陳宗法：發電進入最好時期，“舊傷新疾”仍不可小視（目前，分析最全面的文章）
日期：2015-02-03 閱讀數：
2014年，我國經濟進入“新常態”。以五大發電集團為代表的發電行業，克服用電增速回落、煤機電價下調、燃機氣價上漲、風電棄風限電、環保要求嚴苛等不利因素，抓住電煤市場低迷、水電來水較好、政策環境相對穩定的有利時機，通過改革創新、科學發展、管理提升，實現了電源結構綠色、清潔的加快轉型，發展布局“西移北擴”的迅速轉換，發展形態“集中、分散”的變化多樣，產業結構收縮戰線、突出主業的理性回歸。火電“超低排放”成為全社會節能減排新亮點。各項技術經濟指標特別是經營業績連續三年創出歷史新高。目前，發電行業已進入2002年電改以來形勢“最好時期”，也處在一個新的“更高起點”。
一、電力需求增長遠低預期，火電機組利用小時“跌破5000大關”，發電量競爭空前激烈。
2014年全社會用電量的增幅，幾乎讓所有的預測機構“大跌眼睛”。中電聯年初預計增長7.0%左右。由于氣溫偏低、上年基數較高、經濟穩中趨緩，以及冶金等四大重點用電行業、東中部地區用電增速明顯回落，今年實際將只有不到4%的增長。
1-10月份，全國全社會用電量45484億千瓦時，同比增長3.8%，增速比上年同期回落3.6個百分點，其中：用電量增長最低的5個省份上海、湖南、山西、浙江、江蘇分別為-3.9%、-0.1%、0.2%、0.9%、0.9%。區別于2013年“前低后高”的走勢，今年一、二、三季度，全社會用電量增速逐季回落，分別為5.4%、5.2%和1.4%。8月份，出現2009年6月份以來首次負增長（-1.5%)；9月有8省負增長；10月全國同比增長3.1%。
10月31日，中電聯最新預測，第四季度用電量將回升至3%左右，預計2014年社會用電量增幅約為3.5-4%。這個增幅創出2000年以來的“歷史新低”，不僅遠低于最高年份2003年15.3%的增長水平,而且也低于“十五”、“十一五”、“十二五”（前3年）13%、11.1%、8.35%的年均增長水平，甚至還低于金融危機爆發最嚴重的2008年5.5%的增長水平。
與此相對應，1-10月，各類發電設備利用小時除水電外均下降。全國發電設備利用小時3547小時、同比降低199小時。其中：水電3103小時，同比增加227小時；火電3867小時，同比降低235小時；核電6171小時，同比降低353小時；風電1506小時，同比降低185小時。中電聯預計全年發電設備利用小時降至4300小時左右，其中火電利用小時“跌破5000大關”，僅4800小時左右，雙雙處于2000年以來的“最低谷”。
由于今年新增用電量有限，通過增發電量增加營業收入困難很大。為了減少火電、風電、核電利用小時下降的影響，保證電量、收入的穩定，一些發電企業不得不通過新增裝機擴大市場份額，同時跑省經信委、跑電網調度，充分利用火電邊際貢獻較高的機遇，爭搶電量計劃，發電量競爭空前激烈。幸運的是水電增產增收已成定局，對一些水電大省和發電集團，如西南三省、湖北、廣西、福建以及三峽集團、華電集團、中電投集團等，有利于提升經營業績。
二、電煤市場持續低迷，煤價“跌破500元大關”，“電盈煤虧”格局更趨嚴重
由于環境約束，新能源發展迅速，天然氣供應增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，進口煤沖擊，產能過剩態勢延續，2014年煤炭市場量價齊跌、“熊市”特征明顯，出現了罕見的“兩輪”煤價快速下跌，全年幾乎沒有出現象樣的反彈。
2012年初煤炭市場反轉以來，環渤海5500大卡動力煤價格總共出現過“四次”快速下跌。第一次是2012年6、7月份，第二次是2013年7-9月份。前兩次煤價快速下跌過后，均出現過不同程度的反彈回升。2014年，連續出現了第三次、第四次快速下跌，分別在1-3月份、6-7月份。
2013年第四季度，環渤海5500大卡動力煤價格一度曾快速反彈到631元/噸。但進入今年1月份，出現第三次快速下跌，兩個多月時間跌至548元/噸，下跌83元,累計跌幅達13.2%。進入6、7月份，再度出現第四次快速下跌。7月23日，環渤海動力煤價 “跌破500元大關”。從5月28日的531元，連續13個報告期下跌，跌至478元。微漲至482元后，連續4個報告期持平。
