乡下的火电
经济转型似乎正在让中国火电行业的下行提前来到。但这并没有能够放缓火电大规模建设的步伐。在电力过剩达到峰值之前，企业如何才能更好地面对未来的不利影响。
进入7月，全国越来越多的地区“火力”全开，进入“高烧”模式。持续的高温给电网供应带来了更高的负荷。北京地区电网更是在7月13日最大负荷达到1831.2万千瓦，突破了2013年的历史最大纪录1776万千瓦，增长3.1%。
不过，高温给电力需求带来的短暂复苏并没有能够挽救从去年开始，电力需求增长放缓的颓势。
7月15日，国家统计局公布了中国经济上半年数据，2015年中国国内生产总值同比增长为7%。这一数字几乎是之前经济预测数据的上限，转型中的中国经济在上半年的表现超出了大家的预期。
但是对于电力行业来说，几天之后的一项数据统计更为关键。7月21日，就在统计局公布中国经济上半年数据一周之后，中国电力企业联合会公布了全国电力工业上半年统计数据。
不仅全国发电量和全社会用电量不出意外的低增长，火电发电量更是在十几年来第一次出现了负增长。
“从总体上来说，我们国家已经进入了电力需求增长比较慢的阶段。未来新增的发电装机和发电量也会以风电、光伏这样的可再生能源和水电、核电为主。”国家发展改革委能源研究所能源系统分析研究中心研究员姜克隽对记者说。
从“十五”规划开始，电力工业的发展开始显示出实际增长远超最初规划的特性。在随后的“十一五”和“十二五”期间，电力规划最终没能出台，而这十年也成为了中国电力行业发展速度最快的十年。
在“十二五”的最后一年，受益于高耗能行业快速发展而狂飙突进的电力行业终于走到了转型的拐点之上。在国家经济整体转型的背景之下，电力行业，尤其是火电行业正经历着从高需求增长转向低需求增长，甚至是负增长的痛苦过程。
但是，对于火电厂的未来、对于火电为主的发电企业的未来，乃至整个火电行业的未来，我们无法得到一个业内较为统一的观点和意见。
然而无论未来火电是很快地被可再生能源发电所替代，还是在未来很长的一个时间内火电依然是中国发电占比最大的电源种类。火电行业在当下都不得不面对着一个电力需求过剩时代的到来。而在这个时间段内，行业的一举一动可能都会决定着火电在未来中国能源体系中的“生”与“死”。
疲软的增长
“今年发电量比去年下降很多。”电话那头的毛继亮在得知记者想要了解电厂上半年发电经营情况的时候，立刻毫不犹豫的说出了上面这句话。
供职于浙江国华宁海电厂的毛继亮往年这个时候绝对不会有这么焦虑。按照他的说法，每年浙江地区的电力都是供不应求，用电企业天天盼着外送的电力能够多来一点。
“今年的情况完全不一样，停机现在是这里火电厂的常态，没有哪家电厂不停上一两台机组的。”毛继亮对记者说，“我们上半年的发电利用小时数，平均每月不过300多个小时”。
这一数字和中电联公布的数据基本一致，按照中电联的统计，全国火电设备平均利用小时数上半年是2158小时，平均每月360小时。
电厂不发电，说明电力需求减少了。今年上半年全社会用电量2.6624万亿度，同比增长仅1.3%，去年同期的这一数字为5.3%。其中，第二产业用电量更是负0.5%的增长。
按照上文所述，根据国家统计局的数据，上半年全国国内生产总值的增速还保持在了7%的水平上。但是全社会用电量却先一步出现了大幅度的下跌。
“这是因为高耗能行业的增长明显减少了。”姜克隽对记者解释到，“过去10年，4到5个高耗能行业占据了中国70%的新增产值。所以全社会用电量和国内生产总值的增速差距不大甚至保持一致。但是现在高耗能行业的增长达到天花板，所以电力需求增长就疲软了。”
对于东部地区来说，问题可能更加严重。“现在浙江省外购电的比例差不多达到整体电量的三分之一左右。”毛继亮说，“本身就供大于求，再加上电力通道送来的电量，让区域电力过剩的现象更加严重。”
