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随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来 电力市场这只“无形之手”的威力快速放大

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来源:中国电力企业管理 时间:2018-07-13 12:54:40 访问:598 次
  十九大报告宣布“从现在到2020年,是全面建成小康社会决胜期”。但是,发电行业进入“十三五”,由于政策市场环境的复杂多变,整体业绩转折向下,2016年“腰斩”;2017年“掉地板”,其中:火电板块严重亏损,亏损面超过60%。2018——2020年,能否“坐起、前行、奔小康”还有较大的不确定性。这与目前全国宏观经济持续向好、实体企业效益大幅增长的局面形成很大反差。因此,如何深化供给侧结构性改革、降低系统性风险、助推发电企业脱困“奔小康”,迫切需要政府部门、发电企业、新兴主体总结成效,找准问题,寻求对策,久久为功,落到实处。

  供给侧改革的系列举措

  2015年底,我国推出了“三去一降一补”的供给侧改革。在淘汰水泥、平板玻璃等落后产能的基础上,扩展到钢铁、煤炭以及煤电、农业等重点领域,并赋予供给侧改革新的内涵,上升为今后一时期的工作主线。近年来,发电行业的供给侧改革,在煤电矛盾再度爆发、新电改竞价交易机制倒逼的背景下,围绕煤电过剩产能这个主要矛盾,国家有关部门牵头、企业投资主体跟进,采取了一系列举措。

  事实上,国家发改委、能源局早在2015年下半年就已先于发电企业下手,通过专项发文、发展规划、会议部署,打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。如建立煤电建设风险预警机制;推出限制煤电发展“三个一批”(取消、缓核、缓建);重点管控东北、山西煤电项目,直接叫停9省15个煤电项目1240万千瓦;加大调控对红色省份自用煤电项目的规划;严控煤电项目用地审查、专项监管等等。

  到2017年3月全国两会,为防范化解煤电产能过剩风险,为清洁能源发展腾空间,提高发电行业效率,政府工作报告正式把煤电纳入供给侧改革范畴,并明确当年“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”。到7月份,国家发改委等16部委梳理前期文件,集成印发了《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号),明确了“十三五”煤电发展的控制目标,并推出了一系列强力举措:从严淘汰煤电落后产能;清理整顿违规项目(未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全,一律停工停产);严控新增产能规模(红橙色预警省份不再新增;2020年底前已纳入规划基地外送项目减半);加快东、中、西部煤机升级改造;规范自备电厂管理;推进煤电重组整合等等。进入 2018年,全国两会再提新要求,“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。国资委也印发了《2018年度央企供给侧结构性改革工作实施方案》,重点要求在瘦身健体、降本增效、煤电整合、风险防范四个方面推进工作。

  同时,国家对煤电环保政策层层加码、日益严苛。如设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”,率先对火电实施排污许可,改征环保税,开展中央环保督察、生态文明建设年度评价,启动碳排放权交易,设置非水电可再生能源配额,开展绿证核发、认购等等。

  2015年3月,国家还推出了市场化新电改。年底,又大力推动降低企业融资、用能和物流成本,增强工商企业竞争力,振兴实体经济。进入“十三五”,随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来,电力市场这只“无形之手”的威力快速放大。在电力过剩的大背景下,“降价潮”已席卷全国,倒逼市场主体“去产能”。

  2016年下半年,由于煤炭去产能,煤炭市场紧平衡,煤价出现大幅度反弹;2017年煤价继续高位震荡,火电再现行业性亏损。发电企业面对煤电矛盾、燃料涨价的压力及经营业绩的恶化,不得不进行战略转型、结构调整。

  供给侧改革取得初步成效

  受前述改革举措的影响,发电行业多数投资主体,尤其是五大发电集团纷纷跟进,逐步改变过去电力短缺时期“干了再说”的做法,主动压缩“十三五”发展规划,停建缓建常规煤电项目,供给侧改革初见成效。主要表现在:

  一是釜底抽薪,电源投资连降两年。2015年,火电投资冲动强烈,完成1396亿元,增长22.0%;新增火电装机6400万千瓦,为2010年以来年度投产最多的一年。但2016-2017年,电源总投资、火电投资出现了“双降”。2016、2017年电源总投资3408亿元、2700亿元,分别下降13.4%、20.8%。其中:火电投资1119亿元、740亿元,分别下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤电装机3997万千瓦、3855万千瓦,比2015年约减少40%。2017年,电源总投资比2015高峰年下降了31%,火电投资比2008高峰年狂降了56%。

