现了直接交易、集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易等多种模式。由于电力供求过剩加剧，随着市场交易电量比重的提高，无论是协商定价，还是市场竞价，现有的标杆电价体系受到根本性冲击，发电企业“打折让利”将成新常态。云南省1季度市场交易电量达到49.51亿千瓦时，电价因竞价下降0.11元，电厂减收5.44亿元，一年超过20亿元;贵州省截至10月31日，交易电量累计完成142.42亿千瓦时，交易均价比目录电价降低5.48分;甘肃组织风光电与高载能自备电厂开展发电权交易，与常规电源打捆参与大用户(酒钢、兰铝等)直供电，风光电折价0.325元/千瓦时，火电让利0.135~0.150元/千瓦时;蒙西电网开展电力增量市场、多边交易，1~8月折价为2.73分/千瓦时。据最具代表性的某全国性发电集团统计，1~11月市场电量558亿千瓦时，占销售电量的比重比上年“翻一番”还多，达到13.4%，平均电价每千瓦时0.303元，比批复电价降低0.106元。其中：大用户直购电占6.62%，降价0.0712元;竞价电量占5.8%，降价0.127元;其他市场电量占0.96%，降价0.224元。按此推算，五大集团因市场电量减收约300亿元，全行业超过600亿元。

　　火电投资大幅增长

2015年，火电投资、装机持续增长，利用小时数连续下降。据统计，2015年1～11月份，火电完成投资980亿元，同比增长25.2%;火电新增装机规模4751万千瓦，比去年同期多投产1346万千瓦。火电在新增装机较大的同时，发电量继续负增长，设备利用小时降幅扩大。截至11月底，全国规模以上电厂火电发电量38232亿千瓦时，同比下降2.4%，增速比上年同期降低2.1个百分点，22个省份火电发电量出现负增长;全国火电设备平均利用小时3916小时，同比下降355小时，降幅比上年同期扩大94小时。

　　受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，全社会用电量增速放缓，但火电新增装机规模同比却大幅上升。

在火电投资、装机持续增长，利用小时数连续下降的情况下，火电的节能减排压力也在加大。

2015年以来，我国加大了大气污染治理力度和环境监管力度，颁布实施多项政策，积极推动燃煤电厂超低排放改造。与《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》相比，国家环保部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出了更高的要求。三部门还印发了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，决定从2016年1月1日起，对完成超低排放改造的燃煤发电企业给予上网电价补贴。12月2日，国务院召开常务会。会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

　　清洁发展“喜中有忧”

2015年这一年，我国电力清洁发展大事、喜事不断。2015年5月19日，世界水电大会在京召开;2015年11月25日，三峡集团中标巴西499万千瓦的两个水电项目。

2015年3月10日，红沿河核电二期项目获批，成为4年来首个核准的核电项目;2015年4月、12月，国家两次核准建设“华龙一号”三代核电技术示范机组，落地福建福清等核电项目;2015年10月21日，“华龙一号”技术挺入英国布拉德韦尔B项目;2015年7月15日，中电投与国核技重组成立国家电投。2月底，我国风电装机首次突破1亿千瓦，成为世界上第一个达到1亿千瓦的国家。同时，电力清洁发展也呈现出新的特点与问题：

——投资结构：清洁可再生能源装机投资仍占大头，但占比因火电回升有所回落。1~11月份，在全国电源完成投资中，水电、核电、风电等占比68.2%，同比降低4.7个百分点。风电投资增速最快，同比增长 26.8%。但水电投资回落明显，同比减少23.1%;核电同比降低10.9%。

——电源结构：1~11月份，全国新增9044万千瓦装机，其中：清洁装机4294万千瓦，占比47%。除水电比去年同期少投产490万千瓦外，核电、风电、太阳能同比多投产1483万千瓦。截至11月底，水电2.8亿千瓦、核电2696万千瓦、并网风电11327万千瓦。

