陈宗法：把握阶段性特征打造发电行业升级版

来源：中国电力新闻网    发布时间：2014-05-20 08:47:28 

　　以煤价暴涨、金融危机冲击、新能源革命的2008年为分水岭，我国发电行业经历了两个发展阶段。截止到2013年底，发电行业“转型发展”成效显著。

　　2003~2008年为大干快上、规模扩张阶段。这个阶段主要突出一个“快”字，表现为跑马圈地、抢占资源、规模扩张，发电集团迅速壮大，奠定了在电力行业的地位，解决了困扰我国多年的全社会缺电问题，也伴生了煤电矛盾、火电亏损、负债率高等问题，发电行业整体表现为“生存难、发展难”，难以实现可持续发展。

　　2009~2013年进入结构调整、战略转型阶段。为了增强抗风险能力和赢利能力，这个阶段突出“求新求变”，一方面注重价值思维、管理创新、技术进步、资本运作、降本增效；另一方面着力调整“产业结构、电源结构、区域布局”，注重“黑色”发展、“绿色”发展与“境外”发展，由单一发电向煤电一体、传统能源向新能源转变，由国内区域加大向境外拓展的力度，努力建设综合能源集团。

　　截止到2013年底，发电行业“转型发展”成效显著，表现为主要技术经济指标创历史新高，火电板块重回利润中心位置，行业整体赢利能力首次超过央企平均水平，资产负债率出现下降,清洁可再生电源比重增加，煤炭自给率提高，科技、环保、工程、金融、物流等非电产业快速发展，境外业务发展方兴未艾，综合能源集团格局初步形成，提升了赢利能力和可持续发展能力，进入2002年电改以来相对较好时期。

　　总之，发电行业经过11年的跨跃式发展，特别是2009年以来通过“转方式、调结　  构、推创新、强管理”，已今非昔比，五大发电集团均进入了世界企业500强，全部获得国资委业绩考核“A级”，基本实现了“行业复兴”，正处在一个新的更高的历史起点。因此，面对未来，如何改革创新、转型升级，实现发电行业“新超越”，进一步打造“升级版”，成为发电企业面临的共同课题。

　　打造发电行业“升级版”，首先要正确把握发电行业目前的阶段性特征。

　　发电量竞争越来越激烈

　　我国经济增速换档，社会用电增长放缓，发电量竞争加剧。据中电联预测，2020年之前，我国经济增长大概保持在6.3%~7.3%、平均6.8%的水平。

　　与此同时，受经济增速换档与装机容量快速增长的双重影响，2008年以来，电力市场呈现总体平衡甚至相对过剩现象，全国发电设备利用小时在2004年达到历史高点 （5455小时）后连续5年下降，2010、2011年略有恢复，近两年再次下降，在4500小时左右徘徊。随着煤价下降，火电边际贡献提高，近两年来发电企业发电量竞争非常激烈。今年1~3月，全国发电设备利用小时1038小时，同比减少36小时。

　　由于电力市场形成倒逼机制，发电行业已逐步从“规模扩张”转向“结构调整”，放慢了发展速度，电力装机从2002~2008年平均增长14.29%下降到2008~2013年的9.80%，其中，五大发电集团也从2002~2008年平均增长19.79%下降到2008~2013年的11.47%。可以预见，未来发电行业的发展速度将进一步减缓，但电源结构调整的力度会更大，提高发展质量与效益的要求会更高。　　  煤电联动政策具有不确定性

　　煤炭市场总量过剩，业内自产煤不断增加，既催生新的煤电互保举措，也挑战既有的煤电联动政策。发电行业也在重新思考煤电一体化发展问题，预调微调产业结构调整的节奏与方针。

　　放开煤价、电煤价格并轨，煤炭行业一路市场化改革。2008~2011年，煤价暴涨，催生煤电联动政策，但为保障民生，上网电价多次未调整到位，火电板块还是连年亏损，随着2012年煤炭“十年黄金期”的结束，特别是煤价的大幅回落，火电扭亏为盈，现有的煤电联动政策是否继续保留或做新的调整，存在很大的不确定性。去年9月，国家下调火电上网电价，提高环保电价和除尘补贴及新能源补贴，向社会传递出总体电价水平基本不变、着力调整电价结构、促进火电节能减排和鼓励清洁发展的强烈信号。从近期看，火电企业面临上网电价下调和煤炭运费上涨的双重压力；从长远看，各级政府是不是最终放权于市场，还煤炭市场一个本来面目，并在发电侧实行“竞价上网”，激发和释放市场活力，还有待进一步观察。