  二是积极“上大压小”,努力压减煤电产能。2007年以来,国家实施“上大压小”政策,累计关停小火电超过1亿千瓦。2017落实煤电去产能5000万千瓦以上,其中:淘汰落后机组500万千瓦,停建违规项目3800万千瓦,缓建700万千瓦以上。2018年将“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。如华电集团较早就停建、缓建12 个煤电项目近1500 万千瓦,关停淘汰高耗能、高排放煤电机组147 万千瓦,占全国总下达任务的28%,今年还将关停14台186万千瓦小火电机组。

  三是火电利用小时开始止跌,扭转了近年来“量价齐跌”的局面。2016年,用电量增长5.0%,发电利用小时3797,下降191小时;其中:火电4165小时,下降199小时。2017年,用电量增长6.6%,发电利用小时3786,下降11小时;其中:火电4209小时,增加23小时,改变了多年来“跌跌不休”的现象,开始增产增收。2017年业绩下滑好于年初预期。

  四是“三弃”现象困扰多年,2017年好转明显。2017年风电、光电限电率分别为12%、6%,较2016年分别下降5.2%、4.3%。风电、光电利用小时分别为1948、1204小时,分别提高203、74小时。其中:西北区域风电、光电利用小时分别提高380、146小时。核电利用小时7108小时,同比提高48小时。我国风电发展进入新周期,呈现发展减速、弃风好转、重心南移、民营增加等特点。2017年新增风电装机1952万千瓦,下降3.6%,创四年新低;发电利用小时1948,创四年新高;中东部与南方新增804万千瓦,首超三北699万千瓦。2017年全国水力发电量为1.08万亿千瓦时,同比增长3.4%。其中:以前弃水严重的四川、云南分别增长7.6%、10.1%。

  五是电源结构清洁化,空间布局优化转换。近年来,全世界新增非化石能源装机40%在中国。单机70万以上的水电机组,50%以上在中国。2017年,全国新增装机容量中非化石能源装机占67%(8988万千瓦),创历年新高。而且,在区域布局上出现新趋向,新增风光电在东、中部地区分别占58.9%、82.4%。截止到2017年底,我国发电装机17.8亿千瓦。其中:非化石能源装机6.9亿千瓦、占总容量的38.7%;非化石能源发电量1.95万亿千瓦时、占总发电量的30.4%。

  六是供给侧改革,五大集团引领、示范。五大发电集团改变过去单纯扩张型战略,坚持市场导向、价值思维,占全国装机容量的比重连续7年下降,从2010年49.21%下降到2017年41.04%,降低了8.17个百分点。大唐集团过去以创造“大唐速度”为荣,近年来转变为低速增长、剥离煤化工、打造“效益大唐”,转型发展、提质增效成效显著。

  深化供给侧改革需要注意解决的难点与问题

  尽管发电行业供给侧改革初见成效,但毕竟时间不长,还在路上,仍然存在一些需要注意解决的难点与问题。

  社会共识问题。目前,社会上对电力市场过剩的性质、程度以及未来走势,存在不同观点、不同预判;对煤电的市场定位、合理的利用小时,以及与新能源的关系有不同的争论;对如何通过行政或市场手段防范化解煤炭、煤电产能过剩风险,减少对发电企业的影响与震荡有不同的议论;对如何深化供给侧改革、改善宏观调控协同机制、制定配套政策也有不同的意见、建议。特别对淘汰煤电落后产能、严控新增产能,以及如何实现煤电与清洁能源的协调运行,不同投资主体由于认识上的差异、自身利益的不同,采取的措施、力度也不同。这些问题由于没有完全达成共识,将会影响发电行业供给侧改革推进的力度与效果。

  举例来说,业内外对“十三五”全社会用电量增长的预测,就有三种判断:乐观派。一些电力研究机构或协会用国内人均用电量与欧美的差距作比较,并沿用我国电力消费弹性系数作预测,预计全社会用电量年均增速7.3%-8.4%。悲观派。根据我国全社会用电量增长“十五”以来连下三个台阶(13%;11.1%;5.7%)以及2015年只增长0.5%的实际,结合新常态下经济增长L型走势,单位GDP能耗不断下降,判断“十三五”电力需求增速将低至3.6-4.8%,供需矛盾将成为最严峻的挑战。新生派。随着2016、2017年我国经济形势的好转以及全社会用电量的恢复性增长,认为经济增长、电能替代、新能源车普及这“三驾马车”将驱动用电量增长,6%左右是目前最新的判断。

