—火電節能減排肩扛“大山”清潔發展“喜中有憂”

  　2015年，我國發電領域亮點紛呈，人均裝機突破1千瓦、新電改拉開帷幕、燃煤電廠全面實施超低排放改造……值此歲末年初之際，本期發電周刊5~8版特推出“回眸2015”發電年度特刊，以期盤點我國發電領域的成果，同時展望2016年，探索發電領域的新走向。

　　2015年發電行業業績“置頂”

　　2015年是“十二五”的收官之年。面對能源消費低迷、產能嚴重過剩、新電改的沖擊、環保政策的加碼等因素的不利影響，抓住電煤市場“跌跌不休”和金融市場相對寬松的有利時機，以五大發電集團為代表的發電行業經營發展“逆勢而上”，亮點紛呈，經營指標創2002年電改以來的“13年之最”，也實現了2012~2015“黃金四年”的業績“置頂”，穩居央企板塊前列。

　　電力供求“相對過�！�

　　全國電力供求已告別過去“持續短缺”、“基本平衡”階段，已進入“相對過�！彪A段。2015年2月，我國人均裝機歷史性突破1個千瓦。

　　2015年年初預估全社會用電量增長4%~4.5%。由于全國工業特別是鋼鐵、建材等高耗能產業與青海、云南等8個省份用電量的負增長，1~11月份全社會用電量僅增長0.7%，3月、7月、9月、10月這4個月出現負增長，8月增長1.8%創月度最高水平，預計全年增長不超過1%，遠低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的增長，也低于2014年3.8%的增長，創出13年來的最低水平。 在發電側，表現為各類型發電設備利用小時同比下降，降幅擴大。火電發電量連續13個月負增長，1~11月火電平均利用小時3916小時，同比下降355小時。其中：川、滇、藏均低于2500小時，分別為2450小時、1403小時和68小時;云南和福建下降超過900小時。預計全年火電利用小時約4280小時。

　　電力市場的普遍過剩，不僅導致發電側“量價齊跌”，發電量減少，銷售收入下降，競爭加劇，而且還出現了多年來罕見現象：跨區輸送電量低速增長，跨省輸送電量負增長,表明電量在全國較大范圍內優化配置難度加大。

　　新電改掀起“沖擊波”

　　2015年3月15日，社會公眾期盼已久的新電改9號文正式揭幕。到同年11月30日，國家發展改革委陸續出臺十多個配套文件以及實施細則，內容涉及售電側改革、輸配電價改革、放開發用電計劃、電力市場建設、組建交易機構、鼓勵清潔發展等。截至2015年年底，已有深圳、蒙西、寧夏等7個開展輸配電價改革試點，云南、貴州2個省進行電改綜合試點，重慶、廣東開展售電側改革試點，北京、蘇州、佛山、唐山、上海等城市開展電力需求側響應試點，并在京、廣組建國家級跨區電力交易中心。上述一系列舉措，標志著新電改制度建設初步完成、正式進入落地實操階段，對電力企業、工商用戶、經濟發展的影響開始顯現。

　　新電改突出能源民主革命和市場化改革，讓社會資本、電力用戶擁有參與權或選擇權，分享電改紅利，對發電側則是“雙刃劍”，機遇與挑戰并存，將重塑發電企業，對經營理念、商業模式、安全管理、發展空間產生重大而又深刻的影響。從長遠看，隨著能源轉型與電力供求矛盾的尖銳以及市場化競爭的加劇，發電行業未來將出現盈虧分化，優勝劣汰，兼并重組，尋求“后電改時代再平衡”。