从最早的西电东送，到最近几年陆续上马的数条特高压项目。跨区域输电线路曾经是解决西部地区清洁能源，尤其是水电消纳难题和东部地区电力紧缺问题的最优方案。
“过去东部地区缺电。有外送电，本地火电厂也有充足的市场。现在需求降下来了，外送电量还有这么多，本地电厂就不希望有外送的电量了。” 国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国对记者说。
特高压从颇具争议到最后成为国家意志，其背后的基础就是中国能源资源地和消费地的不一致。现在相对的电力过剩出现，对于特高压和中西部发电基地的建设也不无影响。
“能源局自身也承认，现有的未建电源项目即便都不开工，满足‘十三五’期间中国的电力需求也没有问题。”单葆国说，“问题的关键就在于2020年之后，中国的电力需求增速会是一个什么样的水平。是去年之前的水平?还是今年上半年这样的增速水平?这对电源点和跨区域输电项目建设有决定性的影响。”
乐观者们认为，尽管中国经济正处在转型期，但是无论是从城市化率还是人均用电量来看，中国的电力需求还有非常大的增长空间。“中国目前人均用电量才4000度，不到发达国家的一半，城镇化率40%，距离70%的目标也还很远。” 单葆国说。
而根据国家发改委能源研究所的最新计算，未来中国电力需求增长速度最高值将会是4%以上，不到5%。“局部地区可能不会存在绝对的过剩。但是东部地区随着工业的外迁、电量的输入，不会再出现电力供不应求的局面。”姜克隽对记者说。
无论是哪种情境下对未来中国电力需求增长的预测，10%以上增速的“快车道”时代已经结束。
疯狂的装机
7月27日上午，在国家能源局召开“上半年能源形势媒体通气会”上，国家能源局副局长刘琦表示，预计下半年能源需求较上半年将有所回升，全年能源消费将保持中低速增长，能源供需仍将延续总体宽松的格局，预计全年用电量将达到5.7万亿千万时，同比增长3%左右。
有关部门研究显示，从当前至2030年，电力需求增速会逐步放缓，2020年至2030年年均增速将降至2.7%左右。
而市场供需形势的变化带来的直接后果是火电厂发电小时数下降。
根据中电联统计，1-6月份，在我国的广西、北京、湖南、湖北、吉林、四川、云南和西藏这些省份，火电厂利用小时数低于1900小时，其中云南、西藏仅有982小时和52小时。与上年同期相比，共有27个省份火电利用小时同比下降，其中，北京、云南下降分别达到578小时和620小时。
在华电集团企管法律部主任陈宗法看来，根据目前全国电力供需情况，电力市场进入普遍过剩时代，个别省份还出现了绝对过剩。
经济结构的转型正在让电力需求快速增长成为历史，但是发电新增装机容量的增长并没有能够对此有快速的反应。2015年上半年，全国新增发电装机容量4338万千瓦，甚至比2014年的同期数据3670千瓦还要多。而火电新增装机占据一半以上，为2343万千瓦。
对于电力市场而言，在需求端一边是电力需求增速的减少，而在供给端的情况是新增火电装机依然保持较高的增长速度。
从2006年开始，政府主管部门启动了新建大机组高效能的燃煤电厂与关停低效能的小火电机组挂钩政策，也就是所谓的“上大压小”。即在建设大容量、高参数、低消耗、少排放机组的同时，相对应地关停一部分小火电机组。上大给关小创造了市场环境，关小则为上大腾出了容量空间，两者之间相辅相成，互为因果。压小是上大的前提，要先明确压小，然后才能上大。
彼时，为了调动地方和企业实施上大压小的积极性，允许按一定比例折算，即：建设单机30万千瓦机组要关掉其容量80%的小机组，建设单机60万千瓦机组要关掉其容量70%的小机组，建设单机100万千瓦机组要关掉其容量60%的小机组，也可按等煤量计算。
在“上大压小”的实际操作中，往往是新建的煤电装机量远大于关停的装机。以河南龙泉金亨电厂为例，用两台660MW超临界机组取代四台各135MW亚临界机组。
