鄉下的火電

經濟轉型似乎正在讓中國火電行業的下行提前來到。但這并沒有能夠放緩火電大規模建設的步伐。在電力過剩達到峰值之前，企業如何才能更好地面對未來的不利影響。

進入7月，全國越來越多的地區“火力”全開，進入“高燒”模式。持續的高溫給電網供應帶來了更高的負荷。北京地區電網更是在7月13日最大負荷達到1831.2萬千瓦，突破了2013年的歷史最大紀錄1776萬千瓦，增長3.1%。

不過，高溫給電力需求帶來的短暫復蘇并沒有能夠挽救從去年開始，電力需求增長放緩的頹勢。

7月15日，國家統計局公布了中國經濟上半年數據，2015年中國國內生產總值同比增長為7%。這一數字幾乎是之前經濟預測數據的上限，轉型中的中國經濟在上半年的表現超出了大家的預期。

但是對于電力行業來說，幾天之后的一項數據統計更為關鍵。7月21日，就在統計局公布中國經濟上半年數據一周之后，中國電力企業聯合會公布了全國電力工業上半年統計數據。

不僅全國發電量和全社會用電量不出意外的低增長，火電發電量更是在十幾年來第一次出現了負增長。

“從總體上來說，我們國家已經進入了電力需求增長比較慢的階段。未來新增的發電裝機和發電量也會以風電、光伏這樣的可再生能源和水電、核電為主。”國家發展改革委能源研究所能源系統分析研究中心研究員姜克雋對記者說。

從“十五”規劃開始，電力工業的發展開始顯示出實際增長遠超最初規劃的特性。在隨后的“十一五”和“十二五”期間，電力規劃最終沒能出臺，而這十年也成為了中國電力行業發展速度最快的十年。

在“十二五”的最后一年，受益于高耗能行業快速發展而狂飆突進的電力行業終于走到了轉型的拐點之上。在國家經濟整體轉型的背景之下，電力行業，尤其是火電行業正經歷著從高需求增長轉向低需求增長，甚至是負增長的痛苦過程。

但是，對于火電廠的未來、對于火電為主的發電企業的未來，乃至整個火電行業的未來，我們無法得到一個業內較為統一的觀點和意見。

然而無論未來火電是很快地被可再生能源發電所替代，還是在未來很長的一個時間內火電依然是中國發電占比最大的電源種類。火電行業在當下都不得不面對著一個電力需求過剩時代的到來。而在這個時間段內，行業的一舉一動可能都會決定著火電在未來中國能源體系中的“生”與“死”。

疲軟的增長

“今年發電量比去年下降很多。”電話那頭的毛繼亮在得知記者想要了解電廠上半年發電經營情況的時候，立刻毫不猶豫的說出了上面這句話。

供職于浙江國華寧海電廠的毛繼亮往年這個時候絕對不會有這么焦慮。按照他的說法，每年浙江地區的電力都是供不應求，用電企業天天盼著外送的電力能夠多來一點。

“今年的情況完全不一樣，停機現在是這里火電廠的常態，沒有哪家電廠不停上一兩臺機組的。”毛繼亮對記者說，“我們上半年的發電利用小時數，平均每月不過300多個小時”。

這一數字和中電聯公布的數據基本一致，按照中電聯的統計，全國火電設備平均利用小時數上半年是2158小時，平均每月360小時。

電廠不發電，說明電力需求減少了。今年上半年全社會用電量2.6624萬億度，同比增長僅1.3%，去年同期的這一數字為5.3%。其中，第二產業用電量更是負0.5%的增長。

按照上文所述，根據國家統計局的數據，上半年全國國內生產總值的增速還保持在了7%的水平上。但是全社會用電量卻先一步出現了大幅度的下跌。

“這是因為高耗能行業的增長明顯減少了。”姜克雋對記者解釋到，“過去10年，4到5個高耗能行業占據了中國70%的新增產值。所以全社會用電量和國內生產總值的增速差距不大甚至保持一致。但是現在高耗能行業的增長達到天花板，所以電力需求增長就疲軟了。”

對于東部地區來說，問題可能更加嚴重。“現在浙江省外購電的比例差不多達到整體電量的三分之一左右。”毛繼亮說，“本身就供大于求，再加上電力通道送來的電量，讓區域電力過剩的現象更加嚴重。”

