“去產能”是發電行業面臨的主要矛盾，是推進供給側改革的“牛鼻子”。但煤電“去產能”面臨任務繁重、難度加大、主體差異等問題。

近年來，發電行業的供給側改革，在煤電矛盾再度爆發、新電改競價交易機制倒逼的背景下，圍繞煤電過剩產能這個主要矛盾，國家有關部門牽頭、企業投資主體跟進，多措并舉，取得了初步成效，如電源投資連年下降、裝機結構與布局優化、“量價齊跌”局面有所好轉、業績下滑好于預期。但畢竟推進時間不長，改革還在路上，仍然存在一些困難與問題，需要進一步深化供給側改革。

社會共識問題

目前，社會上對電力市場過剩的性質、程度以及未來走勢，存在不同觀點、不同預判;對煤電的市場定位、合理的利用小時，以及與新能源的關系有不同的爭論;對如何通過行政或市場手段防范化解煤炭、煤電產能過剩風險，減少對發電企業的影響與震蕩有不同的議論;對如何深化供給側改革、改善宏觀調控協同機制、制定配套政策也有不同的意見、建議。特別對淘汰煤電落后產能、嚴控新增產能，以及如何實現煤電與清潔能源的協調運行，不同投資主體由于認識上的差異、自身利益的不同，采取的措施、力度也不同。這些問題由于沒有完全達成共識，將會影響發電行業供給側改革推進的力度與效果。

舉例來說，業內外對“十三五”全社會用電量增長的預測，就有三種判斷：(1)樂觀派。一些電力研究機構或協會用國內人均用電量與歐美的差距作比較，并沿用我國電力消費彈性系數作預測，預計全社會用電量年均增速7.3%-8.4%。(2)悲觀派。根據我國全社會用電量增長“十五”以來連下三個臺階(13%;11.1%;5.7%)以及2015年只增長0.5%的實際，結合新常態下經濟增長L型走勢，單位GDP能耗不斷下降，判斷“十三五”電力需求增速將低至3.6-4.8%，供需矛盾將成為最嚴峻的挑戰。(3)新生派。隨著2016、2017年我國經濟形勢的好轉以及全社會用電量的恢復性增長，認為經濟增長、電能替代、新能源車普及這“三駕馬車”將驅動用電量增長，6%左右是目前最新的判斷。

我個人認為，我國未來用電量的增長將明顯好于以前的預期，超過6%的可能性較大，但要恢復到“十五”、“十一五”13%、11.1%的高增長，這種概率也不大。而且，西南、“三北”區域仍然存在棄水、棄風、棄光現象，全國電力產能普遍過剩、局部地區絕對過剩仍將維持較長時期，全行業系統性風險增加，應該是不爭的事實。近年來，五大發電集團已關注到了電力過剩的危機與沖擊，改變過去單純擴張型戰略，堅持市場導向、價值思維，占全國裝機容量的比重連續7年下降，從2010年49%下降到2017年41%，降低了8個百分點。遺憾的是讓渡的發展空間被其他投資主體所擠占，一些社會資本、煤炭集團、地方能投公司、新興市場主體不顧國家的風險預警以及電力行業的整體利益，仍在盲目擴張，占全國裝機容量的比重從2010年51%上升到2017年59%。截止2016年底，全國燃煤自備電廠裝機達1.15億千瓦，年均增長15.7%，比統配煤機增速高10個百分點。特別在山東、新疆等一些地區，燃煤自備電廠發展失控，問題突出。時至今日，全國電力供需失衡的問題并沒有根本解決。

