看清“十三五”發電行業的變化，才能更好地判斷未來發電行業的發展趨勢。

文 | 陳宗法

“十二五”，以五大為代表的發電行業著力“一次轉型”， 大力發展煤炭、金融、科技、風（光）電產業，建設綜合能源集團，再加煤炭市場低迷下跌，經營業績“逆勢上揚、單邊大漲”，成為2002年電改以來形勢最好時期，也成為全國工業企業的一抹“亮色”。

那么，進入“十三五”，宏觀經濟、政策導向、改革舉措、市場環境等因素出現了什么變化？發電行業的發展呈現出什么新的特點？經營業績又出現了怎樣的走勢呢？回眸“十三五”，發電行業可謂風雨兼程，跌宕起伏，不禁讓電力人感慨萬千：“陽光總在風雨后”。

宏觀環境：電力消費趨緩，發電利好不多、利空多

新常態貫穿整個“十三五”。由于經濟減速、結構優化、動力轉換，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、世界經濟萎縮的沖擊，我國經濟進入雙循環新發展格局，GDP前三季僅為0.7%，IMF預計全年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，但從發電企業角度看，則意味著電力需求下降、產能趨于過剩、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，意味著發展空間壓縮、傳統的規模擴張方式必須向高質量發展方式轉變。正因為如此，倒逼“十三五”發電行業必須轉型創新。

在習主席“四個革命，一個合作”能源安全新戰略的指引下，十九大提出要“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”。“十三五”期間，國家不僅推出了《能源發展戰略行動計劃》、《能源生產和消費革命戰略》，而且還推出能源發展、電力發展“十三五”規劃及配套子規劃，描繪了中長期發展藍圖，并明確了到2020年的發展目標——“能源消費總量控制在50億噸標煤內；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，占比降至55%”，充分體現了綠色發展、清潔轉型的戰略趨向。

同時，國家除了建立煤電建設風險預警機制，推出取消、緩核、緩建“三個一批”項目，淘汰落后產能，實行峰值管控外，還對煤電環保政策層層加碼。一是限期完成煤機超低排放改造、節能改造、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電量、單位發電量分別控制在865、550克/千瓦時，啟動碳排放份額的分配和碳交易市場；四是嚴格執行煤電項目取水、用水、水效、廢水控制政策；五是設置非水電可再生能源配額，開展可再生能源綠證核發、認購；六是開展嚴格的中央環保督察、生態文明建設年度評價。環保要求日益嚴苛、環保成本增加是煤電“十三五”面臨的重大挑戰。

此外，為穩增長，“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，政府直接下調各類電源的上網電價。除了燃煤標桿電價下調，也調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，以電力企業直接減收為代價，但確實提升了工商企業競爭力，減輕了我國經濟下滑的壓力。

當然，“十三五”國家對發電行業也采取了一些正向激勵政策。如允許水電、核電超前規劃，適度加大開發；鼓勵“兩個替代”以及“源網荷儲一體化”“風光水火儲一體化”發展；穩定可再生能源價補機制和核電、氣電、跨省跨區送電等價格形成機制；明確煤電環保電價政策不變；市場機制形成煤機參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務價格；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，針對煤炭去產能形成的供應短缺、煤價暴漲的“后遺癥”，國家也開展了“控產量、保長協、穩煤價、抑消費、調進口”“構建鐵路大通道運輸網”等一系列調控。

改革驅動：三大改深刻影響著發電行業

“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，但到了發電企業層面均需貫徹落實，給發電行業營商環境、經營業績、體制機制產生了深遠的影響。

1. 供給側改革

“十三五”期間，供給側改革從煤炭擴大到煤電領域。到2019年底，煤炭去產能10億噸任務已完成，煤礦減少到5,800處，平均產能提高到92萬噸/年。但晉陜蒙新四省區呈現“煤礦少，單產高，區域集中，應急調運難”等特點，導致“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，煤炭行業大幅增盈，煤電再現行業性困難。

同時，為化解煤電產能過剩風險，16部委采取了淘汰落后產能、清理違規項目、嚴控新增產能、加快煤機升級改造、規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，占比降至55%”的目標沒有問題。盡管短期對煤電企業產生不小的影響，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”現象逐年好轉。