從最早的西電東送，到最近幾年陸續上馬的數條特高壓項目。跨區域輸電線路曾經是解決西部地區清潔能源，尤其是水電消納難題和東部地區電力緊缺問題的最優方案。

“過去東部地區缺電。有外送電，本地火電廠也有充足的市場。現在需求降下來了，外送電量還有這么多，本地電廠就不希望有外送的電量了。” 國家電網能源研究院經濟與能源供需研究所所長單葆國對記者說。

特高壓從頗具爭議到最后成為國家意志，其背后的基礎就是中國能源資源地和消費地的不一致。現在相對的電力過剩出現，對于特高壓和中西部發電基地的建設也不無影響。

“能源局自身也承認，現有的未建電源項目即便都不開工，滿足‘十三五’期間中國的電力需求也沒有問題。”單葆國說，“問題的關鍵就在于2020年之后，中國的電力需求增速會是一個什么樣的水平。是去年之前的水平?還是今年上半年這樣的增速水平?這對電源點和跨區域輸電項目建設有決定性的影響。”

樂觀者們認為，盡管中國經濟正處在轉型期，但是無論是從城市化率還是人均用電量來看，中國的電力需求還有非常大的增長空間。“中國目前人均用電量才4000度，不到發達國家的一半，城鎮化率40%，距離70%的目標也還很遠。” 單葆國說。

而根據國家發改委能源研究所的最新計算，未來中國電力需求增長速度最高值將會是4%以上，不到5%。“局部地區可能不會存在絕對的過剩。但是東部地區隨著工業的外遷、電量的輸入，不會再出現電力供不應求的局面。”姜克雋對記者說。

無論是哪種情境下對未來中國電力需求增長的預測，10%以上增速的“快車道”時代已經結束。

瘋狂的裝機

7月27日上午，在國家能源局召開“上半年能源形勢媒體通氣會”上，國家能源局副局長劉琦表示，預計下半年能源需求較上半年將有所回升，全年能源消費將保持中低速增長，能源供需仍將延續總體寬松的格局，預計全年用電量將達到5.7萬億千萬時，同比增長3%左右。

有關部門研究顯示，從當前至2030年，電力需求增速會逐步放緩，2020年至2030年年均增速將降至2.7%左右。

而市場供需形勢的變化帶來的直接后果是火電廠發電小時數下降。

根據中電聯統計，1-6月份，在我國的廣西、北京、湖南、湖北、吉林、四川、云南和西藏這些省份，火電廠利用小時數低于1900小時，其中云南、西藏僅有982小時和52小時。與上年同期相比，共有27個省份火電利用小時同比下降，其中，北京、云南下降分別達到578小時和620小時。

在華電集團企管法律部主任陳宗法看來，根據目前全國電力供需情況，電力市場進入普遍過剩時代，個別省份還出現了絕對過剩。

經濟結構的轉型正在讓電力需求快速增長成為歷史，但是發電新增裝機容量的增長并沒有能夠對此有快速的反應。2015年上半年，全國新增發電裝機容量4338萬千瓦，甚至比2014年的同期數據3670千瓦還要多。而火電新增裝機占據一半以上，為2343萬千瓦。

對于電力市場而言，在需求端一邊是電力需求增速的減少，而在供給端的情況是新增火電裝機依然保持較高的增長速度。

從2006年開始，政府主管部門啟動了新建大機組高效能的燃煤電廠與關停低效能的小火電機組掛鉤政策，也就是所謂的“上大壓小”。即在建設大容量、高參數、低消耗、少排放機組的同時，相對應地關停一部分小火電機組。上大給關小創造了市場環境，關小則為上大騰出了容量空間，兩者之間相輔相成，互為因果。壓小是上大的前提，要先明確壓小，然后才能上大。

彼時，為了調動地方和企業實施上大壓小的積極性，允許按一定比例折算，即：建設單機30萬千瓦機組要關掉其容量80%的小機組，建設單機60萬千瓦機組要關掉其容量70%的小機組，建設單機100萬千瓦機組要關掉其容量60%的小機組，也可按等煤量計算。