進入9月份，煤炭價格止跌趨穩。四季度，由于國家遏制煤礦超能力生產、進入傳統用煤高峰期、大秦鐵路檢修、神華等大型煤企人為提價、起征進口煤關稅等因素的影響，預計煤炭價格將出現“翹尾”。10月28日已上漲至497元。
縱觀2014全年，煤炭市場需求不旺、產能過剩的矛盾依然突出。煤炭產業除了延續前兩年“庫存居高不下、價格大幅下降、效益持續下滑”等特點外，還出現了近十年來首次出現的新現象：“煤炭產量負增長，煤炭凈進口負增長，煤炭全國消費負增長”。據統計，前三季度全國煤炭產量28.5億噸、同比下降1.3%；煤炭凈進口2.2億噸、同比下降6.2%。全國煤炭消費30.3億噸、同比下降1.2%，其中，發電耗煤14.7億噸、下降1.8%。9月底全國重點電廠電煤庫存8652萬噸、可用29天，處于正常偏高水平。煤炭行業虧損面已達70%。煤炭“熊市”對發電集團的影響是“雙刃劍”：自產煤板塊普遍出現虧損，火電板塊大幅增利。“電盈煤虧”格局，更趨嚴重。
因此，各發電集團要根據煤炭市場出現的新情況、新問題，要加強應對：一是圍繞外購煤“誰買得值”開展對標；二是圍繞自產煤“誰賣得好”建立營銷體系，按照市場化和同等優先的原則，實現內部“煤電互保”；三是調整煤電一體化發展方針，推動新一輪煤礦的兼并重組，由粗放向集約高效精細化發展，既要安全綠色高效開采、建設智慧礦山，又要重視煤炭綠色清潔利用。
三、電源結構綠色轉型加快，風電“搶建”提速，新增裝機清潔能源占比過半。
近年來，發電行業特別是五大發電集團已進入了一個結構調整、清潔發展階段，努力提高清潔能源裝機比重和大型高效機組比重，電源結構持續優化成為發電行業的發展趨勢。
前三季度，無論是電源總投資，還是火電、水電、核電投資均出現了不同程度的下降，但風電投資由于國家“6.30”降價政策的沖擊卻增幅驚人，出現“搶建”現象。電源總投資完成2113億元,同比下降11.4%。其中：火電完成投資574億元，同比下降9.2%；水電完成投資572億元，同比下降37.7%；核電完成投資378億元，同比下降7.7%；風電完成投資540億元，同比增長63.0%。
截至10月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為12.72億千瓦，同比增長8.5%。1-10月，基建新增發電裝機容量5771萬千瓦，同比減少524萬千瓦，其中：新增非化石能源裝機容量2959萬千瓦（水電1698萬千瓦、核電329萬千瓦、并網風電736萬千瓦、并網太陽能發電196萬千瓦），占51%。
1-10月，全國發電量4.52萬億千瓦時、同比增長4.2%，但非化石能源發電量增長較快：水電22.3%，風電9.7%，核電17.4%。
中電聯預計全年新增裝機9600萬千瓦，其中：非化石能源發電裝機5600萬千瓦，占58%。到2014年底全國發電設備容量將達到13.4億千瓦左右，其中：非化石能源發電裝機容量4.53億千瓦（常規水電2.8億千瓦、抽水蓄能2271萬千瓦;核電2114萬千瓦;并網風電9400萬千瓦;并網太陽能發電2500萬千瓦;生物質發電超過1000萬千瓦），占比34%，創歷史新高。水電、風電等新能源裝機及總裝機規模繼續保持世界第一。
四、火電“超低排放”迅速在全國蔓延，成為全社會節能減排新亮點。
目前，我國環境污染嚴重，霧霾天氣頻繁出現。國家對火電行業實行了史上最嚴厲的環保政策，將其納入重點控制產業，執行大氣污染物特別排放限值，京津冀、長三角、珠三角等區域煤炭消費總量力爭負增長。
今后火電行業“何去何從”？遭遇前所未有的挑戰。發電行業作為節能減排的重點，要想維持生存發展空間，必須推動“能源生產和消費方式變革”。于是，“超低排放”應運而生，成為2014年電力行業的一個熱詞，也成為全社會節能減排的新亮點。
