能源行业发展模式嬗变

　　电力改革对发电企业非常有吸引力

　　2014年全国电力需求下降，仅增长了3.8%，今年上半年全社会用电量同比也仅增长1.3%。相对应的发电设备平均利用小时大幅度下滑，其中火电发电利用小时降幅最大，今年1-6月火电发电利用小时为2158小时。近日国家能源局公布7 月份全社会用电量同比降了1.3%，如果电力需求没有尽快回升，简单计算可得今年火电发电利用小时应该不会超过4300小时。我国火电系统先进高效，发电利用小时比较正常应该是5300小时以上，从这个意义上说，应该有20%的过剩。

　　另一方面，由于2012年以前电力增长速度一直比较快，2013年全社会用电量还增长了7.5%，和GDP大致是一比一的关系，相对应电力需求预测就很高，所以当时电源规划也做得比较高。因此，目前虽然电力过剩，火电装机量还在大幅度增长，在建的火电项目也还比较多，今年1-6月火电投入运营2343万千瓦，据说火电在建规模还有7686万千瓦。即使火电产能已经明显过剩，今明年还会有比较多的火电项目建成，形成产能。

　　对于火电装机而言，雪上加霜的是还将受到清洁能源的挤压。为了满足政府到2020年清洁能源占能源消费总量的15%的目标，近几年清洁能源的发展脚步不会停下来。风电、太阳能、水电、核电的装机量还会比较大幅度增长。由于政府将采用清洁能源优先发电和优先购电权，火电的发电量将受到挤压。由于火电提供的电量占据我国总用电量的75%以上，目前火电利用小时数的确说明电力已经有比较多的过剩，除非对今后的电力需求非常乐观，发电企业不可能再像以前那样追求火电项目，相应的项目投资会减缓，火电“圈地盘”的兴趣将大打折扣。

　　近两年发电企业业绩很好，主要原因是煤炭价格持续下降，而且下降的速度超过电量下行的幅度。从2012年5月份开始，环渤海动力煤价格指数5500大卡综合平均价格从每吨787元持续下降至2015年7月的每吨417元，给火电装机为主的发电企业提供了很好的盈利空间。目前煤价疲弱依然，似乎没有走高迹象；如果电量没有进一步下降，而且上网电价没有很快下调，发电企业下半年盈利应该不用担心。

　　但是，煤炭行业也有成本底线，煤价进一步大幅度下跌的空间应该不大了。而且按照煤炭联动机制的要求，电价可能需要相应下调。此外，政府可能也会考虑降低电价来支持实体经济。所以，如果用电量不很快大幅回升，电力行业明后年盈利增长将减缓。因此，电力需求低迷可能成为今后发电企业经营业绩的重要约束。如果短期内社会用电量增速无法显著提升，单个发电企业的发电量多寡将决定其盈利空间，“争电量”对于发电企业显得日益重要。

　　发电企业如何“争电量”？在过去计划调度的背景下，电量基本上采取平均计划调度，因此，“争电量”现实中难以进行。最近的电力体制改革方案(9号文)提出放开计划调度电量和放开售电侧，允许发电企业参与售电。有报道说国家发改委有望于近期发布电改五个配套文件，其中就包括《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》两个文件。放开发用电计划为发电企业“争电量”提供了可行性，而售电侧放开则为发电企业提供了自己卖电的可能性。

　　因此，对于目前的发电企业而言，电力改革最大的利好是放开售电侧和计划电量管制，而且这个蛋糕不小。目前在深圳市试点实施新电价机制，2015年至2017年深圳市电网输配电价比2014年每千瓦时下降1分多钱。粗略计算，2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便每千瓦时有1分钱的空间，就意味着超过500亿元的市场。在目前电力增长缓慢、电力产能过剩的背景下，因此电力改革对发电企业非常有吸引力。所以，激烈竞争将不可避免，低成本发电和更强的销售将获得竞争优势。发电企业将出现分化，环保高效的机组将得到更大的电量空间，发电企业的核心竞争力塑造也将带来挑战和风险，需要其改变之前“靠政府”的习惯，改为“跑客户”和“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争力来获得发展空间。