这种不是等价容量的替换效应带来的直接后果，那就是火电装机的快速增长。根据美国塞拉俱乐部和煤炭研究者网络共同发布了《繁荣与衰落——追踪全球燃煤发电厂》报告内容显示，中国有五个省自2010年以来已建的燃煤发电装机超过除了中国和印度之外的其他任何国家。2010-2014年期间世界范围建成的煤电厂排名前20位的地区中，除了3个，其余均是中国的省或者印度的邦。
仅江苏省，在2010年到2014年期间建成的燃煤装机接近同期美国和欧盟建成燃煤电厂的装机容量总和，达到24160MW。
除了已经建成完工的机组，还有一个数字更值得我们注意——在中电联对外公布的数据中，在2015年前5个月，新核准火电项目超过5800万千瓦。
2014年底，国务院发布了《政府核准的投资项目目录通知》，该《通知》中明确提出，火电站由省级政府核准，燃煤火电项目应在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。火电厂审批权的下放，在某种程度上也加快了火电项目的核准速度。
特别是在目前经济下行的压力下，地方政府为了保增长，对于大型火电项目亦是非常欢迎。而对于火电投资者而言，在此时的供需状况下坚持理性投资，显得尤为重要。
投资转向
毫无疑问，火电机组发电小时数下降对于发电企业而言，意味着营业收入和利润的直接减少。
在记者获得的五大发电集团年中会材料中可以看到，作为国内火电投资的主体，五大发电集团均感受到了电力市场进入低增长、低利用小时的“双低”通道带来的压力。特别是4月20日，国家再次下调燃煤发电机组上网电价，每千瓦时2分钱，对于五大发电集团而言，意味着数十亿元的利润损失。
与此同时，据统计，燃煤发电机组的富余度已经达到35%，上述五家公司均有相当高比例的机组处于停备状态。
“在山东，我们公司大概有40%比例的机组处于停备状态。”一家发电集团山东分公司人员告诉记者。“除了检修期，电量增长少、负荷不高，是造成机组停机率较高的一个原因。”
作为用电大省，火电厂在山东的情况还不算糟糕。
今年上半年，全国水电设备平均利用小时1512小时，同比提高82小时。作为优先上网的水电，一定程度上挤压了火电的上网份额。
据陈宗法介绍，目前云南、宁夏等一些电力严重过剩的省区，电力市场出现了竞相压价、以价换量的恶性竞争局面，反倒是计划电量含金量更高 。今年4月，云南开展15.8亿千瓦时大用户直购电竞价，几家水电厂中标报价比批复电价低0.12-0.18元/千瓦时，全省1季度因竞价共减收让利5.4亿元。宁夏今年3月份开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。
而在东北，电力过剩的状态已经让“风火矛盾”更加突出。据中国风能协会秘书长秦海岩介绍，到2014年6月底，东北电网装机容量突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅5600万KW左右，最小低谷负荷仅3800万KW，电源负荷比达到两倍。更让人担忧的是，今年前五个月新核准的火电项目仍接近800万千瓦。上半年，吉林地区弃风率已经达到42.96%。
“在东部，特高压建设完成后，本地电厂发电不足，本地电厂又和政府关系非常密切，希望用当地电多一些，外来的电就少一点，但是以后西部或者是煤电基地、清洁能源发电的电量供应会越来越多。”姜克隽介绍道。
在上述《追踪全球燃煤发电厂》报告中，还提到在中国，随着电力需求降温且煤炭的需求更快地下降，大量的在建以及待建燃煤电厂面临尴尬局面。燃煤发电利用率已经呈现急剧下降，从2011年的60%下降到2014年54%。其他有类似低利用率的主要的煤炭消费国都没有继续寻求扩大其燃煤发电装机量。事实上，美国2012年的燃煤发电利用率是56.8%，其正在筹划削减燃煤装机。面对萎缩的燃煤电力需求，中国似乎并没有太多的选择：要么减少产能的进一步增加，否则就会面临资产闲置或受困。