——电量结构：1~11月份，全国发电量同比增长只有0.1%，但清洁发电量因装机规模扩大增加显著，其中：水电、核电、风电发电量同比分别增长3.6%、29.8%、20.4%。

不过，机组利用小时均出现了不同程度的下降：水电、核电、风电分别下降139、32、74小时，在西北、西南、吉林等地仍存在较为严重的“弃水、弃风、弃光”等问题，引起了全社会的高度关注，国家发展改革委出台了《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》，也纳入新电改“优先发电权”范畴。

　　电煤价格跌入“3”时代

近年来，煤炭市场持续低迷，电煤价格“跌跌不休”。环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从2011年的860元/吨一路下跌。2014年7月23日，“破5”，每吨最低跌至478元，年末恢复至525元。2015年9月23日，“破4”，跌至398元，12月8日再跌至371元，煤价指数下跌154元/吨，火电业绩劲升，出现了两位数的增长，成为发电行业赢利的坚强“基石”，而且“电盈煤亏”格局愈演愈烈。

　　发电企业经营业绩“置顶”

发电行业在经历长达4年(2008~2011)的“苦难岁月”后，2012年终于迎来“重大转机”，2013年经营业绩“持续改善”，2014年各项技术经济指标“巩固提升”，2015年进入第四个“好年景”。截至11月底，五大发电集团无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率，创2002年电改以来的“13年之最”，也实现了“黄金4年”的“业绩置顶”。五大发电集团利润总额达到980亿元，已超过2014年的水平，预计全年有可能突破1080亿元，在国企利润大幅度下降的背景下，成为央企板块和工业经济的一抹“亮色”。预计能完成国资委下达的为“稳增长”追加的考核指标，也有望继续被评为业绩考核A级企业。

煤价超跌、煤耗降低是今年“业绩置顶”最重要的原因。水电、新能源产业，科技环保、金融服务等非电产业以及境外产业发展，财务费用下降，也有不小的利润贡献。值得一提的是，各发电集团坚决执行“八项规定”，严控成本费用，也是一个重要原因。当然，4月8日，国家下调火电上网电价2分/千瓦时，发电机组利用小时减少，新电改市场化改革冲击，煤炭等非电产业亏损增加，以及气电减利等因素，也影响了整体效益的提升。

　　2016年发电行业将现“拐点”

展望2016年，中央明确经济工作“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”五大任务。发电行业面临的形势错综复杂，既有增收因素，也有减利因素。

从增收因素分析，主要有：明年火电燃料成本总体低于2015年水平;国家降息降准，融资成本、财务费用会进一步下降;布局售电公司，进入试运转，有可能挖得“第一桶金”;能源互联网、智能电网、储能技术突破发展，优化资源配置;科技创新、对标管理降本增效等。

从减利因素分析，一是政策导向明朗，“要降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制”。火电上网电价既有上年下调的翘尾影响，还将平均新降3分/千瓦时，影响发电利润1263亿元。风光电标杆电价随着技术进步、造价下降，也开始进入“下调”通道。而且，新电改将加大试点范围，大幅缩小发电量计划，市场电量“折价”交易，“降价潮”将席卷全国。二是钢铁、建材、化工、有色等高载能产业产能严重过剩，再加电力装机的刚性增长，发电利用小时将继续下降，增产增收的难度进一步加大。三是煤炭、煤化工、铝业等非电产业亏损增加，以及火电环保升级改造、新能源补贴拖欠、气电缺乏竞争力等因素，继续影响整体效益的提升。 总之，发电行业经营业绩在2015年“置顶”后，2016年将现“拐点”，转折向下，个别电力严重过剩省份的发电企业有可能再次出现“生存难，发展难，不能实现良性循环”，但全行业总体上仍有一定的利润，处于相对稳定、温饱的状态。因此，要深入贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，从发展方式、体制机制、能力素质上主动适应新常态、新电改、新的国资国企改革，增强核心竞争力，迎接电力市场化改革和能源转型以及能源消费低迷的挑战，控制发展节奏，淘汰落后产能，防范新的系统性风险。