“超低排放”一般指燃煤電廠排放的煙塵、二氧化硫和氮氧化物三項大氣污染物達到或者低于燃機排放限值的情況。2014年1月，神華集團率先提出，到2030年前基本形成“超低排放”能源技術體系，并在國華舟山發電公司4號35萬千瓦燃煤火電機組進行試驗。6月30日，據浙江省環境監測中心監測，168小時試運期間，舟山4號機的排放平均濃度：煙塵2.5毫克/立方米，二氧化硫2.8毫克/立方米、氮氧化物20.5毫克/立方米，不僅遠低于新的燃煤機組污染物排放限值，而且還低于燃氣機組的排放限值。7月21日，浙能集團嘉興電廠三期7、8號100萬千瓦機組“超低排放”改造獲得成功。8月15日，國華三河電廠1號30萬千瓦通過河北環境監測中心檢測，主要污染物遠低于燃氣機組的排放限值。緊接著，廣州恒運、浙江臺州、華能白楊河、江蘇蘇龍、大唐南京、華能辛店、國電石橫、華電裕化等一批電廠也相繼進行了“超低排放”改造，也取得了不錯的排放績效。“超低排放”被一些媒體譽為開創了燃煤發電企業清潔高效利用的“新紀元”。
然而，“超低排放”引發了激烈的社會爭議。支持一方認為“超低排放”能改善我國大氣環境，并給國內火電市場帶來新變化，可以騰出相當大的排放空間，有利于煤電生存，防止過度關停處于青壯年且有效益的煤電機組，獲得新的煤電項目的審批，建議上升為國家能源發展戰略，納入宏觀規劃，正式成為國標在全國推廣，以加快促進我國煤炭產業的轉型升級，進一步提升煤炭轉化為電力的比重。反對一方，則認為“超低排放”是火電環保門檻“水漲船高”的典型縮影，概念不清，提法不科學，煙氣連續監測技術難以支撐監測數據的準確性，在技術上并沒有重大創新，嚴苛的煤質條件并非一般燃煤電廠都能達到，且投入大，其環境效益和經濟效益的投入產出比太低，易造成資源設備大量浪費。
不過，爭議歸爭議。6月底，國家能源局印發《關于下達2014年煤電機組環保改造示范項目的通知》，明確煤電機組環保改造示范項目名單。而且，發電行業確實出現了一個不可忽視的現象，火電“超低排放”改造之風正由浙江、廣東、江蘇、山東、河北等省份迅速向全國蔓延。據悉，五大發電集團對其燃煤電廠的“超低排放”都提出了改造規劃和明確的工作目標。
其實，解決爭議的關鍵，要從兩方面入手：一是火電板塊努力適應嚴峻的環保形勢，積極推動技術進步，“加快高效清潔燃煤機組的核準進度”，提高非化石能源發電比重，“大力推進煤炭清潔高效利用”，“對達不到節能減排標準的現役機組堅決實施升級改造”。二是要用市場的、經濟的辦法解決環保問題，出臺配套的政策，如國家提高環保電價，象浙江一樣出臺激勵政策――獎勵年度發電計劃200小時，以提高火電企業環保改造的積極性。
五、火電主盈，水電助力，部分非電產業錦上添花，加上嚴控費用、降低能耗，經營業績再創歷史新高。
2014年發電行業進入第三個“好年景”。2012年，發電行業在經歷長達四年的“苦難歲月”后迎來“重大轉機”，成為環境改善、走出谷底、扭虧為盈之年；2013年是發電行業經營業績持續改善、行業地位進一步提升、走上“復興”之路的一年；2014年發電行業各項技術經濟指標創出歷史新高、已進入電改以來形勢“最好時期”。截止10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，創成立以來歷史最好水平。五大發電集團實現利潤總額達到737億元，已基本接近2013年的利潤總額，預計全年有可能突破1000億元。
煤價超跌，是今年經營業績創出歷史新高最重要的原因。如前所述，2014年煤價兩輪的快速下跌，對下游的火電企業實屬“重大利好”，燃料采購不同于三年前的“賣方市場”，普遍出現“量足、質好、價低”的特征。燃料成本大幅下降，發電煤耗進一步降低，發電集團業績持續改善。據某發電集團分析，1-10月份存量火電企業煤折標煤單價同比下降59元/噸；綜合供電煤耗同比下降2.3克/千瓦時，共計降本增收53億元。
水電增發是發電行業增收的另一個重要原因。1-10月份，受云南、四川水電裝機增加，以及湖北、廣西、貴州等省份來水增加、上年偏枯基數低等因素影響，全國規模以上電廠水電量8127億千瓦時，同比增長22.3％。其中，10月份水電量967億千瓦時，同比增長34.7％；貴州增長112.8%、湖北增長67.2％，廣西增長97.6%。據某發電集團統計，1-10月水電利用小時同比增加392小時，水電量同比增長35.3%，實現利潤同比增加28億元，利潤貢獻度顯著上升。