在“上大壓小”的實際操作中，往往是新建的煤電裝機量遠大于關停的裝機。以河南龍泉金亨電廠為例，用兩臺660MW超臨界機組取代四臺各135MW亞臨界機組。

這種不是等價容量的替換效應帶來的直接后果，那就是火電裝機的快速增長。根據美國塞拉俱樂部和煤炭研究者網絡共同發布了《繁榮與衰落——追蹤全球燃煤發電廠》報告內容顯示，中國有五個省自2010年以來已建的燃煤發電裝機超過除了中國和印度之外的其他任何國家。2010-2014年期間世界范圍建成的煤電廠排名前20位的地區中，除了3個，其余均是中國的省或者印度的邦。

僅江蘇省，在2010年到2014年期間建成的燃煤裝機接近同期美國和歐盟建成燃煤電廠的裝機容量總和，達到24160MW。

除了已經建成完工的機組，還有一個數字更值得我們注意——在中電聯對外公布的數據中，在2015年前5個月，新核準火電項目超過5800萬千瓦。

2014年底，國務院發布了《政府核準的投資項目目錄通知》，該《通知》中明確提出，火電站由省級政府核準，燃煤火電項目應在國家依據總量控制制定的建設規劃內核準。火電廠審批權的下放，在某種程度上也加快了火電項目的核準速度。

特別是在目前經濟下行的壓力下，地方政府為了保增長，對于大型火電項目亦是非常歡迎。而對于火電投資者而言，在此時的供需狀況下堅持理性投資，顯得尤為重要。

投資轉向

毫無疑問，火電機組發電小時數下降對于發電企業而言，意味著營業收入和利潤的直接減少。

在記者獲得的五大發電集團年中會材料中可以看到，作為國內火電投資的主體，五大發電集團均感受到了電力市場進入低增長、低利用小時的“雙低”通道帶來的壓力。特別是4月20日，國家再次下調燃煤發電機組上網電價，每千瓦時2分錢，對于五大發電集團而言，意味著數十億元的利潤損失。

與此同時，據統計，燃煤發電機組的富余度已經達到35%，上述五家公司均有相當高比例的機組處于停備狀態。

“在山東，我們公司大概有40%比例的機組處于停備狀態。”一家發電集團山東分公司人員告訴記者。“除了檢修期，電量增長少、負荷不高，是造成機組停機率較高的一個原因。”

作為用電大省，火電廠在山東的情況還不算糟糕。

今年上半年，全國水電設備平均利用小時1512小時，同比提高82小時。作為優先上網的水電，一定程度上擠壓了火電的上網份額。

據陳宗法介紹，目前云南、寧夏等一些電力嚴重過剩的省區，電力市場出現了競相壓價、以價換量的惡性競爭局面，反倒是計劃電量含金量更高 。今年4月，云南開展15.8億千瓦時大用戶直購電競價，幾家水電廠中標報價比批復電價低0.12-0.18元/千瓦時，全省1季度因競價共減收讓利5.4億元。寧夏今年3月份開展15億千瓦時大用戶直購電的競價撮合交易，火電廠按零邊際貢獻報價才能中標。

而在東北，電力過剩的狀態已經讓“風火矛盾”更加突出。據中國風能協會秘書長秦海巖介紹，到2014年6月底，東北電網裝機容量突破1.16億千瓦，但全網最大負荷僅5600萬KW左右，最小低谷負荷僅3800萬KW，電源負荷比達到兩倍。更讓人擔憂的是，今年前五個月新核準的火電項目仍接近800萬千瓦。上半年，吉林地區棄風率已經達到42.96%。

“在東部，特高壓建設完成后，本地電廠發電不足，本地電廠又和政府關系非常密切，希望用當地電多一些，外來的電就少一點，但是以后西部或者是煤電基地、清潔能源發電的電量供應會越來越多。”姜克雋介紹道。

在上述《追蹤全球燃煤發電廠》報告中，還提到在中國，隨著電力需求降溫且煤炭的需求更快地下降，大量的在建以及待建燃煤電廠面臨尷尬局面。燃煤發電利用率已經呈現急劇下降，從2011年的60%下降到2014年54%。其他有類似低利用率的主要的煤炭消費國都沒有繼續尋求擴大其燃煤發電裝機量。事實上，美國2012年的燃煤發電利用率是56.8%，其正在籌劃削減燃煤裝機。面對萎縮的燃煤電力需求，中國似乎并沒有太多的選擇：要么減少產能的進一步增加，否則就會面臨資產閑置或受困。

