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                            陈宗法:供给侧结构性改革与发电行业的未来
                            发布时间:2016/11/10 11:37:37    来源:本站【字号:大 中 小】次浏览
                                发电行业在“十二五”期间经营发展实现了逆势上扬、“业绩置顶”。随着政策市场环境的复杂多变,2016年全行业开始“转折向下?#20445;?#20986;现了量价齐跌、效益下滑、企业分化的格局,如何推进供给侧结构性改革、针对性地落实“三去一降一补”的五大任务?
                                这关系到发电行业目前生存的环境和未来的发展出路,需要政府部门、发电企业、社会投?#25163;?#20307;作出统筹谋划、突出重点、多措并举、落到实处。
                                达成共识是一致行动的前提
                                从行业视角,作为一名业内人士近?#25913;?#26102;常通过媒体呼吁我国电力市场出现了普遍过剩,一些省份或局部地区出现了绝对过剩,希望不要再“任性”发展。这种观点尽管越来?#38477;?#21040;业内外人士的认可,但对电力市场过剩的性?#30465;?#31243;度,?#26434;?#35748;识上的差异,一些电力研究机构或协会常常?#19981;?#29992;国内人均用电量与?#35775;?#30340;差距作简单比?#24076;?#24182;沿用历史数据对未来电力需求作出预测,乐观得出“十三五”电力消费弹性系数为1左右,全社会用电量增速高达7.3%甚至8.4%。
                                事实上,我国全社会用电量增长已连下三个台阶:“十五?#20445;?#22686;长13%;“十一五?#20445;?#22686;长11.1%;“十二五?#20445;?#22686;长5.7%。“十三五”由于新常态下经济增长保持L型走势,经济结构不断优化升级,服务业、高新技术产业增速快于一般工业,单位GDP能耗继续下降,多数专家判断电力需求增速将低至3.8-4.8%,供需矛盾将成为最严峻的挑战。目前,火电设备平均利用率已从5年前的60%下降45%左右,大量机组处于停备状态;我国西南、北?#35282;?#22495;还普遍存在弃水、弃风、弃光现象。2015年,我国全社会用电量只增长0.5%,为1974年以来最?#36864;?#24179;;发电平均利用小时仅为3,969小时,下降349小时,已连续4年下降。即使2016年1-9月全社会用电量实际增长4.5%,好于中电联预计2.5%(原1-2%),但发电利用小时仍在?#20013;?#19979;降(179小时),火电下降更快(213小时)。今后火电“4000小时”这个低线能否守住还有待观察。可见,我国电力产能?#29616;?#36807;剩,系统性风险增加,应该是不争的事实。
                                “三去一降一补?#26412;?#20307;到发电行业而言,重点是推进发展战略转型和电源结构调整,严控规模总量,减少无效供给,扩大经济可靠和绿色低碳供给,增强供给结构对电力需求变化的?#35270;?#24615;和灵活性,提高全要素生产?#30465;!?#21435;产能”是发电行业目前面临矛盾的主要方面,是推进供给侧改革的“牛鼻子?#20445;?#24212;该成为业内外最为急迫的头等大事。“去库存?#26412;?#31649;由于电力产品单一、产供销实时平衡,不存在这个问题,但关键是如何加快发展储能技术。“去杠杆”、“补短板”也是发电企业面临的两个难题、两台大戏。“降成本”是一项综合性的基础工作,是发电企业永恒的定律,特别在“十三五”系统性风险大幅度增加、煤炭价格反弹的形势下,必须牢不动摇。同时,要向用户需求侧?#30001;歟?#20570;好综合能源供应和各种增值服务,扩大电力需求。只有围绕重点,多措并举,协同配?#24076;?#25165;能将供给侧结构性改革落到实处。