  我个人认为,我国未来用电量的增长将明显好于以前的预期,超过6%的可能性较大,但要恢复到“十五”、“十一五”13%、11.1%的高增长,这种概率也不大。而且,西南、“三北”区域仍然存在弃水、弃风、弃光现象,全国电力产能普遍过剩,局部地区绝对过剩仍将维持较长时期,全行业系统性风险增加,应该是不争的事实。

  近年来,五大发电集团已关注到了电力过剩的危机与冲击,变规模思维为价值思维,纷纷压投资、减规模,遗憾的是让渡的发展空间被其他投资主体所挤占。一些社会资本、煤炭集团、地方能投公司、新兴市场主体不顾国家的风险预警以及电力行业的整体利益,仍在盲目扩张,占全国装机容量的比重从2010年51%上升到2017年59%。截至2016年底,全国燃煤自备电厂装机达1.15亿千瓦,年均增长15.7%,比统配煤机增速高10个百分点。特别在山东、新疆等一些地区,燃煤自备电厂发展失控,问题突出。时至今日,全国电力供需失衡的问题并没有根本解决。

  电力供需平衡问题。衡量电力供需平衡的一个重要指标是发电平均利用小时。2008年,爆发国际金融危机,宏观经济急剧下滑,我国电力供需出现了总体平衡,发电平均利用小时“破五”,由2007年的5020小时降到2008年的4648小时。随着经济进入新常态,电力供需出现了严重的供大于求。2015年发电平均利用小时“破四”,仅为3988小时,为1974年以来最低水平。火电设备平均利用率已从5年前的60%下降到45%左右,大量机组停备;西南、西北、东北区域还普遍存在弃水、弃风、弃光现象。新疆电力严重过剩,2016年装机8109万千瓦,而最大负荷只有2805万千瓦,只占34.6%,导致弃风率、弃光率均创历史新高。为此,7省市不得不出手受电施救。近几年,四川、云南火电“离不开、活不了”,不断为水电、新能源让路,利用小时大幅下降,亏损连年增加,深陷生存危机。

  截至2017年底,我国发电装机容量高达17.8亿千瓦,比2002年底净增14.3亿千瓦,年均增长11%,高过同期GDP、全社会用电量的增长。其中:2016、2017年新增发电装机容量1.34、1.21亿千瓦,分别增长8.2%、7.7%,分别高于同期用电量5%、6.6%的增长,导致2016年、2017年的发电利用小时分别下降191小时、11小时。继前些年出现一波风电“疯长”后,2017年又掀起光伏发电抢装的“狂潮”,新增装机5338万千瓦,陡升68.3%,累计装机13025万千瓦,提前三年超额完成光伏“十三五”规划目标。今年,国家突然颁布“531”新政——缩量、降价、减补,光伏行业被踩了“急刹车”,引起股市波动、社会热议、业内焦虑。此外,煤电装机总量过大(9.8亿千瓦)、电煤占煤炭消费比重偏低(50%,世界平均水平78%)、电能占终端能源消费比重不高(26%左右)等问题依然存在。

  今后,如果不控制装机的任性发展,电力供应总体富余仍将持续。即使全社会用电量出现较快增长,今后能否从根本上解决清洁能源“三弃”问题,煤电守住“4200”小时、恢复到“4800”小时的合理水平还有待进一步观察。

  供给侧改革协调问题。近年来,我国推出的供给侧改革,涉及淘汰水泥、平板玻璃、钢铁、煤炭、煤电、农业等多个领域,尽管取得明显成效,提高了供给质量与效率,但由于缺乏统筹协调,综合考虑,再加简单运用行政手段,市场瞬息万变,也出现了始料不及的问题。如化解煤炭过剩产能就存在过犹不及、救起煤炭、伤及电力的问题。

