为什么说煤电产能过剩对发电企业是好事
发布日期：2019-12-12 来源：享能汇 作者：享能汇 浏览次数：922
煤电在我国电力体系中无论过去、现在还是未来，都发挥着不可替代的作用。但是这两年发电企业火电板块亏损面之大、破产速度之快、产能过剩问题之严重，都大大出乎人们的意料。
这一轮煤电产能过剩的问题固然给发电企业带来一些负面影响。但我们更应该关注产能过剩给发电企业转型、变革带来的机遇。从企业角度来说，既然无法改变大环境，那么顺应趋势和潮流，做出最准确的判断和决策无疑更加重要。
好事1：倒逼产能的自我淘汰
以甘肃连城发电厂为例，根据公开报告，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约6.55亿元，负债总额约17.42亿元，资产负债率约265.81%，净利润约-2.30亿元。而甘肃省本身也属于发电产能严重过剩的区域，火电更是在风电挤压之下，利用小时数不断减少。仅从财务角度来看，连城电厂已经彻底丧失了自我恢复的能力。
而这家于2004年开始投产发电的企业，曾经是甘肃电解铝行业的强大支柱。但是随着电力用户的退出，连城电厂已经失去了最大的市场空间。再加上其装机为2台33万千瓦的机组。在“上大压小”中已经被淘汰了10万千瓦机组，未来很难再有发展。
连城电厂是这波电厂破产、转让大潮中最典型的案例。这些电厂要么机组落后、要么处于可再生能源装机量很多的区域、要么负债严重无力偿还，都是国资委定义中的停产半停产、连年亏损、资不抵债的“僵尸企业”。
如果没有严重的产能过剩，它们可能还会依靠母公司的输血继续维持（连城电厂母公司就向连城电厂提供委托贷款余额5.36亿元，担保借款8.81亿元。）。在未来的电改、电力市场化中，这些电厂毫无竞争优势。发电企业如果不趁着这个机会，及早摆脱这些垃圾资产，最终只会自食其果。
好事2：其他机组能够获得更多机会
供给侧改革具体到发电行业，去产能是重中之重。
经历了2018年全社会用电量8.4%的高速增长后，由于经济下行压力以及2018年的高基数影响，2019年增速出现下滑。2019年1-10月，全社会累计用电量59232亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期下降4.3个百分点。2019年10月份，全国全社会用电量5790亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期下降2.3个百分点。
在明确用电增速放缓的大趋势下，及时淘汰落后产能能够让高效率、高效益的机组获得更多的利用小时数，或是提高可再生能源发电的效益。
即便是被淘汰产能让出的这部分市场空间被可再生能源占据，对于现存的煤电机组也并不一定都是坏事。
可再生能源发电的波动性可以被称为间歇性和不连续性，也可以被称为不可预测性和不稳定性。对于整个电力系统，抵御不可预知的风险是最大的成本之一。从这角度来说，可再生能源对于电力系统的安全稳定是“负影响”，因此煤电的存在不可或缺。
在大电网的背景下，可再生能源大规模的接入，牺牲的自然是火电机组的发电时间。但火电也是支撑了可再生能源波动性，是维持大电网稳定的支柱。未来煤电可以依靠市场机制，获得为系统提供调节服务而应该获得的收益。
好事3：企业投资更加理性
由于长期以来，我国电价和发电量几乎全部由政府确定。唯一能够影响火电企业利润的就是煤价。2012年煤价滑坡，火电企业经营状况好转。
在这种情况下，火电投资领域出现了大家竞相投资的“囚徒困境”。这一情况在火电项目核准权下放到地方之后表现的更为明显。
如果在即将到来的“十四五”全面停止新建火电，那与之前的“一窝蜂”投资没有本质区别。我们真正需要的，是根据供需关系产生的价格信号，并以此为依据来引导投资。
目前8个现货试点省份已经全部进入试运行的阶段，2020年预计将会有更多省份成为现货试点。随着市场机制的不断完善，我们也会获得更加科学的价格信号。企业可依此为依据来进行投资判断。
好事4：探索煤电的新定位、新商业模式
以往煤电都是基荷电源，年利用小时数都在5500以上。现在除了少数地区，煤电利用小时数连5000都达不到。在可再生能源装机量巨大的“三北”地区，火电还要积极进行灵活性改造，参与调峰调频——这些煤电原来从来不做的事情。
这些行为固然是煤电的被动之举，但也让我们思考一个问题。旧体制下，利用小时数是决定煤电利润的决定性因素。电力体制改革已经推进到现货试点省份的连续试运行了，未来还能用这样的商业模型么？
在一定的市场结构中，欧洲的煤电厂可以两、三千的利用小时就实现盈利。既然体制在改革，那么煤电的商业模式、定位自然也要改革。
除了能够提高机组的灵活性，参与原本不会参与的调峰、调频等辅助服务外，火电厂已经开始在现行电力市场中直接与用户接触。
电厂正在让“营销”这一原本仅面向电网的领域，开始真正成为影响企业发展空间的多元化战略工具。例如通过电量营销，合理分配开机时间，对应煤炭价格的季节性变化，形成成本最优方案；亦或者实施绿色营销、公共营销，树立企业在节能环保、低碳发展方面的形象，进而推动电厂在电力市场中的竞争力······