因而，對于電源投資者而言，戰略是否調整、投資方向是否轉變是當務之急。“沒有任何基于市場供需情況來決定新增發電容量了。國有資產的電力行業到底能不能有反映真實的電力需求的信號，并且基于信號來引導投資，如果這都做不到，未來電力市場的建設堪憂。”華北電力大學教授曾鳴感慨道。

事實上，在近些年來，發電集團的投資戰略均發生了一些調整。從火電到清潔能源的延伸，從追逐規模到對效益的追求，這些趨勢在發電行業的投資中都有所體現。

“沒有開工的火電項目最好就不要再建設了。以火電為主的發電公司肯定會受到一定影響，但好在大型國企的抗風險能力比較強。”姜克雋說。

在發電行業，近兩年被視為最后一輪的發展機遇期。在電源的布局中，既要考慮能源空間優化布局，更要考慮市場消納能力以及盈利能力。控制投資規模是首位，但發展還要保持合理的投資規模，保證投資項目合理的利潤回報。隨著火電效益在近兩年好轉，地方上項目的積極性頗高，如何在投資規模和質量效益之間找尋到平衡點至為關鍵。

“現在，由于煤價的大幅下降，盡管發電小時數有所下降，但是火電的收益，尤其是東部發達地區的收益是非常可觀的。從政策設計與政策影響的角度，只要保證了環保、安全與用工標準，其他的決策是企業自身根據情況的獨立決策的事情。如果一個企業可以有信心做到效率足夠高，對其他企業占據明顯的競爭優勢，它新建再多的電廠，能夠擠出其他低效電廠，從長遠看也是符合社會效益最大化的。從企業角度，是否要放緩投資速度，在于其對未來前景與自身優勢特點的判斷，這個只有企業本身更具發言權。關鍵還在于發展的質量，而不是簡單的數量多少的問題。”卓爾德(北京)環境研究與咨詢首席能源經濟師張樹偉分析道。

在近些年來，大的火電投資中，我們可以清楚看到，煤電的發展定位在60萬千瓦以及100萬千瓦的大機組，并且對于排放要求更加嚴苛，同時發電企業也在積極開拓新能源布局。

在此過程中，電力發展清潔化特征非常明顯，火電比重明顯下降，而且裝機平均增速也由“十一五”期間的13%-14%下降到目前的8%-9%。

即便如此，用電增速下降過快也讓企業有些措手不及。

“我們做企業的，還是有些擔心：一是用電量下降比裝機減速更甚，最高時用電量年增長超過15%，猛跌至今年上半年1.3%;二是新增裝機清潔能源占比上升，按照新電改精神，屬于“優先發”范疇，盡管總體上不必太過顧慮，但是在云南等水電大省新投大型水電還是一樣撮合競價，且與老水電比不占優勢，北方個別省份的風光電仍存在棄風光電現象;三是火電新投產機組比重雖然下降，但上半年仍然過半，且存量巨大，再加要為清潔能源穩發滿發讓路，在一些省份即使超凈排放的百萬超超臨界火電機組負荷也低于70%。而且，今年為穩增長，地方已經核準或擬核準的大型火電項目不在少數，會不會量變到質變?”陳宗法總結道。

這也就意味著，誰能對目前的電力市場做出快速的反應，就能在這場殘酷競爭中脫穎而出。

火電廠的未來

“目前，電力項目審批權的下放，各地穩增長的政治壓力，再加僅僅經歷了電煤市場、資源并購市場洗禮的發電企業，沒有真正體會過剩電力市場競爭的殘酷，預計近一段時間還會有一個容量增長的小高峰。”陳宗法對記者表示。

而對于目前處于供需發生變化的火電企業而言，如何快速適應供需變化、市場化改革才是當務之急。

在電改9號文出臺之后，對于發電企業而言，機遇和挑戰并存。電量由競爭決定、價格由市場決定的情景將會實現。由于煤價下跌，剛剛過上好日子的發電企業即將面臨的是對于發電量更加激烈的競爭，將從跑政府、跑電網向跑市場、跑客戶轉變，從電力生產為主向生產和營銷并重轉變，從與電網直接交易向與用戶直接交易轉變。

