國家電投“十二五”，以五大為代表的發(fā)電行業(yè)著力“一次轉(zhuǎn)型”， 大力發(fā)展煤炭、金融、科技、風(fēng)(光)電產(chǎn)業(yè)，建設(shè)綜合能源集團，再加煤炭市場低迷下跌，經(jīng)營業(yè)績“逆勢上揚、單邊大漲”，成為2002年電改以來形勢最好時期，也成為全國工業(yè)企業(yè)的一抹“亮色”。
那么，進入“十三五”，宏觀經(jīng)濟、政策導(dǎo)向、改革舉措、市場環(huán)境等因素出現(xiàn)了什么變化?發(fā)電行業(yè)的發(fā)展呈現(xiàn)出什么新的特點?經(jīng)營業(yè)績又出現(xiàn)了怎樣的走勢呢?回眸“十三五”，發(fā)電行業(yè)可謂風(fēng)雨兼程，跌宕起伏，不禁讓電力人感慨萬千：“陽光總在風(fēng)雨后”。
宏觀環(huán)境：電力消費趨緩，發(fā)電利好不多、利空多
新常態(tài)貫穿整個“十三五”。由于經(jīng)濟減速、結(jié)構(gòu)優(yōu)化、動力轉(zhuǎn)換，2016-2019年我國GDP增長“破7”，分別為6.8%、6.9%、6.7%、6.1%。特別是2020年受新冠疫情、中美對抗、世界經(jīng)濟萎縮的沖擊，我國經(jīng)濟進入雙循環(huán)新發(fā)展格局，GDP前三季僅為0.7%，IMF預(yù)計全年1.9%，實際將完成 2%以上，盡管我國將成為全球唯一增長的主要經(jīng)濟體，仍顯著低于正常年份的增長。
我國能源消費2016-2019年年均增長只有2.7%，預(yù)計“十三五”為2.5%。同樣，全社會用電量前4年年均增長6.1%，預(yù)計“十三五”為5.5%，兩者均大幅低于“十一五”“十二五”的增長水平。
能源電力消費增速減緩，從社會角度看是進步，但從發(fā)電企業(yè)角度看，則意味著電力需求下降、產(chǎn)能趨于過剩、市場競爭加劇，意味著社會用電量的增長將更多地依賴電氣化、電能替代、新能源車普及，意味著發(fā)展空間壓縮、傳統(tǒng)的規(guī)模擴張方式必須向高質(zhì)量發(fā)展方式轉(zhuǎn)變。正因為如此，倒逼“十三五”發(fā)電行業(yè)必須轉(zhuǎn)型創(chuàng)新。
在習(xí)主席“四個革命，一個合作”能源安全新戰(zhàn)略的指引下，十九大提出要“構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系”。“十三五”期間，國家不僅推出了《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃》、《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略》，而且還推出能源發(fā)展、電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃及配套子規(guī)劃，描繪了中長期發(fā)展藍圖，并明確了到2020年的發(fā)展目標——“能源消費總量控制在50億噸標煤內(nèi);非化石能源占一次能源消費比重15%以上、煤炭占比58%以下;電能占終端能源消費27%。全國發(fā)電裝機20億千瓦，年均增長5.5%。非化石能源裝機7.7億千瓦，占39%;煤電裝機控制在11億千瓦內(nèi)，占比降至55%”，充分體現(xiàn)了綠色發(fā)展、清潔轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略趨向。