　　2015年，云貴、蒙西等一些新電改“先 行先試”地方出現了直接交易、集中撮合交易、發電權交易、掛牌交易等多種模式。由于電力供求過剩加劇，隨著市場交易電量比重的提高，無論是協商定價，還是市場競價，現有的標桿電價體系受到根本性沖擊，發電企業“打折讓利”將成新常態。云南省1季度市場交易電量達到49.51億千瓦時，電價因競價下降0.11元，電廠減收5.44億元，一年超過20億元;貴州省截至10月31日，交易電量累計完成142.42億千瓦時，交易均價比目錄電價降低5.48分;甘肅組織風光電與高載能自備電廠開展發電權交易，與常規電源打捆參與大用戶(酒鋼、蘭鋁等)直供電，風光電折價0.325元/千瓦時，火電讓利0.135~0.150元/千瓦時;蒙西電網開展電力增量市場、多邊交易，1~8月折價為2.73分/千瓦時。據最具代表性的某全國性發電集團統計，1~11月市場電量558億千瓦時，占銷售電量的比重比上年“翻一番”還多，達到13.4%，平均電價每千瓦時0.303元，比批復電價降低0.106元。其中：大用戶直購電占6.62%，降價0.0712元;競價電量占5.8%，降價0.127元;其他市場電量占0.96%，降價0.224元。按此推算，五大集團因市場電量減收約300億元，全行業超過600億元。

　　火電投資大幅增長

　　2015年，火電投資、裝機持續增長，利用小時數連續下降。據統計，2015年1～11月份，火電完成投資980億元，同比增長25.2%;火電新增裝機規模4751萬千瓦，比去年同期多投產1346萬千瓦。火電在新增裝機較大的同時，發電量繼續負增長，設備利用小時降幅擴大。截至11月底，全國規模以上電廠火電發電量38232億千瓦時，同比下降2.4%，增速比上年同期降低2.1個百分點，22個省份火電發電量出現負增長;全國火電設備平均利用小時3916小時，同比下降355小時，降幅比上年同期擴大94小時。

　　受宏觀經濟尤其是工業生產下行、產業結構調整、工業轉型升級以及氣溫等因素影響，全社會用電量增速放緩，但火電新增裝機規模同比卻大幅上升。

　　在火電投資、裝機持續增長，利用小時數連續下降的情況下，火電的節能減排壓力也在加大。

　　2015年以來，我國加大了大氣污染治理力度和環境監管力度，頒布實施多項政策，積極推動燃煤電廠超低排放改造。與《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014~2020年)》相比，國家環保部、國家發展改革委、國家能源局聯合印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》提出了更高的要求。三部門還印發了《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》，決定從2016年1月1日起，對完成超低排放改造的燃煤發電企業給予上網電價補貼。12月2日，國務院召開常務會。會議決定，在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放和節能改造，使所有現役電廠每千瓦時平均煤耗低于310克、新建電廠平均煤耗低于300克，對落后產能和不符合相關強制性標準要求的堅決淘汰關停，東、中部地區要提前至2017年和2018年達標。改造完成后，每年可節約原煤約1億噸、減少二氧化碳排放1.8億噸，電力行業主要污染物排放總量可降低60%左右。

　　清潔發展“喜中有憂”

　　2015年這一年，我國電力清潔發展大事、喜事不斷。2015年5月19日，世界水電大會在京召開;2015年11月25日，三峽集團中標巴西499萬千瓦的兩個水電項目。

　　2015年3月10日，紅沿河核電二期項目獲批，成為4年來首個核準的核電項目;2015年4月、12月，國家兩次核準建設“華龍一號”三代核電技術示范機組，落地福建福清等核電項目;2015年10月21日，“華龍一號”技術挺入英國布拉德韋爾B項目;2015年7月15日，中電投與國核技重組成立國家電投。2月底，我國風電裝機首次突破1億千瓦，成為世界上第一個達到1億千瓦的國家。同時，電力清潔發展也呈現出新的特點與問題：

　　——投資結構：清潔可再生能源裝機投資仍占大頭，但占比因火電回升有所回落。1~11月份，在全國電源完成投資中，水電、核電、風電等占比68.2%，同比降低4.7個百分點。風電投資增速最快，同比增長 26.8%。但水電投資回落明顯，同比減少23.1%;核電同比降低10.9%。

　　——電源結構：1~11月份，全國新增9044萬千瓦裝機，其中：清潔裝機4294萬千瓦，占比47%。除水電比去年同期少投產490萬千瓦外，核電、風電、太陽能同比多投產1483萬千瓦。截至11月底，水電2.8億千瓦、核電2696萬千瓦、并網風電11327萬千瓦。

　　——電量結構：1~11月份，全國發電量同比增長只有0.1%，但清潔發電量因裝機規模擴大增加顯著，其中：水電、核電、風電發電量同比分別增長3.6%、29.8%、20.4%。