  五年来,共退出煤炭产能8亿吨,煤矿减少3800处。其中:2016年目标压减2.5亿吨,实际完成2.9亿吨;2017年压减目标1.5亿吨以上,到10月就超额完成。同期,宏观经济开始企稳,煤炭需求止跌回升。2016年煤炭需求增长0.5%,因为限产、去产能,产量仅为33.6亿吨,下降了9.4%,导致市场供不应求,煤价大幅度反弹;2017年尽管产量有所释放,增加到35.2亿吨,但煤炭需求放大,煤价高位震荡,呈“厂”型走势。在贵州、东北等地发电煤炭供应“告急”,当地政府不得不出台限运出省措施。煤价的再度高企以及市场的紧平衡,对发电行业的直接影响是缺煤发电、燃料成本大增,导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。2017年,全国煤炭企业实现利润总额2959亿元,同比增长291%;火电企业电煤采购成本比上年增加超过2000亿元,亏损面高达60%。2018年煤炭继续去产能1.5亿吨左右,能否打破供求“紧平衡”、煤价有所回落,火电企业边际利润能否全面转正,很难确定。因此,化解煤炭、煤电过剩产能,如何统筹规划、综合平衡,减少行政干预,避免副作用,需要不断总结经验教训。

  降低用能成本的策略问题。近年来,国家为振兴实体经济,应对国际竞争,高度重视清理规范涉企收费,降低企业融资、用能和物流成本。电力行业从国家增强实体企业竞争力大局和自身长远利益出发,在“降电价”上主动作为,通过折价让利,促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。据报道,2016——2017年,国家发改委会同有关部门和地方,累计减轻企业负担超过5000亿元。降低企业用能成本超过3200亿元,其中,通过核定独立输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价等方式降低全国工商业电价,为企业减负2000亿元以上。2017年全国工业企业利润增长21%,出现了经济增长与质量、结构、效益相得益彰的大好局面;全社会用电量也出现了6.6%的恢复性增长,今年1——4月更是高达9.3%的增长,一定程度上实现了“双赢”。

  但是,降低电价,发电行业利润毕竟受到了直接的影响,再加煤价的冲击,煤电联动的落空,2017年发电业绩再现困难时期的盈利格局,盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”,出现了火电亏损、负债率高企、现金流短缺、可持续发展难以为继的格局。2017年五大发电集团实现利润420亿元,比2016年636亿元下降34%,比2015年1098亿元狂降62%,与4.2万亿资产规模极不匹配,又进入一个经营困难时期。目前,发电行业上网电价政府、市场双管齐下,一降再降,几乎到了“降无可降”的起步,与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远,政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”,已严重危及发电企业的生存与保供。

  目前,全国平均销售电价每千瓦时0.65元,其中:居民电价0.55元,农业电价0.48元,大工业电价0.64元,一般工商业电价0.80元。根据国际能源署发布的资料,我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位,仅高于墨西哥和马来西亚;工业电价居于第16位,处于中间位置;电价总体处于国际中等偏下水平,与美国接近,但是工业电价高出美国35%——50%。我国工商业电价由上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成。一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的,且在发达国家,一般工商业电价均大幅低于居民电价。在我国,除了煤价上涨因素外,主要是交叉补贴直接推高了工商业电价,基金附加和税金也加重了工商业电价负担。容量电费和分时电价的执行偏差以及输配电价、输配电损耗也是影响因素。

  因此,降低企业用能成本,我们有哪些方法、途径可供选择?如何建立合理的工商业电价形成机制?严重偏低的居民电价、农业电价是否永远保持不变?降低用能成本、振兴实体经济与电力企业的承受能力、用能保障如何综合平衡?电(煤)价格涨落如何在发、输、配、售、用环节传导?新电改下要求“一味降价”的一些边远、电力过剩的省区能否探索电力央企的下放?可见,一方面要充分考虑工商企业用电成本的现状和主要诉求,另一方面更需要找准导致工商业电价高的原因对症下药,才能防止工商业电价阶段性降低后再反弹,并以此为契机进一步理顺电价形成机制,最终建立市场定价机制。

  五大任务的难点问题。“三去一降一补”五大任务中,“去产能”是发电行业面临的主要矛盾,是推进供给侧改革的“牛鼻子”,应该成为业内外最为急迫的头等大事。但是,煤电“去产能”面临任务繁重、难度加大、主体差异等问题。