2. 新一輪電改

2015年以9號文正式推出，其主要內容為“三放開、一獨立、三強化”，意味著市場競價揭開大幕。發用電計劃加速放開，電力市場的主體數量、交易品種不斷增加，中長期交易規模不斷擴大，現貨市場、輔助服務市場進行了試點、探索，工商業用戶不僅增加了選擇權，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%；煤電上網電量市場化率高達56%。預計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，發電企業減收仍在持續。2016—2019年某發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、捆綁交易、單純降價、市場壁壘、配電受阻、監管不力、現貨與輔助服務市場建設滯后等問題。但不可否認，新電改在很大程度上重塑了發電企業，第一次真正比拚的是市場競爭力，對經營理念、投資決策、安全運維、商業模式、客戶服務等產生重大而又深刻的影響，促使發電企業由單純生產型向綜合能源供應商轉型。

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，國資委根據國辦《關于推動央企結構調整與重組的指導意見》提出的鞏固加強、創新發展、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，引起業內外的熱烈議論與廣泛關注。這次跨界大重組，突破了電力、煤炭產業界限，有利于形成煤電路港航產業鏈，發揮產業協同優勢、推動轉型升級；有利于緩解煤電矛盾，形成收益、風險對沖機制，穩定業績預期，從而增強核心競爭力，爭創世界一流企業。

2019年，國資委針對15省區煤電企業整體虧損、資產負債率高、經營困難的問題，決定用3年時間開展央企重點區域煤電資產整合。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，以優化資源配置，淘汰落后產能，減少同質化競爭，“整體減虧超過50%”，促進健康可持續發展。

結果引起很大爭議，當時有學者認為與新電改目標相悖，容易形成寡頭壟斷、操縱市場，不利于構建有效競爭的市場體系。但目前仍在組織實施，有關各方正在協商推進，整合效果有待進一步觀察。

市場變化：系統性風險總體偏高

“十三五”發電行業市場化程度提高，競爭特征更加明顯，面臨的市場環境復雜多變。貨幣市場、并購市場、境外市場、人才市場對發電行業雖有影響，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，總體系統性風險偏高。

1. 電力市場

社會用電需求減緩、新增裝機不斷增加、產能普遍過剩仍是發電行業的風險源，是改善營商環境的重中之重。據統計，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%、預計2.8%。相應地，2016-2019年全國發電利用小時平均為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，構建發配售產業鏈、提供綜合能源服務，力爭發電量達到“三同”水平 、市場電量超過裝機占比、綜合電價降幅收窄，實現增產增收成為當前發電企業最大的難題。

2. 煤炭市場

煤炭供需狀況、煤價漲落，直接影響煤電企業的盈虧；“煤電過半”的電源結構，仍左右著發電行業整體的盈利水平。“十三五”期間，隨著退出、減量重組10億煤炭過剩產能任務的推進、限產以及安全、環保的嚴格監管、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。總體而言， 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定500-570元/噸的綠色區間，發電燃料成本整體高于“十二五”同期水平，導致煤電企業盈利基石松動，中期再現大面積虧損。

行業轉型：符合“十三五”電力規劃預期

1. 綠色發展，清潔轉型。

“十三五”，發電行業更加注重清潔轉型，加快綠色發展步伐，特別是風光電實現了超越式發展。到2019年底，我國發電裝機達到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%；非化石能源發電量增量占全社會用電增量的49.5%。特別是風光電，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，成為發展的最大亮點。目前，我國能源清潔轉型成效顯著，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，成功實現全清潔能源連續供電；北京基本實現“無煤化”，清潔能源占比超過96%；山東第一個發布氫能省級規劃；張家口成為國家一個可再生能源示范區。可以預見，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”，煤電告別了傳統的規模擴張階段，與新能源快速發展形成很大的反差，進入了“投資下降、增速減低、淘汰落后、升級改造、重組整合、結構優化、提質增效”的減量發展階段，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，預計“十三五”將少投9300萬千瓦以上。而且，“兩個占比”持續下降，煤電裝機占比下降到52%，煤機發電量占比下降到62%。預計到2020年底，煤電裝機完成10.8億千瓦，可以較好地實現控制在11億千瓦內的目標。此外，機組結構持續優化，熱電聯產機組、超超臨界機組、超低排放機組比例明顯提高。