因而，对于电源投资者而言，战略是否调整、投资方向是否转变是当务之急。“没有任何基于市场供需情况来决定新增发电容量了。国有资产的电力行业到底能不能有反映真实的电力需求的信号，并且基于信号来引导投资，如果这都做不到，未来电力市场的建设堪忧。”华北电力大学教授曾鸣感慨道。
事实上，在近些年来，发电集团的投资战略均发生了一些调整。从火电到清洁能源的延伸，从追逐规模到对效益的追求，这些趋势在发电行业的投资中都有所体现。
“没有开工的火电项目最好就不要再建设了。以火电为主的发电公司肯定会受到一定影响，但好在大型国企的抗风险能力比较强。”姜克隽说。
在发电行业，近两年被视为最后一轮的发展机遇期。在电源的布局中，既要考虑能源空间优化布局，更要考虑市场消纳能力以及盈利能力。控制投资规模是首位，但发展还要保持合理的投资规模，保证投资项目合理的利润回报。随着火电效益在近两年好转，地方上项目的积极性颇高，如何在投资规模和质量效益之间找寻到平衡点至为关键。
“现在，由于煤价的大幅下降，尽管发电小时数有所下降，但是火电的收益，尤其是东部发达地区的收益是非常可观的。从政策设计与政策影响的角度，只要保证了环保、安全与用工标准，其他的决策是企业自身根据情况的独立决策的事情。如果一个企业可以有信心做到效率足够高，对其他企业占据明显的竞争优势，它新建再多的电厂，能够挤出其他低效电厂，从长远看也是符合社会效益最大化的。从企业角度，是否要放缓投资速度，在于其对未来前景与自身优势特点的判断，这个只有企业本身更具发言权。关键还在于发展的质量，而不是简单的数量多少的问题。”卓尔德(北京)环境研究与咨询首席能源经济师张树伟分析道。
在近些年来，大的火电投资中，我们可以清楚看到，煤电的发展定位在60万千瓦以及100万千瓦的大机组，并且对于排放要求更加严苛，同时发电企业也在积极开拓新能源布局。
在此过程中，电力发展清洁化特征非常明显，火电比重明显下降，而且装机平均增速也由“十一五”期间的13%-14%下降到目前的8%-9%。
即便如此，用电增速下降过快也让企业有些措手不及。
“我们做企业的，还是有些担心：一是用电量下降比装机减速更甚，最高时用电量年增长超过15%，猛跌至今年上半年1.3%;二是新增装机清洁能源占比上升，按照新电改精神，属于“优先发”范畴，尽管总体上不必太过顾虑，但是在云南等水电大省新投大型水电还是一样撮合竞价，且与老水电比不占优势，北方个别省份的风光电仍存在弃风光电现象;三是火电新投产机组比重虽然下降，但上半年仍然过半，且存量巨大，再加要为清洁能源稳发满发让路，在一些省份即使超净排放的百万超超临界火电机组负荷也低于70%。而且，今年为稳增长，地方已经核准或拟核准的大型火电项目不在少数，会不会量变到质变?”陈宗法总结道。
这也就意味着，谁能对目前的电力市场做出快速的反应，就能在这场残酷竞争中脱颖而出。
火电厂的未来
“目前，电力项目审批权的下放，各地稳增长的政治压力，再加仅仅经历了电煤市场、资源并购市场洗礼的发电企业，没有真正体会过剩电力市场竞争的残酷，预计近一段时间还会有一个容量增长的小高峰。”陈宗法对记者表示。
而对于目前处于供需发生变化的火电企业而言，如何快速适应供需变化、市场化改革才是当务之急。
在电改9号文出台之后，对于发电企业而言，机遇和挑战并存。电量由竞争决定、价格由市场决定的情景将会实现。由于煤价下跌，刚刚过上好日子的发电企业即将面临的是对于发电量更加激烈的竞争，将从跑政府、跑电网向跑市场、跑客户转变，从电力生产为主向生产和营销并重转变，从与电网直接交易向与用户直接交易转变。