  据中电联统计,“十三五”初期全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦,如任其发展,2020年煤机达到13亿千瓦,煤机利用小时会跌至3500小时。截至2017年底,全国煤电装机已达9.8亿千瓦。为实现电力“十三五”规划煤电“控制在11亿千瓦以内”的目标,全国必须停建、缓建煤电1.5亿千瓦。但简单“一刀切”,势必会影响投资、设计、承建、监理和制造等发电产业链上的各方利益,极有可能带来安全隐患、队伍稳定、经济损失与法律风险。“十三五”要求淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上,也难度不小。目前30万千瓦以下小火电机组约1.1亿千瓦,其中:7000万千瓦为热电联产机组,且普遍存在职工人数多、历史包袱重、地处边远区域、计提减值准备难等问题。此外,整肃规模超过1亿千瓦的燃煤自备电厂,由于涉及民营资本和既得利益,挑战巨大。目前,煤电企业普遍亏损的经营形势,更使煤电“去产能”困难加剧、矛盾交织,急需国家出台配套政策。

  发电企业“去杠杆”、降负债,是另一个难题。多年来,发电行业负债率一直处于高位运行,大量财务费用侵蚀着为数不多的利润,降低杠杆率尤为紧迫。如五大发电集团的资产负债率,2008年最高时达85%,2017年虽有下降,仍超过80%,而央企平均资产负债率为65%上下,国际电力集团基本都在70%——75%。一个发电集团每年光财务费用就达200多亿元。在目前业绩下滑的形势下,要“降负债”绝非易事。

  趋利避害,多措并举,深化改革,共奔小康

  进入“十三五”中期,面对复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面,新时代发电企业如何走出低谷、共奔小康、谋求高质量发展,其中很重要的一条举措,就是业内上下,要凝聚共识,趋利避害,多措并举,深化供给侧改革,以实现发电行业的可持续发展。具体说:

  各方主体,达成共识,一致行动。集资办电、两轮电改促使了发电侧的放开,形成了分散、多元、众多的投资主体,一方面激发了发展的活力,另一方面带来了激烈的过度的竞争。一些投资主体出于提高市场份额、抢抓政策节点、提升自身利益,再加电力规划缺失、政府监管不力、企业重组压力的影响,盲目扩张、任性发展。2002年电改之后前6年,跑马圈地、抢占资源、大上煤电形成风潮;2008——2015年新能源革命的兴起,引发一波风电“疯长”浪潮。2015年,即使告别全社会缺电、推出新电改、能源清洁转型,仍上演了投产大量煤电的热潮。2016、2017年出现了光伏发电抢装的“狂潮”。于是,煤电顶牛、“三弃”叠加、电价降价、行业亏损、负债高企、难以为继在电力行业发生了。正应了小平同志说过的一句话:“看起来发展起来的问题不比不发展的问题少”。

  因此,无论传统企业,还是新兴主体;无论国营企业,还是社会资本,都要吸取经验教训,努力达成五大共识:

  一是电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;二是随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;三是随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代早晚就要到来;四是遵循市场规律,改变当下“硬性、急性、任性、惯性”的发展通病,防止陷入“囚徒困境”;五是以电力行业利益为重,继续坚定不移深化供给侧改革,实现可持续发展。

  在此基础上,各市场主体,一致行动,久久为功,把“三去一降一补”任务落到实处,减少发电行业的系统性风险。

  咬住目标,突出重点,深化供给侧改革。去年,国家发改委等16部委发文提出了化解煤电产能过剩风险的明确目标:“十三五”全国停缓建煤电1.5亿千瓦,淘汰落后产能0.2亿千瓦,超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年,煤电控制在11亿千瓦,供电煤耗310克/千瓦时。今年,国资委也明确了央企供给侧改革的主要目标:“资产负债率逐步下降(2020年70%以下)”;“利润总额力争同比增长8%、努力达到10%”。无论是“去产能”,还是“降负债”,都任务艰巨、难度极大。但是,下一步深化供给侧改革必须咬住目标,突出这两个重点。

  煤电“去产能”,各类投资主体首先应认清电力发展新趋势,煤电长远将转向容量储备主体,为清洁能源让路、为电力供应兜底;清洁可再生能源成为电量供应主体;分布式能源、微电网成为重要的新型供能方式。其次,要坚持价值思维,强化市场意识,坚决推进战略转型和结构调整,要严控煤电新增产能、清理整顿违规项目、从严淘汰落后产能、着力整治自备电厂。第三,要加强输电通道建设,把握绿色发展节奏,促进网源荷协调发展,增强电力需求变化的适应性和灵活性,减少火电设备闲置,基本扭转“三弃现象”,努力实现电力市场供需的再平衡。当然,国家要有针对性地出台配套政策,如关停火电、置换产能、转移电量、人员安置、财政支持、税收减免等政策。

