火電：求解苦日子

劉俊卿

曾經“大干快上”的火電行業將迎來背水一戰，進入可再生能源和售電領域已是必選項目。

根據國家能源局日前公布數據，2016年前6個月全國火電新增裝機2711萬千瓦，增長7.9%;全國火電設備平均利用小時1964小時，較2011年的2592小時，下降了24%。

據悉，國家能源局的初步考慮是，在“十三五”能源和電力規劃中將暫緩核準新建煤電項目兩年，后三年根據國家總量控制要求，合理安排分省新增煤電裝機規模。

未來5年，中國煤電投產裝機可能控制在10.5億千瓦左右。同時，火電還將面臨承擔非水可再生能源發電量配額和碳排放影響。火電企業由此將陷入增長速度換檔期、結構調整攻堅期與經營發展轉折期的“三期疊加”階段。

中國國電集團董事長喬保平表示，火電企業前兩年的日子是“過得好”，今明兩年是“過得去”，再往后就是“過得苦”。

以國電集團旗下的國電電力發展股份有限公司為例，旗下火電企業1-6月累計完成發電量 668.81 億千瓦時。雖然，同比增加 4.59%，但相對于同期火電裝機11.06%的增長率，事實上單位裝機發電量出現明顯下降。“現在已經不是快和慢、大和小的問題，而是生與死的考驗。”

國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心副主任鄒驥對《財經國家周刊》記者說：“‘十三五期間火電企業要考慮新的盈利來源，及早布局。”

組合拳遏制火電

2015年11月，華北電力大學經濟與管理學院發布的《中國煤電產能過剩及投資泡沫研究》指出，以煤電為主的火電項目大躍進式增長，將在“十三五”期間造成超過2億千瓦的裝機過剩和7000億元投資成本浪費。

國家發改委能源研究所研究員、中國能源研究會常務副理事長周大地表示，煤電的擴張已到了令人難以理解的非理性狀態。這導致2016年以來，國家發改委、國家能源局連續下發《關于進一步做好煤電行業淘汰落后產能的通知》《關于促進中國煤電有序發展的通知》《關于建立煤電規劃建設風險預警機制暨發布2019年煤電規劃建設風險預警的通知》三份文件進行控制。

這三份文件的發布，標志著國家能源局打出嚴控煤電行業產能組合拳，核心內容是將取消一批不具備核準條件的煤電項目，緩核一批電力盈余省份煤電項目。

根據這些文件，黑龍江、山東、山西、內蒙古等13省（區）2017年前（含2017年）應暫緩核準除民生熱電外的自用煤電項目（不含國家確定的示范項目）;緩建一批電力盈余省份煤電項目。黑龍江、遼寧、山東等15省（區），除民生熱電項目外的自用煤電項目，尚未開工建設的，2017年前應暫緩開工建設。

國家能源局電力司司長韓水表示，針對煤電行業潛在的產能過剩風險，國家能源局已建立了風險預警機制。該預警制度分為紅色、橙色、綠色，分別代表在該區域投資煤電的風險程度。

根據國家能源局2019年煤電規劃建設風險預警，中國大陸地區只有海南、安徽、江西三省可以投資建設煤電項目，橙色的湖北則須慎重考慮，除此以外的其他省份都不宜上馬煤電項目。

除了風險預警，國家能源局還期望通過預警與國土、環保、水利等部門及銀行等金融機構，在為煤電項目辦理核準、開工建設所需支撐性文件、發放貸款時，形成聯動，采取有針對性的措施控制煤電過快發展。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海告訴《財經國家周刊》記者，雖然政策堪稱史上最嚴，但恐怕還不足以控制煤電產能新增勢頭。他認為，目前實行的“三個一批”的政策，即“取消一批、緩核一批、緩建一批”，應該再加上一條“不批新建”，海南、安徽、江西三個“綠燈”省份也不應該再行建設，因為周邊的過剩發電能力可以通過調度進入上述省份。

深挖可再生能源市場

對于發電企業而言，火電發電設備利用小時數下降意味著營業收入和利潤的直接減少，而火電新增裝機受限則使發電企業失去了常規發展空間。

2016年4月，國家能源局綜合司發布的《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求的通知》（征求意見稿）提出，2020年國內所有火電企業所承擔的非水可再生能源發電量配額將被要求占到火電發電量的15%以上，否則將取消發電業務許可證。