在過去一段時間內，在各省展開的直購電試點中，發電企業已經開始嘗試用市場方式爭取更多電量。但其中無奈頗多，“對于協調直購電交易的地方政府主管部門，要考慮到五大發電在當地的裝機份額，市場電量還會受到宏觀控制。”上述電廠人士對記者表示。

另外，由于用電負荷降低，地方自備電廠和地方電廠在爭奪電量中的優勢開始顯現出現，由于他們成本相對較低，并且運營相對于大型電力企業更加靈活，往往能爭奪到更多的計劃外電量。

隨著電改的深入，發電企業進入售電側和用戶進行直接交易，無疑獲得較大的發展空間，也對這些靠計劃電、分配電存貨的電廠企業提出更高的要求。

“發電企業進入售電側和用戶直接交易，能夠獲得更大發展空間。電力市場競爭將更加激烈、公平、直接。目前，電力過剩只表現為電量減少，電價因政府定價基本不變。新電改推行市場化改革后，競價交易，由于電力過剩更加普遍、嚴重，將會導致‘量價齊跌’。”陳宗法說。

更為明顯的趨勢是，隨著清潔能源裝機不斷提高，未來煤電比例還會不斷下降，對于火電廠而言，不能滿負荷發電情況將成為常態，甚至將以清潔能源調峰電源形態出現。

但是這同樣牽扯到電改的核心環節，價格的確定。“讓火電調峰不是不可以，但是要支付給火電廠足夠的費用。國內沒有調峰電價，如果以統一的價格承擔調峰的作用，對于火電廠是不可能接受的。”姜克雋對記者說。

對于未來參與市場化競爭的火電企業而言，讓他們提前應對市場的變化，最重要的是市場化電力價格的出臺。

“對于已建成的機組，競爭就是基于可變成本的，因此，水電、風電報出零價格，完全是競爭有效性的體現，是全社會最優化的體現。我國現在存在的問題我認為仍舊在另外一個極端上，電力需求大幅落后于電力供應，而電力價格卻高高在上紋絲不動，這是不正常的。東北這種電力嚴重富余的地區，工商業電價還高6-8毛，這是很難理解的。電力需要一次性的下調1-2毛，以提振電力需求與經濟。否則，這意味著經濟系統的嚴重損失。市場化改革的一大目標，就在于要保證價格能夠及時、足夠反映供求的變化。這種電力價格下調之所以無法實現，從政治經濟學角度，在于缺乏用電方的集體壓力，也就是我國的電力用戶，在電價問題上是缺乏發言權的。”張樹偉說。

這也就意味著發電企業要研究市場了，更需要基礎能力的積累與建設。這對于電力企業的市場競爭力提出了更高的要求。這也是提升整個行業競爭力的需要。“原來，電價是定死的，市場是統購統銷的，市場份額是省政府分的，基本大鍋飯的。電廠只有保證安全生產，基本上不用研究定價策略、市場份額競爭，市場蛋糕大小。如果說有任何挑戰的話，那就是‘優勝劣汰’成為常態，體制與機制設計需要讓效率低的企業面臨無電可發的局面。”

“我們希望控制電力發展節奏，提高發展質量與效益，既要符合國家發展總體戰略，更要符合市場規律，防止電力產能過剩惡化，建立一個基本平衡的電力市場，保持電力行業的可持續發展。因為大家都清楚，市場過剩的本質是一樣的，競爭加劇，庫存增加，價格下跌。當然，我們企業也有優勝劣汰、兼并重組、轉型升級的心理準備。”陳宗法總結道。

無論如何，火電在中國的地位走向下行已經不可避免。根據國家發改委能源研究所的最新計算，中國煤炭消費和燃煤發電的峰值都已經過去。“每年新增發電會以可再生能源為主，包括光伏、風電、水電、核電。這些加起來增速超過5%話，煤電的負增長就會在1%以上，甚至超過3%。”姜克雋說，“2020年，火電在中國發電總量中的占比會下降5個百分點。”

對于數量眾多的火電廠來說，盡管發電數據并不漂亮，但盈利現階段的還不是難題。真正的問題是未來。不同于煤炭、石油、天然氣，身為二次能源的電力產品完全是同質化的。電廠之間的技術水平也沒有明顯的差距，很難做到成本的大幅度下降。在行業日益向下的過程中，也許火電廠的寒冷冬季就在不遠的前方。