3. 抓住機遇，介入新業態。

一些發電企業抓住新電改、能源轉型、經濟結構優化的新機遇, 積極穩妥地進入電力“新業態”。如清潔熱源供熱、燃煤耦合生物質發電、藍色海洋納米發電，分散式、低風速與海上風電，光熱發電；氫能、充電樁、天然氣水合物、智慧能源項目、綜合能源服務；分布式能源、配售電業務、微網、泛能網、能源互聯網；碳捕集、碳資產與綠證交易、能源金融服務；儲能、智能高效熱力網、天然氣銷售與管網等。目前，能源電力系統，呈現能源基礎設施互聯、能源形式互換、能源技術數據與信息技術數據互用、能源分配方式互濟、能源與消費商業模式互利的新格局。例如，新能源大發展，給儲能帶來了難得的發展機遇，風電+儲能有利于平滑輸出，風光+儲能有利于調節輸出，火電+儲能有利于輔助調頻。近三年，我國電化學儲能發展迅速，占國內儲能裝機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%，儲能發展方興未艾。

4. 規劃目標，大多符合預期。

電力發展“十三五”規劃提出了到2020年23項目標任務。根據目前完成的情況評估，其中：人均裝機、煤電、常規水電、非化石能源消費在一次能源消費中的比重、現役煤機平均供電煤耗等9項指標符合規劃預期；總裝機、非化石能源裝機、太陽能發電、風電、生物質發電、非化石能源發電裝機比重、化石能源發電裝機比重、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%。滯后規劃進度的只有抽蓄裝機、核電、氣電、充電樁等4項，只占17%。

經營業績：前降后升，V型反彈

“十三五”，受宏觀經濟、政策導向、改革舉措、市場環境、發展成果等因素的綜合影響，發電行業整體業績呈現“前降后升，V型反彈”走勢，在2015年業績“置頂”的基礎上，表現為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，經營業績開始“坐滑梯”，規模以上發電企業實現利潤（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，全行業增加電煤采購成本2000億元，火電板塊虧損面超過60%，非電產業、清潔能源成盈利主角，再現行業盈利模式“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13.3萬億資產規模極不匹配，與全國工業企業利潤增長21%形成很大反差。下半年，有關部門不得不取消、降低政府性基金及附加，騰出電價空間用于提高標桿電價，緩解火電的經營困難。

——2018-2019年“坐起、前行”。發電行業抓住2018年宏觀經濟企穩、用電量快速增長8.4%、“三棄”現象持續好轉的有利時機，大力開展市場營銷，增產增收；利用2018-2019年“產能釋放、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，上調火電標桿電價翹尾影響，再加金融等非電產業、清潔可再生能源利潤貢獻的顯著增加，2018、2019年實現利潤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，實現了恢復性增長。

——2020年“奔小康”。發電行業克服疫情沖擊、經濟下行、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，堅持外拓市場與內控成本并舉、資本運營與生產運營并重，加強考核、過程與目標的統一。1-9月，清潔可再生能源發電量增長7.3%，煤電平均入爐綜合標煤單價同比下降48元/噸，對沖了發電量增速下降的影響，實現利潤同比增長26.5%，其中：火電利潤增長41%。可以預見，2020年發電業績增長將走在全國工業企業前列。

總之，“十三五”發電行業發展目標大多符合預期甚至提前超額完成，經營業績V型反彈、理想收官、實現“小康”，但盈利總額與裝機、資產規模增長不匹配，整體盈利水平不如“十二五”。特別是煤電經營形勢嚴峻，再現行業性困難。“十四五”，發電行業面對百年未有之大變局以及市場化改革過渡期、能源清潔轉型期、全球經濟萎縮期，如何按照國資委創建世界一流企業的部署以及“碳中和”的遠景目標，在危機、挑戰、變革中尋找機遇，在“綠、下、外、新”四字上下功夫，繼續實現轉型創新與高質量發展，將是全體發電人需要破解的共同課題。