如果這一政策落地，火電企業只有自建非水電可再生能源項目或者購買可再生能源電力綠色證書兩條路可選。

事實上，過去以火電為主業的發電企業都不同程度進入了風電、光伏等領域。據中國風能協會統計，截至2015年底，五大電力集團的風電總裝機7520萬千瓦，占全國風電總裝機的51%。

在光伏領域，根據國家能源局數據統計，截至2014年底，五大電力集團占比19.9%。以國電集團子公司國電電力為例，上半年風電、光伏所發電量僅占5.6%。國電集團董事長喬保平在年中工作會上表示，國電集團利潤結抅過度依賴煤電，清潔能源利潤貢獻度有待進一步提高。

業內人士認為，火電新增裝機受限，但“十三五”風電、光伏等可再生能源將持續高速發展，裝機規模有望實現翻番。這對于在火電領域已遭遇天花板的發電企業來說無疑是個機會。

但隨著新能源在電網中的比例不斷提高，棄風、棄光問題也隨之增加，主要原因是風電、光伏發電的間歇性問題。可以預見，“十三五”期間，風電、光伏裝機規模進一步擴大，就必須有其它電源為其進行調峰、調頻等輔助服務，才能保證電力系統的安全穩定運行。

提供輔助服務或將成為火電企業的重要收入來源。國電湖南電力有限公司籌備組組長、國電湖南寶慶煤電有限公司總經理劉定軍表示，將火電上網標桿電價分解為電量電價和輔助服務電價兩部分，建立專項資金來源，用市場機制實現輔助服務補償，促進發電企業提升輔助服務能力和積極參與輔助服務，進而實現充分挖掘利用輔助服務資源、保障電力系統安全可靠運行和促進新能源發展。

7月初，國家能源局對外發布《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》，確定丹東電廠等16個項目為提升火電靈活性改造試點項目。國家能源局電力司司長韓水表示，此次試點示范工作涉及超過1200萬千瓦的煤電機組，改造實施后將向系統提供200萬千瓦以上的調峰能力，每年可多消納風電等清潔能源電量約40億千瓦時。這意味著傳統煤電機組將逐步由提供電力、電量的主體性電源向提供可靠電力、調峰調頻能力的基礎性電源轉變。

對于火電企業來說，提供輔助服務需要大幅增加成本，企業最關注的是如何收益。按照目前政策，火電企業參與調峰等輔助服務尚無市場化補償機制，絕大多數火電機組都是無償為風電調峰調頻。對此，國家能源局人士告訴《財經國家周刊》記者，國家能源局正在研究完善調峰輔助服務補償標準，將建立峰谷分時電價，推動調峰服務的市場化交易。

借電改奔下游

不斷提高新能源比重，只是發電企業調整發展戰略的重要一步。在電力過剩、電改逐步推進的大背景下，發電企業走向下游，變成電力的終端供應商將成為必然。

2015年3月，中共中央、國務院下發的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》提出穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務，允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。文件出臺后，售電市場被認為具有萬億元級別規模，受到各路資金的熱捧。

截至目前，據不完全統計，全國31個省（市、區）至少已成立了600家售電公司。傳統發電企業被認為是最具有前景的一類市場主體，成立售電公司成為發電企業拓展新利潤增長點的重要途徑。

2015年6月，由華能控股的北方公司與內蒙華電成立了五大發電集團旗下首個售電公司——華能內蒙古電力熱力銷售有限公司。隨后，國內發電企業均開始對籌建售電公司，進入售電市場進行布局。

2016年7月，成立一年多的國家電投在年中工作會議上發布消息稱，已經組建售電公司20家，成為五大發電集團中成立售電公司最多的一家。同時，國家電投還獲得全國第一家發電企業配網項目。

在全國售電試點領先的廣東省，3-7月已經開展了5次集中電力交易，總成交84億度電，其中72%是由售電公司代理交易;平均折讓幅度為0.1元/度，讓利達到8.65億元，而售電公司對客戶的終端價格一般僅下浮0.01-0.03元/度。

由于發電側降價程度明顯高于用戶側，使得售電公司賺取大量差價，成為最大的受益者。雖然業內認為隨著市場競爭加劇，這樣的暴利模式不可持續，但是至少證明，售電有利可圖。

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，也對這些靠計劃分配發電量的電廠企業提出更高的要求。

7月13日，國家發革委經濟運行調節局對外公布《關于有序放開發用電計劃工作的通知》（征求意見稿）。業內人士認為，該文最終出臺將改變發電企業以往靠計劃發電的被動情況，形成電力的批發市場，售電側迎來重大利好。