                                今年以来,煤炭行业去产能工作取得初步成效:市场供求过剩矛盾缓解,下半年还出现煤价过快上涨、供应偏紧的势头,煤炭企业经营状况得到改善。因此,发电行业要坚决落实中央部署,借鉴煤炭行业经验,达成行业共识,在“政府监管、市场引导”下,各类投?#25163;?#20307;强化自我?#38469;?#19968;致行动,着力化解电力特别是火电过剩产能,增强电力供给的?#34892;?#24615;,努力实现“两个目标?#20445;?#19968;是提高火电设备利用效?#21097;?#22522;本扭转“三弃现象?#20445;杂?#36136;服务扩大工商用户的电力需求,努力实现电力市场供需的再平衡;二是做到电价合理、稳定可靠、调峰性能好、?#27431;?#26631;准低。
                                “?#34892;?#20043;手”率先打出调控“组合拳”
                                随着电力供需矛盾的日益尖锐、能源清洁转型步伐的加快以及雾霾天气的频繁出现,近?#25913;?#29305;别是2015年下半年以来,国家发改委、能源局已先于发电企业下手,打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。
                                一是设立煤炭消费总量、?#25216;?#25490;“天花板”。到2020年,能源消费总量控制在48亿吨标煤,其中?#22909;?#28845;消费42亿吨,占比控制在58%以下?#29615;?#21270;石能源消费占比15%以上;单位国内生产总值二氧化碳?#27431;?#27604;2005年下降40~45%。
                                二是严控煤电?#38470;?#35268;模,积极化解过剩产能。建立煤电建设风险预警机制。推出限制煤电发展“三个一批?#20445;?#21462;消、缓核、缓建),淘汰煤电落后产能。重点管控东北地区、山西省的煤电项目发展,直接?#22411;?省8家企业15个煤电建设项目1240万千瓦;加大对红色省份?#26434;?#29028;电项目规划建设的调控力度:尚未核准的,暂缓核准;已经核准的,暂缓开工;2016年开工的,停止建设;2015年底以前开工的,把握好投产节奏。严控煤电建设项目用地审查、专项监管,规范开工建设秩序,严肃处理违规项目。“十三五”期间,前三年原则上不上新的煤炭项目;前两年煤电核准处于“冰冻期”。
                                三是降电价,?#20173;?#38271;,政府、市场双管齐下。去年12月,中央经济工作会议明确提出“要降低电价,推进电价市场化改革,完善煤电价格联动机制”。过去3年,国家发改委4次下调?#27982;?#21457;电上网电价,累计下调每千瓦时7.2分;去年又推出新电改,市场交易电价下降,全社会工商用户年度降低用电成?#22659;?#36807;1500亿元,实实在在享受了电改红利。
                                四是煤电环保政策层层加码、日益严苛。全面实施?#27982;?#30005;厂超低?#27431;?#25913;造,现役、?#38470;ㄈ济?#21457;电机组平均煤耗分别低于310、300克/千瓦时。启动碳?#27431;?#20221;额的分配和碳?#27431;?#26435;交易市场,设置非水电可再生能源配额(9%),下一步拟对煤电开征碳税。
                                除严控煤电外,国?#19968;?#25913;变过去对风光电一味鼓励发展的政策,调低新能源标杆电价,设立风电建设监测预警机制,并在“十三五”放缓发展节奏,力争2年内将弃风、弃光控制在合理水平。
                                可见,国家有关部门通过“?#34892;?#20043;手”对煤电发展举起“砍刀?#20445;?#21457;文之密,力度之大,史上罕见。这些宏观调控措施,从长远看,有利于缓解电力产能过剩,实现电力市场的再平衡,促进电力行业的可?#20013;?#21457;展,但要全面见效仍需时日。每一个省份、每一个发电企业,?#23478;?#20570;好贯彻落实。当然,中央政府部门要注意宏观政策的连贯、频度、力度,避免给发电企业、社会投资由于项目突然?#22411;?#24341;起的系列损失(如违约索赔、利息损失、造价升高等),地方政府部门要减少对项目开工的行政干预,也要?#20048;?#21457;电企业由于政策严控产生“最后反弹”。特别值得一提的是,政府部门出台规划、监管举措要与新电改趋向、电力市场做好对接,要更多地注意发挥市场对投资引导、资源配置的作用。