科技環保、工程物流、金融服務等非電產業發展比較成功，利潤份額仍然較大。據某發電集團統計，1-10月非電板塊利潤超過30億元，利潤總額貢獻度接近20%。“八項規定”執行以來，各發電集團嚴控五項費用（會議費、辦公費、差旅費、招待費、運輸費），也成為降本增效的重要手段。據某發電集團統計，1-10月五項費用同比減少7億多元，下降37%。
鑒于以上情況，五大發電集團在2014年《財富》世界500強整體排名中名次都有所提高，預計今年均能超額完成國資委年度考核指標，有望繼續被評為業績考核A級企業。不過，發電行業并非“暴利”，仍處于“正常合理水平”，在央企板塊中居于中上游水平。2013年，五大發電集團雖然成本費用利潤率7.03%,首次超過5.7%的央企平均水平，在國資委根據盈利能力、經營增長、資產質量、負債風險等因素的業績評價中平均得78.96分，也超過113家央企的平均得分77.1分，但五家均為“良好”，沒有一家進入“優秀”行列。期望 2014年會有所突破。
六、發電行業雖然進入最好時期，但仍有一些“舊疾新傷”，打造“升級版”任重道遠。
隨著連續三年的盈利，發電行業綜合實力顯著增強，多項指標已名列世界第一，進入2002年電改以來形勢最好時期，也處在一個新的更高的歷史起點。但是，有人也擔心，今年的業績是否摸到了“天花板”。因為發電行業確實還面臨一些“舊疾新傷”：
一是用電需求快速回落，發電量競爭空前劇烈，通過增發電量增收難度加大。二是火電環保政策日趨嚴苛，環保改造投入大幅增加，但其上網電價2013、2014已連續兩年下調，火電利潤基本依賴低廉的煤價，而煤價隨著政府保護措施的加大，明后年“觸底反彈”也有一定的概率。三是非電產業盈虧分化，煤炭、煤化工、鋁業等板塊出現虧損。2013年五大發電集團煤炭板塊虧損24.4億元。今年1-9月的煤炭產量約1.93億噸，比去年略有增長，業績差于去年，將成為負面拉動的最大因素。今年各發電集團不僅收縮戰線，而且加大處置不良資產力度。7月，大唐集團通過重組或股權出售方式剝離煤化工資產。
四是高企的負債率，巨額的財務費用，嚴重制約融資能力和盈利水平。盡管近年來五大發電集團資產負債率穩中有降，預計2014年末可下降到83%左右，但相對于113家央企63%的平均水平，仍屬于高位運行。相應地，財務費用負擔很重，今年近2000億元，相當于同期利潤總額的2.2倍，好在已進入新一輪降息通道。
五是氣電前景不明，風電棄風限電，水電造價上升，光電成本高昂。2013年底，我國氣電裝機達4309萬千瓦，占總裝機的3.45%。由于氣價上漲、氣源不足、電價滯脹、外送電沖擊、煤電超低排放、利用小時低等因素影響，燃氣發電已完全不同于前些年，出現了優勢下降、虧損增加的現象，除了少量大型燃氣蒸汽聯合循環熱電聯產項目、分布式燃氣發電項目外，前景十分堪憂。同樣，風電棄風限電問題依然突出，盈利能力比較脆弱。2011年、2012年限電量分別超過100、200億千瓦時。2013年有所好轉，達到162億千瓦時。今年1-9月，仍有86億千瓦小時。
由于限電風小、CDM收益減少、補貼不到位、機組出質保期運維費增加等因素的影響，風電行業整體處于效益下滑狀態，在限電嚴重的“三北”地區已出現虧損，特別是今年三季度以來，全國風電虧損面高達50%以上。從未來趨勢看，隨著優質風電資源減少，電價水平的下調，收益水平將進一步降低。水電屬于戰略資源，前景看好，但近期受移民、環保因素影響造價暴漲，而且開發重點已轉到滇藏川等中西部地區，面臨電力消納、配套工程等不確定因素，收益難達預期。太陽能發電核心技術正在形成，目前發電成本仍然偏高。
六是近年來電力體制改革和市場化改革阻力重重。電力行業除發電環節已基本進入市場競爭外，輸、配、售三個環節仍融合在一起，總體上市場化程度低、壟斷特征明顯、價格體系不完善、非公經濟地位低、政府干預力度大。隨著中央政府簡政放權力度加大，發電側政府定價、計劃電量、項目審批盛行，售電端不能選擇的局面將有望突破。
因此，面對上述“舊疾新傷”以及未來的新形勢、新挑戰，如何突破“天花板”，加快彌補“短板”，進一步打造以“潔凈高效，綠色低碳；價值提升，風險可控；市場化運作，資源配置優化；主營業務突出，產業鏈價值鏈完善；國際化經營水平高，可持續發展能力強”為特征的發電行業“升級版”，仍任重道遠。
轉自能源觀察網