　　非电产业盈亏分化

　　非电产业盈亏分化，资产负债率仍然偏高，转方式、调结构面临新挑战，赢利保障压力仍然不小。

　　近两年，火电产业回归赢利主角，占绝对优势。2013年火电业绩最为“抢眼”，五大集团总计赢利545亿元，占利润总额的73.6%，成为2008年以来最为强势的反弹。但是，非电产业由于市场变化快，出现了盈亏分化：科技、环保、金融、物流等非电　  产业快速发展，利润贡献不断增加；煤炭、煤化工、铝业等非电产业赢利普遍下降，甚至亏损。2013年五大发电集团煤炭产业（含煤化工）只有1家赢利，4家亏损，共计亏损24.4亿元，成为负面拉动的最大因素。个别发电集团的工程技术业务过于分散，科技含量不高,知名品牌和拳头产品不多，且市场竞争激烈，赢利水平也开始下降。

　　近年来，随着火电板块赢利改善以及资本运作力度的加大，发电行业的资产负债率开始稳中有降。但是，2013年五大发电集团平均资产负债率仍高达84%,相对于同期113家央企63.3%的平均资产负债率，已连续8年高位运行；财务费用总计1851.2亿元，相当于同期利润总额的2.5倍。由于资产负债率长期高企，一方面大幅侵蚀发电集团赢利水平，另一方面也严重制约企业融资能力，影响发展清洁能源和进军LNG、页岩气、节能环保、分布式能源、油气管网等战略新兴产业的资金供应，进而影响“转方式、调结构”进程。因此，降低资产负债率、去“杠杆化”的任务紧迫而艰巨。

　　在发电企业继续控制投资规模，千方百计开展资本运作，降低融资成本的同时，客观上要求发电行业持续赢利，提高赢利保障能力。据我们理性分析，2013年五大发电集团平均营业利润率6.62%、成本费用利润率7.03%，只是恢复到“正常合理”的赢利水平，首次超过央企平均水平，仍低于同为能源央企“三桶油”的赢利水平，更远低于神华的赢利水平。而且，火电企业2008年以来连续亏损4年，2012年才开始转折向好，历史欠账没有消化完，至今仍有近30%的亏损面。

　　目前，我国不同区域分化严重，西南三省、黑龙江、新疆等区域火电困难仍然不小。综合分析，火电还面临环保、电价、市场竞争、发展空间等多重压力，水电靠天吃饭，新能源普遍叫好不叫座，收益难达预期，发电行业能否像煤炭行业一样出现“黄金十年”存在很大变数。

　　绿色低碳发展大势所趋

　　资源环境承载能力减弱，节能减排、电源结构调整压力剧增，清洁发展可望再度提速。

　　2008年以来，发电行业引领全球大力发展清洁可再生能源，加快调整电源结构，取得明显成效。截止到2013年底，我国煤电装机容量占比已下降到70%以下，水电、风电、核电、太阳能、燃气发电等清洁发电装机比重已提高到37%（4.61亿千瓦），发电量占比26%（1.4万亿千瓦时）。但是，与环保的倒逼机制、生态文明和“美丽中国”的建设要求还有不小的差距。

　　目前，我国环境污染严重，生态系统退化，资源约束趋紧，雾霾天气频繁出现，为此，国家实行了最严格的环境保护制度。

　　2013年1月，国办发布《能源发展“十二五”规划》，将实施能源消费强度和消费总量双控制；2月，环保部发布史上最严环保新政，要求京津冀、长三角等“三区十群”19个省区市47个城市，以及火电等6大行业纳入重点控制区，执行大气污染物特别排放限值；9月，《大气污染防治行动计划》出台，部署了35项具体措施，京津冀等重点区域力争实现煤炭消费总量负增长，为我国未来5年大气污染防治勾勒出一幅清晰的防治工作时间表和路线图。可见，推动能源生产和消费方式变革，实现绿色低碳发展是大势所趋，也是发电行业转型升级的必由之路。

　　发电行业作为节能减排的重中之重，一方面火电未来发展空间越来越小，电源结构必须持续优化，更加突出“清洁发展”，具体要大力提高非化石能源发电比重，发展分布式能源，鼓励发展风能、太阳能，开工一批水电、核电项目。另一方面对现役燃煤电厂要加大脱硫、脱硝、除尘等环保设施投入和节能降耗改造，在规定时间内完成节能减排任务。今年“两会”要求能源消耗强度降低3.9%以上，二氧化硫、化学需　  氧量排放量减少2%。淘汰燃煤小锅炉5万台，推进燃煤电厂脱硫改造1500万千瓦、脱硝改造1.3亿千瓦、除尘改造1.8亿千瓦。因此，调整结构对发电行业仍很急迫，治理雾霾对发电企业的挑战还很严峻。

