电力行业经营困难原因及对策

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目前，电力行业的困境与煤电关系没有理顺、电力体制改革没有到位、电网建设滞后等因素直接相关。中国电力市场建设仍处于起步阶段，发电和销售环节刚刚开始放开。调峰补偿和价格反应等市场机制尚未建立。一些中长期双边交易尚未建立现货市场，新能源低边际成本的优势难以体现。新能源跨省跨区域运输的现货市场机制仍处于研究阶段。煤电是一个利益链条，只有互利共赢才能健康发展。电力企业应顺应电力改革，做好配电工作，控制成本，严格控制投资规模，加大清洁高效能源的开发力度。要解决新能源消耗问题，需要在更大范围内优化配置，建立传统能源与新能源发电的互补和调峰机制，增强整个电网的调节灵活性。电网的定位和建设也应符合当地的能源格局。

智囊团观点

朱敏

近年来，随着电力需求的缓慢增长，特别是重化工业，我国火电设备的平均使用小时数持续下降，电力产能过剩问题突出。2016年，电力过剩加剧，煤电价格快速上涨，电力改革全面推进。在多重挤压下，电力运营压力倍增，发电企业面临巨大考验。当前，电力市场需求增长放缓，交易价格下降，燃料成本大幅上升，产能过剩风险加剧，节能减排转型任务艰巨，多重矛盾交织。企业面临着严峻的压力和困难，迫切需要加大政策支持，进一步推进电力体制改革，营造企业发展的良好氛围。

第一，自去年以来，电力公司经营困难，业绩下降

近年来，随着电力需求的缓慢增长，特别是重化工业，我国火电设备的平均使用小时数持续下降，电力产能过剩问题突出。截至2016年底，中国火电装机容量为10.5亿千瓦，设备平均利用小时数为4165小时，同比下降199小时，为1964年以来的最低水平。与上年相比，除北京、河北、西藏外，其他省份火电设备利用小时均有不同程度的下降，其中海南下降1000小时以上，青海、福建、四川、新疆、宁夏下降500小时以上。

截至2月底，在发布2016年业绩预测的35家上市电力公司中，超过50%已经发出预警。其中，大唐电力预计2016年全年经营业绩将出现亏损，预计亏损25-28亿元。新能泰山预计2016年净亏损6800万元至7800万元，主要是由于报告期内公司发电企业燃煤发电机组上网电价每千瓦时(含税)下降0.0465元，发电业务盈利能力大幅下降，导致经营业绩同比大幅下滑。此外，甘肃电力投资还预计，2016年1-12月上市公司股东应占净利润为-1.1亿至-9000万元，同比下降439.09%，至377.44%。鲍彤能源、哈尔滨投资有限公司和漳泽电力有限公司都预计2016年公司业绩将会下降。华电国际表示，预计2016年上市公司股东应占净利润将比去年同期下降47%至57%，主要是受国家下调燃煤发电机组上网电价、电煤价格大幅上涨以及报告期内发电机组利用小时数减少的综合影响。

展望2017年，商业形势不容乐观。发电企业受到多种因素的挤压，其利润被空大大降低，这将使运营更加困难。中国电力委员会预计，与2016年相比，电力消费需求增长将放缓；预计全年新增装机容量将略高于1亿千瓦，到年底发电装机容量将达到17.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比例将进一步提高到38%左右；全国供电能力过剩，部分地区相对过剩。火电设备的使用小时将进一步减少到4000小时左右，动力煤价格将继续保持高位运行。在一些省份，电力用户直接交易的降价幅度相对较大，交易规模持续扩大。很难及时有效地引导发电成本。燃煤发电企业的效益将进一步压缩，企业的生产经营将继续面临严峻的困难和挑战。

二、电力企业经营困难的原因分析

去年，电力企业的业绩下滑和经营困难是多种因素共同作用的结果。随着市场电价的下降及其比重的扩大，再加上煤炭价格的持续上涨和电网建设的滞后，清洁可再生能源被切断和废弃，中国发电企业的生存受到多重挤压。发电企业正处于“三相叠加”的特殊历史阶段，即增长率的转移期、结构调整的关键期和业务发展的过渡期，正面临着历史性的转折。这也表明电力行业上、中、下游之间的关系还没有完全理顺，市场竞争不够，市场机制有待完善。