同時，國家除了建立煤電建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制，推出取消、緩核、緩建“三個一批”項目，淘汰落后產(chǎn)能，實行峰值管控外，還對煤電環(huán)保政策層層加碼。一是限期完成煤機超低排放改造、節(jié)能改造、靈活性改造9.8億千瓦;二是實施世上最嚴的大氣污染物排放標準，并率先對火電實施排污許可證，排污費改征環(huán)保稅;三是推出碳排放強度控制政策，要求二氧化碳排放全國單位火電發(fā)電量、單位發(fā)電量分別控制在865、550克/千瓦時，啟動碳排放份額的分配和碳交易市場;四是嚴格執(zhí)行煤電項目取水、用水、水效、廢水控制政策;五是設(shè)置非水電可再生能源配額，開展可再生能源綠證核發(fā)、認購;六是開展嚴格的中央環(huán)保督察、生態(tài)文明建設(shè)年度評價。環(huán)保要求日益嚴苛、環(huán)保成本增加是煤電“十三五”面臨的重大挑戰(zhàn)。
此外，為穩(wěn)增長，“降低用能成本”成了“十三五”國家重要會議的主要議題之一。近年來，降低電價政府、市場雙管齊下，力度之大史上罕見。一方面，政府直接下調(diào)各類電源的上網(wǎng)電價。除了燃煤標桿電價下調(diào)，也調(diào)整了對新能源一味鼓勵的政策。另一方面，通過新電改市場化交易降價。以某發(fā)電集團為例，2016-2019年綜合交易電價分別比標桿電價每千瓦時降低6.3分、4.7分、5.2、4.2分。“十三五”用電成本的下降，以電力企業(yè)直接減收為代價，但確實提升了工商企業(yè)競爭力，減輕了我國經(jīng)濟下滑的壓力。
當然，“十三五”國家對發(fā)電行業(yè)也采取了一些正向激勵政策。如允許水電、核電超前規(guī)劃，適度加大開發(fā);鼓勵“兩個替代”以及“源網(wǎng)荷儲一體化”“風(fēng)光水火儲一體化”發(fā)展;穩(wěn)定可再生能源價補機制和核電、氣電、跨省跨區(qū)送電等價格形成機制;明確煤電環(huán)保電價政策不變;市場機制形成煤機參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等輔助服務(wù)價格;對煤機利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制。另外，針對煤炭去產(chǎn)能形成的供應(yīng)短缺、煤價暴漲的“后遺癥”，國家也開展了“控產(chǎn)量、保長協(xié)、穩(wěn)煤價、抑消費、調(diào)進口”“構(gòu)建鐵路大通道運輸網(wǎng)”等一系列調(diào)控。
改革驅(qū)動：三大改深刻影響著發(fā)電行業(yè)
“十三五”是全面深化改革的推進期，改革達1500項之多。其中：供給側(cè)改革、新一輪電改、國企改革等“三項”重大改革，盡管政出多門，目標差異，但到了發(fā)電企業(yè)層面均需貫徹落實，給發(fā)電行業(yè)營商環(huán)境、經(jīng)營業(yè)績、體制機制產(chǎn)生了深遠的影響。
1. 供給側(cè)改革
“十三五”期間，供給側(cè)改革從煤炭擴大到煤電領(lǐng)域。到2019年底，煤炭去產(chǎn)能10億噸任務(wù)已完成，煤礦減少到5,800處，平均產(chǎn)能提高到92萬噸/年。但晉陜蒙新四省區(qū)呈現(xiàn)“煤礦少，單產(chǎn)高，區(qū)域集中，應(yīng)急調(diào)運難”等特點，導(dǎo)致“十三五”煤價前期大幅度反彈、呈“廠”型波動，后期高位震蕩、小幅回落，最終救起煤炭、傷及煤電，煤炭行業(yè)大幅增盈，煤電再現(xiàn)行業(yè)性困難。
同時，為化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險，16部委采取了淘汰落后產(chǎn)能、清理違規(guī)項目、嚴控新增產(chǎn)能、加快煤機升級改造、規(guī)范自備電廠管理等一系列舉措，共淘汰3500萬千瓦，停緩建1.5億千瓦，合計1.85億千瓦，保證2020年完成“煤電裝機控制在11億千瓦內(nèi)，占比降至55%”的目標沒有問題。盡管短期對煤電企業(yè)產(chǎn)生不小的影響，但煤電投資與裝機增速的連年下降，促使煤電利用小時短期止跌回升，“三棄”現(xiàn)象逐年好轉(zhuǎn)。