                                新电改下“无形之手”初显威力
                                去年,我国推出了新电改——电力市场化改革,通过“管住中间、放开两头?#20445;?#35753;电力行业从半封闭走向更开?#29275;?#20174;集中单一走向分散多元,让社会?#26102;尽?#30005;力消费者拥有参与权、选择权。同时,新电改将突破计划电量、政府定价的传统模式,直接交?#20303;?#24066;场化定价电量比重大幅度增加。按照进度,2016年直接交易电量占工业用电量30%,2018年占100%;2020年商业用电量全部放开。
                                如前所述,由于电力产能过剩?#29616;兀?#38543;着新电改的试点推进,电力市场竞争变得直接、激烈,电价信号变得敏感,电力需求侧响应变得积极,影响发电企业盈亏的因素复杂多变。目前,发电企业“打折?#32654;?#24050;成常态,“降价潮”席卷全国。在一些“先行先试”省区和西南、西北、东北等电力?#29616;?#36807;剩区域表现得更加明显,已开始体会到来自电力市场竞争的压力和经营业绩的快速下滑。据统计,2015年某全国性发电集团公司市场电量超过600亿千瓦时,占销售电量的13.4%,平均电价每千瓦时0.303元,比批复电价平均降低9.3分,一年减收56亿元。2016年上半年市场交易电量439.67亿千瓦时,占销售电量的21%,平均电价每千瓦时降低6.4分,减收28.14亿元。预计全年市场交易电量将超过1200亿千瓦时,占全年电量的25%。再如水电大省云?#24076;?#35745;划2016年市场电量500亿千瓦时。上半年,全省实际达331亿千瓦时,占全网统调电量的39.6%,火电平均降价0.15元/每千瓦时,火电出现了全区域亏损的?#32622;妗?#20174;长远看,随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐,电力市场化竞争将进一步加剧,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”。
                                2002年上一轮电改以来,我国发电企业尽管经历了电力投资、煤炭市场的残酷洗礼,但并未真正经历电力市场的竞争。近两年新电改试点区域的电力市场建设才刚刚开始。 “十三五?#20445;陆?#26426;组直接参与市场交易,风光电等新能源进入市场大势所趋,电源项目招投标、用电大户择优选择发电企业或售电公司将会涌现,全面竞价时代即将到来,发电企业最大挑战将会来自电力市场。面对量价齐跌、激烈竞争的电力市场,一些发电企业不得不调整发展战略,以市场为导向,?#26434;?#25143;为?#34892;模?#21162;力建设一流的综合能源服务供应商。可以预见,通过推进新电改,电力市场这只“无形之手”的威力将逐步放大,倒逼市场主体“去产能”。
                                社会投?#25163;?#20307;亟需自我?#38469;?br />     2015年,受审批权下放、效益不错的影响,火电企业投资冲动强烈,装机大幅度逆势增长。火电基建投资完成1396亿元,增长22.0%;净增火电装机6400万千瓦,为2010年以来年度投产最多的一年。截至2015年底,火电装机累计达到9.90亿千瓦,增长7.8%,远大于电力需求的增长。火电利用小时大幅下降至4329小时,创1969年以来的最低值。