一是电力市场化改革进一步推进。

2016年，全国各地区、省、自治区、直辖市综合考虑经济结构、供电结构、电价水平、输电规模和市场基础等因素，结合本地实际，不断推进发电和用电计划改革，加快市场化改革进程。同时，它也为降低工商能源消耗成本和稳定经济增长做出了积极贡献。2016年，中国企业的用电成本减少了约1000亿元，占2016年供应方改革近万亿元的10%。2016年，包括直接交易在内的市场化交易用电量超过1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。平均电价每千瓦时降低约7.23个百分点，为用户节省电费573亿元。2016年，国家电网经营区域市场交易电量同比增长58.8%，市场交易电量占售电量的22%。共有15，138个二级电力用户通过交易平台参与了直接电力交易，分别通过北京和省级电力交易平台实现了353亿千瓦时和4740亿千瓦时的直接电力交易，总计5093亿千瓦时，总规模是2015年的2.6倍。2016年初，燃煤发电上网电价下降3点/千瓦时，2015年下降2点/千瓦时，影响发电利润1000多亿元。与此同时，双边交易、集中竞价交易、跨区跨省输电等市场化方式大大提高了交易能力，市场力量比重迅速上升至近30%。虽然“折扣”交易已经缩小，但它对发电行业仍有很大影响。

其次，煤炭价格的反弹导致成本上升。

煤炭价格下降了，电力公司的盈利能力提高了；相反，一旦煤炭价格反弹，电力公司的利润将令人担忧。去年下半年，煤炭价格的大幅反弹导致电力公司的盈利能力迅速下降。数据显示，去年渤海动力煤价格指数收于593元/吨，虽然已经连续8个周期下降，但与年初相比已经上涨了近60%。为此，去年年底，国家发改委和能源局先后推出了“组合拳”，包括启动抑制煤炭价格过度上涨的应对机制，推动煤电企业签订中长期合同。近日，神华等煤炭企业集体呼吁重启煤炭限产，将煤炭价格控制在一定水平。神华、中煤等煤炭企业集体呼吁重新出台煤炭限产计划，将煤炭价格控制在合理水平。煤炭产量受到限制后，煤炭价格将控制在一定水平。总体而言，2017年煤炭价格将高于去年，这意味着电力公司的日子将比去年更加艰难。

第三，清洁可再生能源的断电和废弃仍在恶化。

清洁和可再生能源的断电情况仍在恶化，这是电力产能过剩的问题之一。风能和太阳能80%以上分布在中国西部和北部地区，85%以上待开发的水电资源分布在西南地区。当地电力负荷有限，需要在各地区和各省之间消耗。在新能源集中发展的地区，地方消费不足，区域供电的结构性矛盾日益突出。2016年，全国“弃水、弃风、弃光”用电量总计近1100亿千瓦时，比三峡电站当年发电量高出约170亿千瓦时。2016年，国家电网调度范围内的废弃风电约为396亿千瓦时，主要集中在东北和西北地区；废弃的光伏容量为69亿千瓦时，主要集中在中国西北地区。去年1-11月，国电公司平均弃风率达到14.6%。布局、交通、市场、体制调整等问题都是“弃风弃光”的驱动力。在过去几年中，由于电力需求的快速增长，新能源和常规能源都可以得到有效利用。现在电力需求正在放缓，新能源装机容量仍然很高，因此新的电力市场根本无法支持如此大的增长。与此同时，为了赶上国家政策，享受更高的电价，2015年底出现了大量的突击检查和抢装商品，直接导致2016年缺电现象直接增加。

三、应对电力企业困境的对策建议

目前，电力行业的困境与煤电关系没有理顺、电力体制改革没有到位、电网建设滞后等因素直接相关。中国电力市场建设仍处于起步阶段，发电和销售环节刚刚开始放开。调峰补偿和价格反应等市场机制尚未建立。一些中长期双边交易尚未建立现货市场，新能源低边际成本的优势难以体现。新能源跨省跨区域运输的现货市场机制仍处于研究阶段。煤电是一个利益链条，只有互利共赢才能健康发展。暴跌之下肯定会有反弹，煤电双方应该保持理性合作。当煤炭市场好的时候，煤炭价格不应该过度飙升；电力供应超过需求，煤炭价格不应受到强烈抑制。电力企业应顺应电力改革，做好配电工作，控制成本，严格控制投资规模，加大清洁高效能源的开发力度。要解决新能源消耗问题，需要在更大范围内优化配置，建立传统能源与新能源发电的互补和调峰机制，增强整个电网的调节灵活性。电网的定位和建设也应符合当地的能源格局。建立输送渠道很重要，但只有当能源结构需要输送时，电网才需要加强输送。在合理支持电网的同时，新能源发展本身也需要调整格局。以风能为例，目前我国风力技术的发展已经达到102亿千瓦，但是发展的总量只有1.49亿千瓦。潜力巨大，应结合具体情况，加快东部和南部中低风速资源的勘探开发。另一方面，虽然中部和东部地区没有停电，但该行业应注意他们是否有发展所需的土地、水和环境条件。同样，在光伏领域，多元化利用将是太阳能未来发展的重要理念。

(作者:国家信息中心经济预测部)