2. 新一輪電改
2015年以9號文正式推出，其主要內(nèi)容為“三放開、一獨立、三強化”，意味著市場競價揭開大幕。發(fā)用電計劃加速放開，電力市場的主體數(shù)量、交易品種不斷增加，中長期交易規(guī)模不斷擴大，現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場進行了試點、探索，工商業(yè)用戶不僅增加了選擇權(quán)，更分享了電改不斷釋放的紅利。2016—2019年全國市場交易電量占全社會用電量比重由19%大幅增加到39%，其中：云南、蒙西、江蘇、青海接近或超過50%;煤電上網(wǎng)電量市場化率高達56%。預(yù)計2020年全國市場交易電量占全社會用電量比重將超過50%。由于產(chǎn)能過剩，競爭激烈，電力交易價格普遍低于標桿電價，盡管后期降幅收窄，但因市場化率大幅提高，發(fā)電企業(yè)減收仍在持續(xù)。2016—2019年某發(fā)電集團四年累計減收397億元，是同期利潤393億元的1倍還多。
目前，新電改正在途中，也存在行政干預(yù)、捆綁交易、單純降價、市場壁壘、配電受阻、監(jiān)管不力、現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場建設(shè)滯后等問題。但不可否認，新電改在很大程度上重塑了發(fā)電企業(yè)，第一次真正比拚的是市場競爭力，對經(jīng)營理念、投資決策、安全運維、商業(yè)模式、客戶服務(wù)等產(chǎn)生重大而又深刻的影響，促使發(fā)電企業(yè)由單純生產(chǎn)型向綜合能源供應(yīng)商轉(zhuǎn)型。
3. 國企改革
“十三五”，國資委積極推動“1+N”國企改革政策落地，2016年推出十項改革試點，2020年部署國企改革三年行動方案。
2017年，國資委根據(jù)國辦《關(guān)于推動央企結(jié)構(gòu)調(diào)整與重組的指導(dǎo)意見》提出的鞏固加強、創(chuàng)新發(fā)展、重組整合、清理推出等“四個一批”，為解決央企布局存在的“多、散、低、同、長、重”問題，決定將國電、神華重組為國家能源，引起業(yè)內(nèi)外的熱烈議論與廣泛關(guān)注。這次跨界大重組，突破了電力、煤炭產(chǎn)業(yè)界限，有利于形成煤電路港航產(chǎn)業(yè)鏈，發(fā)揮產(chǎn)業(yè)協(xié)同優(yōu)勢、推動轉(zhuǎn)型升級;有利于緩解煤電矛盾，形成收益、風(fēng)險對沖機制，穩(wěn)定業(yè)績預(yù)期，從而增強核心競爭力，爭創(chuàng)世界一流企業(yè)。
2019年，國資委針對15省區(qū)煤電企業(yè)整體虧損、資產(chǎn)負債率高、經(jīng)營困難的問題，決定用3年時間開展央企重點區(qū)域煤電資產(chǎn)整合。首先在西北開展試點，確定華能牽頭甘肅、大唐牽頭陜西、華電牽頭新疆、國家電投牽頭青海、國家能源牽頭寧夏，以優(yōu)化資源配置，淘汰落后產(chǎn)能，減少同質(zhì)化競爭，“整體減虧超過50%”，促進健康可持續(xù)發(fā)展。
結(jié)果引起很大爭議，當時有學(xué)者認為與新電改目標相悖，容易形成寡頭壟斷、操縱市場，不利于構(gòu)建有效競爭的市場體系。但目前仍在組織實施，有關(guān)各方正在協(xié)商推進，整合效果有待進一步觀察。
市場變化：系統(tǒng)性風(fēng)險總體偏高
“十三五”發(fā)電行業(yè)市場化程度提高，競爭特征更加明顯，面臨的市場環(huán)境復(fù)雜多變。貨幣市場、并購市場、境外市場、人才市場對發(fā)電行業(yè)雖有影響，但有利有弊，總體影響不大。但電力市場、煤炭市場的影響則是決定性的，總體系統(tǒng)性風(fēng)險偏高。
1. 電力市場