                                近年来,究竟是什么投?#25163;?#20307;在推波助澜呢?2015年,五大发电集团新增装机4860万千瓦,占全国新增装机比重37.46%,同?#20173;?#38271;4.46%。整个“十二五”期间,五大发电集团装机从2010年的47346万千瓦增长到2015年的66496万千瓦,五年增长40.45%,低于全国整体水平16个百分点,导致五大发电集团装机容量占全国比重连续5年下降,从2010年49.21%下降到2015年44.13%,降低了5个百分点。可见,五大发电集团已关注到了电力过剩的危机,调低了发展速度。但是,其他社会投?#25163;?#20307;,?#32469;?#26159;社会?#26102;尽?#22320;方能投公司仍在快速扩?#29275;?#32780;政府部门对这类主体的调控影响力又较弱。据悉,一些发电集团正在逐步改变过去在电力短缺大背景下“干了再说”做法,努力克服过去一些国企“急性、任性、惯性”的发展通病,实现理性发展,避免形成新的不良资产、“僵尸企业”。今年年中会议,华电集团决定暂缓建设1500万千瓦煤电项目;国电集团坚持有进有退,决定取消6个火电项目,缓建几个煤电项目,希望在业内能起到示范、引领作用。
                                因此,各类投?#25163;?#20307;均要以维护行业利益为重,坚持价值思维,强化市场意识,吸取煤炭、钢铁行业教训,改变过去单纯扩张型战略,综合运用稳定型、收缩型等组合战略,加强市场联盟,建立基本平衡的电力市场。特别要?#20048;埂?#21313;三五”发?#26500;?#21010;编制过大,?#20048;?#30005;力项目盲目扩?#29275;乐共?#19994;链过度?#30001;歟?#23548;致产能过剩继续恶化,陷入“囚徒困?#22330;薄?#20196;人?#29282;?#30340;是,今年以来,我国火电新增装机呈现逐月下滑走势,1-9月投产火电2901万千瓦,比去年同期几乎减少1000万千瓦,大幅下降26.6%。
                                去杠杆、补短板: 唱好“两台大戏”
                                “去杠杆”、“补短板”是发电企业面临的另外两个难题、“两台大戏?#20445;?#21516;样需要积极应对,协同配?#24076;?#25165;能将供给侧结构性改革落到实处。
                                “去杠杆?#20445;?#20851;键要严控投资规模、加大?#26102;?#36816;作力度、提高降本增效与瘦身健体的能力。代表性的五大发电集?#29275;?#20854;资产负债率一直处于高位运行,尽管比2008年最高时85%有所下降,2015年末仍高达82.3%,而央企平均资产负债率为66.2%,国际先进电力集团基本都在70%以下。一个发电集团每年光财务费用就有200多亿元。高负债率下的财务杠杆效应使得财务成本?#36136;?#22823;量利润,经营风险较大,降低杠杆?#30465;?#25552;高资金风险防范能力?#20219;?#32039;迫。
                                “补短板?#20445;?#20063;是今后培育、增强核心竞争力一项重要手段。目前,能源电力集团还普遍存在一些“短板?#20445;?#38750;电产业盈亏分化、效益下滑,煤炭、煤化工、铝业等普遍亏损,出现“以电补煤、以电补铝”现象;成立以来盈利好的周期不长(4年),营业收入2015年出现首次负增长(-7%);各发电集团、各区域发展很不平衡,企业亏损面仍占30-40%,一些低效资产、僵尸企业需要处理;一次能源的转化效率?#20849;?#39640;(41%左右),节能环保绩效有待加强;市场竞争力较弱,电力终端?#31361;?#26381;务能力亟需加强;能源结构优化任务艰巨,产业协调发展效应不强;“走出去”还有较大的提升空间等。整体而言,企业的核心竞争力?#20849;?#24378;。而且,“十三五”发电行业政策市场环境多变,挑战大于机遇,不确定性、利空因素大幅增加,整体经营业绩将 “转折向下?#20445;?#21516;时,发电行业同质化竞争不断加剧,发电企业首先要面向未来,以生存为本,乐观应对,等待转机,并积极通过“扬优势、补短板、推创新?#20445;?#24314;立相对竞争优势,实现可?#20013;?#21457;展。
                                “一个面向、三个转型”是发电企业必由之路
                                如前所述,目前电力市场普遍过剩。国家严控煤电,风光电发展也受限制,非电产业效益分化、整体亏损,未来发电行业的发展出路在哪儿呢?