　　电力市场化改革势在必行

　　发电侧政府定价、计划电量、项目审批盛行，电力市场化改革大势所趋。

　　目前，电力行业除发电环节已基本进入市场竞争外，输电、配电和售电等3个环节仍融合在一起，总体上市场化程度低、垄断特征明显、价格体系不完善、非公经济地位低、政府干预力度大。例如，电价机制总体上进展不大，尽管电改后推出了统一的标杆电价制度，在东北、华东试点竞价上网改革，建立煤电联动机制，但没有从根本上突破政府定价模式，电价信号没有起到对电力投资、供求关系、资源配置、节能减排的引导作用。目前，发电企业每年的发电量计划仍由省级地方政府经信委、省电网公司联合下达，如何多争到基数内电量计划成了发电企业的“要务”。大用户直供电试点也屡屡受阻，发电企业售电端不能选　  择。另外，长期以来，发电企业投资主体地位没有落实，电源项目无论大小，都要准备大堆文件资料报经政府部门核准，而且环节多、程序杂、时间长、效率低，与复杂多变的发展形势不相适应，容易错失市场机会。

　　十八届三中全会提出，凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预，并明确提出要推进电力、石油、天然气等能源领域的价格改革，放开竞争性环节价格。自然垄断行业要实行“网运分开、放开竞争性业务，推进公共资源配置市场化”。同时，按照“谁投资、谁决策、谁受益、谁承担风险”的原则，深化投资体制改革，尽可能缩小政府审批、核准、备案的范围。

　　可以预见，随着上述改革措施的落地，将推动发电行业依据市场规则、市场价格、市场竞争配置资源，并实现效益最大化和效率最优化。下一步，如何深化电力体制改革，我个人认为，最有可能的思路是既不完全照搬“五号”文件，也不按照电网“两个一体”的思路来，以市场化改革为原则，在厂网分开的基础上，进一步将竞争性的发电、售电业务与自然垄断的输配电业务分离，即以输配一体、网售分开作为新的突破口，

　　建立批发和零售市场，形成“多买多卖”的电力市场，并兼顾电力安全、公平竞争、低碳发展等多重目标。电价形成机制将可能区分不同环节推进：上网电价开展“竞价上网”，并积极推进大用户直购电，形成竞争性电力市场；核定独立的输配电价，并实行政府管制。

　　创新体制机制正当其时

　　抓住改革机遇，迎接改革挑战，创新体制机制正当其时。

　　发电行业经过11年的快速发展，与国外比较，已逐渐形成自己的优势。截止到2013年底，发电装机容量达到12.47亿千瓦，居世界第一；电源结构加快转型，清洁发电装机4.61亿千瓦，达37%；供电煤耗、每千瓦时污染物排放量、火电的碳排放强度均居世界先进水平。但也要清醒地认识到，发电行业综合实力还不够强，转折向好的基础还比较弱；对电力、煤炭、油气资本市场变化的前瞻性把握还比较欠缺，对煤电一体化发展规律以及多元化经营也认识不足。特别在体制机制上还存在国企易患的“大企业病”，还不适应新的　  治理结构要求，在管控体系、投资决策、采购招标、选人用人、激励约束、监督保障等方面还有一些需要完善的地方。因此，发电行业迫切需要按照国家全面深化改革的部署，围绕战略管控体系、法人治理结构、资源配置体系、激励约束机制、风险防控体系等重点领域，建立现代企业制度、深化体制机制改革、持续创新企业管理，逐步形成与世界一流电力行业相匹配的现代治理体系。

　　针对发电行业上述6个阶段性特征，我个人认为，要打造发电行业“升级版”，今后一个时期总的发展思路，是要贯彻落实国家能源发展战略和电力产业发展规划，适应国内外“清洁、安全、高效、可持续”的能源发展新趋势，以改革创新、转型升级为主线，坚持市场在资源配置中的决定作用，努力提升发展质量、经济效益和社会形象，进入到“绿色低碳、价值提升、风险可控、市场化运作、主营业务突出、产业链完善、可持续发展”的行业发展新阶段。

（作者系华电集团公司企业管理与法律事务部主任）能源网 http://www.aeenets.com/ 【投稿QQ：631001965】