社會用電需求減緩、新增裝機不斷增加、產(chǎn)能普遍過剩仍是發(fā)電行業(yè)的風(fēng)險源，是改善營商環(huán)境的重中之重。據(jù)統(tǒng)計，社會用電量增長“十五”13%;“十一五”11.1%;“十二五”6.27%;“十三五”預(yù)計5.5%。其中：2016年5.0%，2017年6.6%，2018年8.4%，2019年4.4%，2020年1-9月1.3%、預(yù)計2.8%。相應(yīng)地，2016-2019年全國發(fā)電利用小時平均為3815小時，比“十二五”4414小時下降14%、減少599小時。其中，反映市場供需關(guān)系最具代表性的火電利用小時連年下降、低水平震蕩，2016-2019年平均4261小時，比“十二五”4861小時下降12%、減少600小時，遠低于5000-5500的設(shè)計利用小時，與本世紀以來最高的2004年5991利用小時更是相去甚遠。2020年的情況更不容樂觀，全國發(fā)電利用小時1-9月2758小時，同比下降98小時;火電1-9月3047小時，同比下降127小時。
因此，電力市場競爭激烈，如何開展市場營銷、制定交易策略，構(gòu)建發(fā)配售產(chǎn)業(yè)鏈、提供綜合能源服務(wù)，力爭發(fā)電量達到“三同”水平 、市場電量超過裝機占比、綜合電價降幅收窄，實現(xiàn)增產(chǎn)增收成為當前發(fā)電企業(yè)最大的難題。
2. 煤炭市場
煤炭供需狀況、煤價漲落，直接影響煤電企業(yè)的盈虧;“煤電過半”的電源結(jié)構(gòu)，仍左右著發(fā)電行業(yè)整體的盈利水平。“十三五”期間，隨著退出、減量重組10億煤炭過剩產(chǎn)能任務(wù)的推進、限產(chǎn)以及安全、環(huán)保的嚴格監(jiān)管、督查，煤炭市場一改“十二五”單邊下跌的頹勢。2016年，5500大卡噸煤綜合均價較年初大漲59.8%;2017年，供需緊張，漲到650-700元，導(dǎo)致入廠標煤單價同比上漲34%，全國增加電煤采購成本2000億元;2018年，前緊后緩，供需趨衡，煤價高位震蕩，維持在571-635元;2019年，供需平衡，小幅回落，平均降到576元，比上年降低19元;2020年，漲少跌多，1-9月央企煤電板塊入爐標煤單價同比下降48元?？傮w而言， 2016-2017前兩年“供需緊張、大幅反彈、廠型走勢、居高不下”，2018-2020后三年“產(chǎn)能釋放、供需趨衡、高位震蕩、小幅回落”，煤炭市場綜合均價都超過國家規(guī)定500-570元/噸的綠色區(qū)間，發(fā)電燃料成本整體高于“十二五”同期水平，導(dǎo)致煤電企業(yè)盈利基石松動，中期再現(xiàn)大面積虧損。
行業(yè)轉(zhuǎn)型：符合“十三五”電力規(guī)劃預(yù)期
1. 綠色發(fā)展，清潔轉(zhuǎn)型。
“十三五”，發(fā)電行業(yè)更加注重清潔轉(zhuǎn)型，加快綠色發(fā)展步伐，特別是風(fēng)光電實現(xiàn)了超越式發(fā)展。到2019年底，我國發(fā)電裝機達到20.1億千瓦，其中：非化石能源裝機8.2億千瓦，占比41%，較2015年提高5.8個百分點;非化石能源消費占比從2015年的12.1%提高到 2019年的15.3%;非化石能源發(fā)電量增量占全社會用電增量的49.5%。特別是風(fēng)光電，雙雙超過2億千瓦，占比均超10%;年均增速分別達到12.4%、48.5%，遠超7.1%的全國裝機年均增速，成為發(fā)展的最大亮點。目前，我國能源清潔轉(zhuǎn)型成效顯著，如國家電投清潔裝機占比超過50%，光伏突破2000萬千瓦;國家能源風(fēng)電裝機突破4000萬千瓦，世界第一;青海開展“綠電15日”活動，成功實現(xiàn)全清潔能源連續(xù)供電;北京基本實現(xiàn)“無煤化”，清潔能源占比超過96%;山東第一個發(fā)布氫能省級規(guī)劃;張家口成為國家一個可再生能源示范區(qū)。可以預(yù)見，清潔能源成為主體能源不再遙不可及。