这一轮煤电产能过剩的问题固然给发电企业带来一些负面影响。但我们更应该关注产能过剩给发电企业转型、变革带来的机遇。从企业角度来说，既然无法改变大环境，那么顺应趋势和潮流，做出最准确的判断和决策无疑更加重要。
好事1：倒逼产能的自我淘汰
以甘肃连城发电厂为例，根据公开报告，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司资产总额约6.55亿元，负债总额约17.42亿元，资产负债率约265.81%，净利润约-2.30亿元。而甘肃省本身也属于发电产能严重过剩的区域，火电更是在风电挤压之下，利用小时数不断减少。仅从财务角度来看，连城电厂已经彻底丧失了自我恢复的能力。
而这家于2004年开始投产发电的企业，曾经是甘肃电解铝行业的强大支柱。但是随着电力用户的退出，连城电厂已经失去了最大的市场空间。再加上其装机为2台33万千瓦的机组。在“上大压小”中已经被淘汰了10万千瓦机组，未来很难再有发展。
连城电厂是这波电厂破产、转让大潮中最典型的案例。这些电厂要么机组落后、要么处于可再生能源装机量很多的区域、要么负债严重无力偿还，都是国资委定义中的停产半停产、连年亏损、资不抵债的“僵尸企业”。
如果没有严重的产能过剩，它们可能还会依靠母公司的输血继续维持（连城电厂母公司就向连城电厂提供委托贷款余额5.36亿元，担保借款8.81亿元。）。在未来的电改、电力市场化中，这些电厂毫无竞争优势。发电企业如果不趁着这个机会，及早摆脱这些垃圾资产，最终只会自食其果。
好事2：其他机组能够获得更多机会
供给侧改革具体到发电行业，去产能是重中之重。
经历了2018年全社会用电量8.4%的高速增长后，由于经济下行压力以及2018年的高基数影响，2019年增速出现下滑。2019年1-10月，全社会累计用电量59232亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期下降4.3个百分点。2019年10月份，全国全社会用电量5790亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期下降2.3个百分点。
在明确用电增速放缓的大趋势下，及时淘汰落后产能能够让高效率、高效益的机组获得更多的利用小时数，或是提高可再生能源发电的效益。
即便是被淘汰产能让出的这部分市场空间被可再生能源占据，对于现存的煤电机组也并不一定都是坏事。
可再生能源发电的波动性可以被称为间歇性和不连续性，也可以被称为不可预测性和不稳定性。对于整个电力系统，抵御不可预知的风险是最大的成本之一。从这角度来说，可再生能源对于电力系统的安全稳定是“负影响”，因此煤电的存在不可或缺。
在大电网的背景下，可再生能源大规模的接入，牺牲的自然是火电机组的发电时间。但火电也是支撑了可再生能源波动性，是维持大电网稳定的支柱。未来煤电可以依靠市场机制，获得为系统提供调节服务而应该获得的收益。
好事3：企业投资更加理性
由于长期以来，我国电价和发电量几乎全部由政府确定。唯一能够影响火电企业利润的就是煤价。2012年煤价滑坡，火电企业经营状况好转。
在这种情况下，火电投资领域出现了大家竞相投资的“囚徒困境”。这一情况在火电项目核准权下放到地方之后表现的更为明显。
如果在即将到来的“十四五”全面停止新建火电，那与之前的“一窝蜂”投资没有本质区别。我们真正需要的，是根据供需关系产生的价格信号，并以此为依据来引导投资。
目前8个现货试点省份已经全部进入试运行的阶段，2020年预计将会有更多省份成为现货试点。随着市场机制的不断完善，我们也会获得更加科学的价格信号。企业可依此为依据来进行投资判断。
好事4：探索煤电的新定位、新商业模式
以往煤电都是基荷电源，年利用小时数都在5500以上。现在除了少数地区，煤电利用小时数连5000都达不到。在可再生能源装机量巨大的“三北”地区，火电还要积极进行灵活性改造，参与调峰调频——这些煤电原来从来不做的事情。
这些行为固然是煤电的被动之举，但也让我们思考一个问题。旧体制下，利用小时数是决定煤电利润的决定性因素。电力体制改革已经推进到现货试点省份的连续试运行了，未来还能用这样的商业模型么？
在一定的市场结构中，欧洲的煤电厂可以两、三千的利用小时就实现盈利。既然体制在改革，那么煤电的商业模式、定位自然也要改革。
除了能够提高机组的灵活性，参与原本不会参与的调峰、调频等辅助服务外，火电厂已经开始在现行电力市场中直接与用户接触。
电厂正在让“营销”这一原本仅面向电网的领域，开始真正成为影响企业发展空间的多元化战略工具。例如通过电量营销，合理分配开机时间，对应煤炭价格的季节性变化，形成成本最优方案；亦或者实施绿色营销、公共营销，树立企业在节能环保、低碳发展方面的形象，进而推动电厂在电力市场中的竞争力······