在过去一段时间内，在各省展开的直购电试点中，发电企业已经开始尝试用市场方式争取更多电量。但其中无奈颇多，“对于协调直购电交易的地方政府主管部门，要考虑到五大发电在当地的装机份额，市场电量还会受到宏观控制。”上述电厂人士对记者表示。
另外，由于用电负荷降低，地方自备电厂和地方电厂在争夺电量中的优势开始显现出现，由于他们成本相对较低，并且运营相对于大型电力企业更加灵活，往往能争夺到更多的计划外电量。
随着电改的深入，发电企业进入售电侧和用户进行直接交易，无疑获得较大的发展空间，也对这些靠计划电、分配电存货的电厂企业提出更高的要求。
“发电企业进入售电侧和用户直接交易，能够获得更大发展空间。电力市场竞争将更加激烈、公平、直接。目前，电力过剩只表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，竞价交易，由于电力过剩更加普遍、严重，将会导致‘量价齐跌’。”陈宗法说。
更为明显的趋势是，随着清洁能源装机不断提高，未来煤电比例还会不断下降，对于火电厂而言，不能满负荷发电情况将成为常态，甚至将以清洁能源调峰电源形态出现。
但是这同样牵扯到电改的核心环节，价格的确定。“让火电调峰不是不可以，但是要支付给火电厂足够的费用。国内没有调峰电价，如果以统一的价格承担调峰的作用，对于火电厂是不可能接受的。”姜克隽对记者说。
对于未来参与市场化竞争的火电企业而言，让他们提前应对市场的变化，最重要的是市场化电力价格的出台。
“对于已建成的机组，竞争就是基于可变成本的，因此，水电、风电报出零价格，完全是竞争有效性的体现，是全社会最优化的体现。我国现在存在的问题我认为仍旧在另外一个极端上，电力需求大幅落后于电力供应，而电力价格却高高在上纹丝不动，这是不正常的。东北这种电力严重富余的地区，工商业电价还高6-8毛，这是很难理解的。电力需要一次性的下调1-2毛，以提振电力需求与经济。否则，这意味着经济系统的严重损失。市场化改革的一大目标，就在于要保证价格能够及时、足够反映供求的变化。这种电力价格下调之所以无法实现，从政治经济学角度，在于缺乏用电方的集体压力，也就是我国的电力用户，在电价问题上是缺乏发言权的。”张树伟说。
这也就意味着发电企业要研究市场了，更需要基础能力的积累与建设。这对于电力企业的市场竞争力提出了更高的要求。这也是提升整个行业竞争力的需要。“原来，电价是定死的，市场是统购统销的，市场份额是省政府分的，基本大锅饭的。电厂只有保证安全生产，基本上不用研究定价策略、市场份额竞争，市场蛋糕大小。如果说有任何挑战的话，那就是‘优胜劣汰’成为常态，体制与机制设计需要让效率低的企业面临无电可发的局面。”
“我们希望控制电力发展节奏，提高发展质量与效益，既要符合国家发展总体战略，更要符合市场规律，防止电力产能过剩恶化，建立一个基本平衡的电力市场，保持电力行业的可持续发展。因为大家都清楚，市场过剩的本质是一样的，竞争加剧，库存增加，价格下跌。当然，我们企业也有优胜劣汰、兼并重组、转型升级的心理准备。”陈宗法总结道。
无论如何，火电在中国的地位走向下行已经不可避免。根据国家发改委能源研究所的最新计算，中国煤炭消费和燃煤发电的峰值都已经过去。“每年新增发电会以可再生能源为主，包括光伏、风电、水电、核电。这些加起来增速超过5%话，煤电的负增长就会在1%以上，甚至超过3%。”姜克隽说，“2020年，火电在中国发电总量中的占比会下降5个百分点。”
对于数量众多的火电厂来说，尽管发电数据并不漂亮，但盈利现阶段的还不是难题。真正的问题是未来。不同于煤炭、石油、天然气，身为二次能源的电力产品完全是同质化的。电厂之间的技术水平也没有明显的差距，很难做到成本的大幅度下降。在行业日益向下的过程中，也许火电厂的寒冷冬季就在不远的前方。