2. 峰值管理，煤電減速。
“十三五”，煤電告別了傳統(tǒng)的規(guī)模擴張階段，與新能源快速發(fā)展形成很大的反差，進入了“投資下降、增速減低、淘汰落后、升級改造、重組整合、結(jié)構(gòu)優(yōu)化、提質(zhì)增效”的減量發(fā)展階段，走上了“少新建、多延壽”的路子。到2019年底，煤電裝機完成10.41億千瓦，年均增速3.7%，比全國裝機年均增速7.1%低了3.4個百分點;每年新增裝機從“十二五”5000萬千瓦以上下降到目前3000萬千瓦左右，預(yù)計“十三五”將少投9300萬千瓦以上。而且，“兩個占比”持續(xù)下降，煤電裝機占比下降到52%，煤機發(fā)電量占比下降到62%。預(yù)計到2020年底，煤電裝機完成10.8億千瓦，可以較好地實現(xiàn)控制在11億千瓦內(nèi)的目標。此外，機組結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，熱電聯(lián)產(chǎn)機組、超超臨界機組、超低排放機組比例明顯提高。
3. 抓住機遇，介入新業(yè)態(tài)。
一些發(fā)電企業(yè)抓住新電改、能源轉(zhuǎn)型、經(jīng)濟結(jié)構(gòu)優(yōu)化的新機遇, 積極穩(wěn)妥地進入電力“新業(yè)態(tài)”。如清潔熱源供熱、燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電、藍色海洋納米發(fā)電，分散式、低風(fēng)速與海上風(fēng)電，光熱發(fā)電;氫能、充電樁、天然氣水合物、智慧能源項目、綜合能源服務(wù);分布式能源、配售電業(yè)務(wù)、微網(wǎng)、泛能網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng);碳捕集、碳資產(chǎn)與綠證交易、能源金融服務(wù);儲能、智能高效熱力網(wǎng)、天然氣銷售與管網(wǎng)等。目前，能源電力系統(tǒng)，呈現(xiàn)能源基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)、能源形式互換、能源技術(shù)數(shù)據(jù)與信息技術(shù)數(shù)據(jù)互用、能源分配方式互濟、能源與消費商業(yè)模式互利的新格局。例如，新能源大發(fā)展，給儲能帶來了難得的發(fā)展機遇，風(fēng)電+儲能有利于平滑輸出，風(fēng)光+儲能有利于調(diào)節(jié)輸出，火電+儲能有利于輔助調(diào)頻。近三年，我國電化學(xué)儲能發(fā)展迅速，占國內(nèi)儲能裝機2017年為1.35%，2018年為3.43%，2019年達到159.23萬千瓦，增長為4.9%，全國儲能累計裝機3230萬千瓦，占全球18%，儲能發(fā)展方興未艾。
4. 規(guī)劃目標，大多符合預(yù)期。
電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃提出了到2020年23項目標任務(wù)。根據(jù)目前完成的情況評估，其中：人均裝機、煤電、常規(guī)水電、非化石能源消費在一次能源消費中的比重、現(xiàn)役煤機平均供電煤耗等9項指標符合規(guī)劃預(yù)期;總裝機、非化石能源裝機、太陽能發(fā)電、風(fēng)電、生物質(zhì)發(fā)電、非化石能源發(fā)電裝機比重、化石能源發(fā)電裝機比重、煤電裝機比重等10項指標提前超額完成;以上兩類合計占83%。滯后規(guī)劃進度的只有抽蓄裝機、核電、氣電、充電樁等4項，只占17%。
經(jīng)營業(yè)績：前降后升，V型反彈
