林伯强：低能源价格有益中国能源改革
发布者：林伯强 | 来源：华夏能源网 | 0评论 | 3956查看 | 2015-09-14 09:48:14
无论政策如何支持，风电太阳能的问题是必须直面能源供需过剩以及来自火电的竞争，而不是低能源价格的影响。新能源企业需要重视这个问题，减缓装机增长速度，并做好设备利用小时下降的准备。风电太阳能短期扩张应该尽可能投资分布式，避免与火电竞争。
过去几十年，中国能源行业为了支持经济快速增长，满足能源需求是其首要发展目标。能源行业的主要矛盾是供给能力不足，因此能源行业重在规模扩张。随着经济增长放缓，能源供需已经由不足转为相对过剩，提高效率逐渐成为能源发展的发展目标。
中国一次能源需求从2011年的7.1%大幅度降低到2014年的2.2%，2015年上半年进一步下降到0.7%。2011年以前能源需求的大幅度增长使得产能快速扩张，导致了目前产能大幅度过剩。
能源供需大环境的改变，使得能源市场更加动荡，传统的能源企业需要重新寻找发展模式。为此需要通过能源市场化改革，促使能源产业链的有效竞争，从而提高能源效率。供大于求背景下的能源改革，将使能源行业的发展模式产生巨大的变化。
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。
煤炭行业发展“以时间换空间”
煤炭市场近几年来供大于求，价格持续下降，今年继续恶化，上半年全国规模以上煤炭企业利润只有2012年同期的10.5%，据说企业亏损面已经达到70%以上，剩下的在亏损边缘。
传统的“迎峰度夏”用电高峰也没有使煤炭需求好些，也没有使煤炭价格企稳向好。国内煤炭约50%集中用于发电，生产性用电接近整体用电的80%，其他非生产性用电约占20%（其中居民用电占比大约13%），由于工业尤其是重工业需求不足，电力需求就趋弱。
那么，煤炭企业如何应对目前需求低迷、量价齐跌的局面？煤炭消费峰值已经非常接近，所以解决的根本之路在于减少产能以平衡供需，主要通过主动平衡和被动平衡，被动平衡由政府主导，主要指政府从生产安全和环境保护出发，关停落后产能；主动平衡则主要指企业自我限产。
煤炭企业有短期应对和中长期应对的措施。中长期的选择比较多，包括寻找新的增长点、转型、煤炭清洁化、煤炭走出去等等，但这些措施的实施都需要时间，属于今后企业的发展方向，难以解决目前企业面临的短期困境。所以，对煤炭企业来说，寻求短期措施更加迫切，不幸的是短期应对的选择其实并不多，比较通俗地说就是“熬时间“，套句时髦话是”以时间换空间”，具体办法无非是“限产和降成本”。
事实上，“限产和降成本”都是企业面临短期困难时最基本的市场化应对，现在应该是煤炭行业最困难的时候，这个时候煤炭企业需要用正面积极的态度来面对困境。
主动的限产不容易。由于煤炭产业集中度较低，煤矿停工和复工相对灵活，让所有的煤炭企业都遵约限产基本上不可能，因此集体限产的效果很差。煤炭企业盈利主要包括三个要素：成本、价格和销售量。目前价格不断走低，煤炭企业越亏损，就需要增加产量，所以不但要继续生产，甚至可能超产能生产，导致价格更低。对于煤炭而言，这是个“恶循环”，现实中更可能出现的是“限产”下的恶性竞争。
因此，降成本应该更为可行。但是降成本也不容易，企业在行业低迷时通常采用降低成本（无非是减少投资和裁员减薪）来熬日子，煤炭企业也不会例外。国际上的很多公司面对行业低迷，第一个措施就是裁员，但我国中大型煤矿基本上是国企，降成本的主要困难是不能裁员。因此，“熬时间”意味着企业管理者和职工需要同甘共苦，能够理解处于非常境地，必须以非常规的形式来压缩成本，才是正确的态度。
被动的限产也不容易。虽然通过行政手段限产一般短期有效，但是，政府鼓励煤矿关停和限产似乎也没有对煤炭产能过剩产生很大影响。去年年底国家为治理雾霾，要求到2017年底，仅京津冀鲁的煤炭消费量需要在2012年基础上减少8300万吨；最近政府还出台《关于对违法违规建设生产煤矿实施联合惩戒的通知》；近日国家安全生产监督管理总局重申关停煤矿目标，到今年年底前将煤矿总数控制在1万座以下。
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