                                “十二五”末,一些能源电力集?#27431;追字?#23450;“十三五”发?#26500;?#21010;,确定战?#38405;?#26631;。总体上讲,规划思路有变化、有进步,但基本是过去发展思路的惯性?#26377;?#21508;种电源项目的梳理汇总,缺乏实质性变革与创新。具体表现为?#28023;?)仍没有完全跳出传统的煤电发展领域,就发电论发电,对打造新的电力产业?#30784;?#36827;入新业态举措不多;(2)发展思路仍然突出规模扩?#29275;?#23545;未来电力市场形势的判断偏乐观,更谈不上如何应对电力产能过剩、市场激烈竞争、实现产需平衡问题;(3)发展思路对如何纳入用户需求侧管理、强化不同产业之间的协同,实现纵向“源—网—荷—储”协调优化,横向多能源互补优化的格局着力不够。
                                “十三五”期间,我个人认为发电企业的经营发展,?#29615;?#38754;要积极推进供给侧结构性改革,改善目前严峻的政策市场环境,减少系统性风险;另?#29615;?#38754;存量资产要超低?#27431;擰?#36229;低能耗、提质增效、兼并重组,增量发展要聚焦电力主业、转型升级、向下?#30001;臁?#23545;外拓展。具体讲,要突出“一个面向(电力市场)、三个转型?#20445;?br />     ——清洁转型,?#20174;?#20256;统粗放的生产方式向绿色低碳、安全高效转型,加速推进清洁替代。大力发展非化石能源,加速清洁替代和电能替代,是全球能源发展大趋势。目前,一些发电集团普遍存在火电比重偏高,清洁能源比重?#32469;?#26159;非水电可再生能源比重偏低。因此,发电企业?#29615;?#38754;要继续坚持清洁转型;另?#29615;?#38754;也要因地制宜,把握水电、核电发展节奏,风光电要着力转换空间发展布局,重点在中东部和南方地区、海上发展,“三北”地区要严加控制,就近消纳,积极外?#20572;?#30528;力解决“三弃现象”。
                                ——国际化转型,?#20174;?#22269;内发电集团进一步向国际化的?#28572;?#19968;流能源集团转型。利用既有的技术、区域优势,积极融入国家“一带一路”、“互联互通”战略,加快海外能源项目的投资开发和工程承包、技术服务,并成立专门并购小组,加速海外资产并购力度,提高境外资产、收入的比重;利?#23186;?#34701;平台,拓展海外?#32479;?#26412;融资(国际项目融资、银团贷款、贸易融资、特许权融?#23454;齲?#21516;时,要高度重视防范境外投资并购风险,真正做到“效益可观、能力可及、风险可控”。
                                ——战略定位转型,?#20174;?#29983;产型发电集团或能源集团向综合能源供应商转型,坚持能源生产与综合服务并重。“十三五?#20445;?#21457;电集团要抓住新电改与经济结构转型新机遇,突破单一发电业务的束缚,以战略高?#20219;?#32469;电力主业“上下?#30001;臁保?#38500;了优化煤体一体产业链外,重点要积极进入配售电领域、供冷供热供气领域,以及相关的新业态,包括充电桩、分布式能源、抽水蓄能、储能技术、水务板块、?#25512;?#31649;网、智能电(热)网、微网、泛能网、能源互联网,综合能源供应等,实现发(配)售一体、冷热电三联供、热力源网一体,培育新的业务板块与效益增长点。同时,以?#31361;?#20026;导向,坚持能源生产与综合服务并重,向?#31361;?#25552;供多种综合增值服务、创新产品开发,如代理售电、用能信息、电量回购、节能咨询、合同能源管理等。

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