“十三五”，受宏觀經(jīng)濟、政策導(dǎo)向、改革舉措、市場環(huán)境、發(fā)展成果等因素的綜合影響，發(fā)電行業(yè)整體業(yè)績呈現(xiàn)“前降后升，V型反彈”走勢，在2015年業(yè)績“置頂”的基礎(chǔ)上，表現(xiàn)為2016年“腰斬”、2017年“跌地板”、2018年“坐起”、2019年“前行”、2020年“奔小康”。
——2016年“腰斬”。由于火電標桿電價政府下調(diào)3分/千瓦時，煤價下半年大幅反彈，新電改市場交易電價下降等因素的影響，經(jīng)營業(yè)績開始“坐滑梯”，規(guī)模以上發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)利潤(下同)2608億元，比2015年3479億元下降25.4%，其中：火電板塊利潤下降43.54%。
——2017年“跌地板”。由于煤價漲至高位，全行業(yè)增加電煤采購成本2000億元，火電板塊虧損面超過60%，非電產(chǎn)業(yè)、清潔能源成盈利主角，再現(xiàn)行業(yè)盈利模式“不正常”“不合理”，盈利增長“逆大勢”，盈利水平“不理想”。實現(xiàn)利潤1763億元，同比下降32.4%，其中：火電只有207億元利潤，同比下降83.3%。與13.3萬億資產(chǎn)規(guī)模極不匹配，與全國工業(yè)企業(yè)利潤增長21%形成很大反差。下半年，有關(guān)部門不得不取消、降低政府性基金及附加，騰出電價空間用于提高標桿電價，緩解火電的經(jīng)營困難。
——2018-2019年“坐起、前行”。發(fā)電行業(yè)抓住2018年宏觀經(jīng)濟企穩(wěn)、用電量快速增長8.4%、“三棄”現(xiàn)象持續(xù)好轉(zhuǎn)的有利時機，大力開展市場營銷，增產(chǎn)增收;利用2018-2019年“產(chǎn)能釋放、供需趨衡、高位震蕩”的煤炭市場積極開展集約采購，降本增效。同時，電力市場競爭回歸理性，交易電價降幅收窄，上調(diào)火電標桿電價翹尾影響，再加金融等非電產(chǎn)業(yè)、清潔可再生能源利潤貢獻的顯著增加，2018、2019年實現(xiàn)利潤2210億元、2876億元，分別增長23.8%、28.4%。其中：火電利潤分別為323億元、680億元，實現(xiàn)了恢復(fù)性增長。
——2020年“奔小康”。發(fā)電行業(yè)克服疫情沖擊、經(jīng)濟下行、用電量減少、市場電量擴大等不利因素，抓住電煤、天然氣市場“小幅回落”與資金市場寬松的窗口期，堅持外拓市場與內(nèi)控成本并舉、資本運營與生產(chǎn)運營并重，加強考核、過程與目標的統(tǒng)一。1-9月，清潔可再生能源發(fā)電量增長7.3%，煤電平均入爐綜合標煤單價同比下降48元/噸，對沖了發(fā)電量增速下降的影響，實現(xiàn)利潤同比增長26.5%，其中：火電利潤增長41%?？梢灶A(yù)見，2020年發(fā)電業(yè)績增長將走在全國工業(yè)企業(yè)前列。
總之，“十三五”發(fā)電行業(yè)發(fā)展目標大多符合預(yù)期甚至提前超額完成，經(jīng)營業(yè)績V型反彈、理想收官、實現(xiàn)“小康”，但盈利總額與裝機、資產(chǎn)規(guī)模增長不匹配，整體盈利水平不如“十二五”。特別是煤電經(jīng)營形勢嚴峻，再現(xiàn)行業(yè)性困難。“十四五”，發(fā)電行業(yè)面對百年未有之大變局以及市場化改革過渡期、能源清潔轉(zhuǎn)型期、全球經(jīng)濟萎縮期，如何按照國資委創(chuàng)建世界一流企業(yè)的部署以及“碳中和”的遠景目標，在危機、挑戰(zhàn)、變革中尋找機遇，在“綠、下、外、新”四字上下功夫，繼續(xù)實現(xiàn)轉(zhuǎn)型創(chuàng)新與高質(zhì)量發(fā)展，將是全體發(fā)電人需要破解的共同課題。
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