  今后,发电行业如何完成国资委提出的“资产负债率逐步下降,2020年降到70%以下”目标,绝对是严峻考验。因此,“降负债”必须要解放思想,创新思路,推出非常规的新举措。结合目前行业的实际,希望通过盈利的大幅提升来降低负债率可能性不大,关键要严控投资规模、加大资本运作力度,在瘦身健体、控亏减亏、降本增效上下功夫。尤其要在盘活存量、上市融资、引入战投、行业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。如去年国电与神化的重组,不仅形成了煤电产业链、收益风险对冲机制,而且大幅度降低了国电集团的资产负债率。

  当然,“补短板”、“降成本”是两项综合性的基础工作,是发电企业永恒的定律。“去库存”关键是如何加快发展储能技术。

  趋利避害,综合平衡,统筹应对,增强正效应。我国推进供给侧改革,总体上有利于破除无效供给,发展壮大新动能,优化升级经济结构,提高供给体系的质量和效率。但是,由于基本以国家行政手段为主导,又涉及煤炭、煤电、钢铁、建材等多个产业,而各产业市场化程度差异大、变化快,对发电行业的影响会呈现多重效应。例如,化解煤电过剩产能,尽管短期有压力、有风险、有损失,但长远看是好事,有利于为清洁发展让渡空间,有利于减少过度竞争,有利于电力市场的再平衡,保持电量、电价的相对稳定。再如,降低用能成本则是“双刃剑”,似乎合乎“薄利多销”这个商业逻辑,但目前发电行业已经是濒临窘境,上网电价到了“降无可降”的地步,而且实体经济的效益出现大幅增长,降低工商业电价必须另辟蹊径、综合施策。又如,化解煤炭过剩产能,确实让煤炭行业起死为生,但与打好污染防治攻坚战,“调整能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源使用”、“实施非化石能源可持续发展工程,建设清洁低碳的绿色产业体系”的政策导向不尽一致,同时也严重冲击了发电行业,造成缺煤停机、燃料成本大涨。

  因此,推进煤、电产业供给侧改革,必须统筹规划,综合平衡,做好预案,防止连锁反应,努力实现产需对接,上下游协调发展,同时,必须减少直接的行政干预,坚持用市场化法治化手段,严格执行环保、质量、安全等法规标准。从发电行业来讲,要加强应对,趋利避害,增强正效应。

  坚守底线保供电,努力脱困奔小康。发电行业深化供给侧改革,要充分吸取煤炭行业的经验教训,增强预见性,减少盲目性,绝对不能通过“去产能”人为制造电力供应短缺,要挟政府涨价,或者市场联盟,实行价格垄断,必须坚守底线保供电,“把保障国家能源安全作为政治使命”。同时,坚持市场导向,客户为王,坚持多元清洁供能,以战略高度积极向“下”延伸,进入配售电领域、供冷供热供气领域,实现发(配)售一体、热力源网一体、冷热电水气多联供,为客户提供多种综合能源服务,并关注客户需求与体验,“把满足人民美好生活用能需求作为根本追求”。

  当然,目前,发电行业又处于一个新的低谷时期,各企业、各区域盈亏分化、效益下滑,煤电亏损严重,现金流紧张。今后如何脱困奔小康,必须两条腿走路,一方面希望政府及时调整“多管齐下、全面约束、很不确定”的政策导向,建立宏观调控有度的电力市场化机制,减少行业振荡与企业损失,并在交通、工商业、居民生活领域广泛推进电能替代,大幅提高电能占终端能源消费比重,扩大电力需求,改善外部营商环境;另一方面在电力行业内部,分散、多元、众多的投资主体,能从行业利益出发,及时改变电力短缺时代单纯扩张战略,坚决停建缓建煤电项目,淘汰落后产能,控制新能源发展节奏,实现“电力市场再平衡”,并依靠管理创新、科技进步、资本运作、市场营销、转型发展、综合服务,提升资产质量与效益,形成“电力行业新格局”。

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【 责任编辑:赵云蕾 】

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