　　不過，機組利用小時均出現了不同程度的下降：水電、核電、風電分別下降139、32、74小時，在西北、西南、吉林等地仍存在較為嚴重的“棄水、棄風、棄光”等問題，引起了全社會的高度關注，國家發展改革委出臺了《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》，也納入新電改“優先發電權”范疇。

　　電煤價格跌入“3”時代

　　近年來，煤炭市場持續低迷，電煤價格“跌跌不休”。環渤海5500大卡市場動力煤綜合平均價格從2011年的860元/噸一路下跌。2014年7月23日，“破5”，每噸最低跌至478元，年末恢復至525元。2015年9月23日，“破4”，跌至398元，12月8日再跌至371元，煤價指數下跌154元/噸，火電業績勁升，出現了兩位數的增長，成為發電行業贏利的堅強“基石”，而且“電盈煤虧”格局愈演愈烈。

　　發電企業經營業績“置頂”

　　發電行業在經歷長達4年(2008~2011)的“苦難歲月”后，2012年終于迎來“重大轉機”，2013年經營業績“持續改善”，2014年各項技術經濟指標“鞏固提升”，2015年進入第四個“好年景”。截至11月底，五大發電集團無論是利潤總額、凈利潤、EVA值，還是凈資產收益率、銷售利潤率、保值增值率，創2002年電改以來的“13年之最”，也實現了“黃金4年”的“業績置頂”。五大發電集團利潤總額達到980億元，已超過2014年的水平，預計全年有可能突破1080億元，在國企利潤大幅度下降的背景下，成為央企板塊和工業經濟的一抹“亮色”。預計能完成國資委下達的為“穩增長”追加的考核指標，也有望繼續被評為業績考核A級企業。

　　煤價超跌、煤耗降低是今年“業績置頂”最重要的原因。水電、新能源產業，科技環保、金融服務等非電產業以及境外產業發展，財務費用下降，也有不小的利潤貢獻。值得一提的是，各發電集團堅決執行“八項規定”，嚴控成本費用，也是一個重要原因。當然，4月8日，國家下調火電上網電價2分/千瓦時，發電機組利用小時減少，新電改市場化改革沖擊，煤炭等非電產業虧損增加，以及氣電減利等因素，也影響了整體效益的提升。

　　2016年發電行業將現“拐點”

　　展望2016年，中央明確經濟工作“去產能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板”五大任務。發電行業面臨的形勢錯綜復雜，既有增收因素，也有減利因素。

　　從增收因素分析，主要有：明年火電燃料成本總體低于2015年水平;國家降息降準，融資成本、財務費用會進一步下降;布局售電公司，進入試運轉，有可能挖得“第一桶金”;能源互聯網、智能電網、儲能技術突破發展，優化資源配置;科技創新、對標管理降本增效等。

　　從減利因素分析，一是政策導向明朗，“要降低電力價格，推進電價市場化改革，完善煤電價格聯動機制”�；痣娚暇W電價既有上年下調的翹尾影響，還將平均新降3分/千瓦時，影響發電利潤1263億元。風光電標桿電價隨著技術進步、造價下降，也開始進入“下調”通道。而且，新電改將加大試點范圍，大幅縮小發電量計劃，市場電量“折價”交易，“降價潮”將席卷全國。二是鋼鐵、建材、化工、有色等高載能產業產能嚴重過剩，再加電力裝機的剛性增長，發電利用小時將繼續下降，增產增收的難度進一步加大。三是煤炭、煤化工、鋁業等非電產業虧損增加，以及火電環保升級改造、新能源補貼拖欠、氣電缺乏競爭力等因素，繼續影響整體效益的提升。 總之，發電行業經營業績在2015年“置頂”后，2016年將現“拐點”，轉折向下，個別電力嚴重過剩省份的發電企業有可能再次出現“生存難，發展難，不能實現良性循環”，但全行業總體上仍有一定的利潤，處于相對穩定、溫飽的狀態。因此，要深入貫徹“創新、協調、綠色、開放、共享”的發展理念，從發展方式、體制機制、能力素質上主動適應新常態、新電改、新的國資國企改革，增強核心競爭力，迎接電力市場化改革和能源轉型以及能源消費低迷的挑戰，控制發展節奏，淘汰落后產能，防范新的系統性風險。

來源：中電新聞網