電力供需平衡問題

衡量電力供需平衡的一個重要指標是發電平均利用小時。2008年，爆發國際金融危機，宏觀經濟急劇下滑，我國電力供需出現了總體平衡，發電平均利用小時“破五”，由2007年的5020小時降到2008年的4648小時。隨著經濟進入新常態，電力供需出現了嚴重的供大于求。2015年發電平均利用小時“破四”，僅為3988小時，為1974年以來最低水平。火電設備平均利用率已從5年前的60%下降到45%左右，大量機組停備;西南、西北、東北區域還普遍存在棄水、棄風、棄光現象。新疆電力嚴重過剩，2016年6月棄風率達43.9%，棄光率31.8%，均創歷史新高;年底裝機達8109萬千瓦，而最大負荷只有2805萬千瓦，只占34.6%。為此，7省市不得不出手受電施救。四川火電“離不開、活不了”，不斷為水電、新能源讓路，利用小時大幅下降，虧損增加，前景迷茫。火電2011年4526小時;2015年2688小時;2016年2121小時，虧損面達100%。云南火電的情況，也有過之而無不及，深陷生存危機。

從全國的情況分析，2017年底，我國發電裝機容量高達17.8億千瓦，比2002年底凈增14.3億千瓦，年均增長11%，高過同期GDP、全社會用電量的增長。其中：2016、2017年新增發電裝機容量1.34、1.21億千瓦，分別增長8.2%、7.7%，分別高于同期用電量5%、6.6%的增長，導致2016年、2017年的發電利用小時分別下降191小時、11小時。繼前些年出現一波風電“瘋長”現象后，2017年再次掀起光伏發電搶裝的“狂潮”。因受“630、930”搶裝、光伏扶貧政策推動、對分布式光伏電價下調的預期，光伏新增裝機5338萬千瓦，陡升68.3%，累計裝機13025萬千瓦，提前三年超額完成“十三五”規劃目標。今年，國家突然頒布“531”新政——縮量、降價、減補，光伏行業被踩了“急剎車”，引起股市波動、社會熱議、業內焦慮。如果不控制裝機的任性發展，電力供應總體富余仍將持續。即使全社會用電量出現較快增長，今后能否從根本上解決清潔能源“三棄”問題，煤電守住“4200”小時、恢復到“4800”小時的合理水平還有待進一步觀察。

此外，煤電裝機總量過大(9.8億千瓦)、電煤占煤炭消費比重偏低(50%，世界平均水平78%)、電能占終端能源消費比重不高(26%左右)等問題依然存在。

供給側改革協調問題

近年來，我國推出的供給側改革，涉及淘汰水泥、平板玻璃、鋼鐵、煤炭、煤電、農業等多個領域，盡管取得明顯成效，提高了供給質量與效率，但由于缺乏統籌協調，綜合考慮，再加簡單運用行政手段，市場瞬息萬變，也出現了始料不及的問題。如化解煤炭過剩產能就存在過猶不及、救起煤炭、傷及電力的問題。

五年來，共退出煤炭產能8億噸，煤礦數量減少3800處。其中：2016年目標壓減2.5億噸，實際完成2.9億噸;2017年壓減目標1.5億噸以上，到10月就超額完成。而同期由于宏觀經濟企穩，煤炭需求止跌回升。2016年需求增長0.5%，但煤炭產量因為限產、去產能，僅為33.6億噸，下降了9.4%，導致市場供不應求，煤價大幅度反彈;2017年盡管產量有所釋放，增加到35.2億噸，但煤炭需求放大，煤價高位震蕩，呈“廠”型走勢。在貴州、東北等地煤炭供需矛盾嚴重，發電企業煤炭“告急”，當地政府不得不出臺限運出省的措施。煤價的再度高企以及市場的緊平衡，對發電行業的直接影響是缺煤發電、燃料成本大增，導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。2017年，全國煤炭企業實現利潤總額2959億元，同比增長291%;火電企業電煤采購成本比上年增加超過2000億元，虧損面高達60%。

2018年煤炭繼續去產能1.5億噸左右，能否打破供求“緊平衡”、煤價有所回落，火電企業邊際利潤能否全面轉正，很難確定。因此，化解煤炭、煤電過剩產能，如何統籌規劃、綜合平衡，減少直接的行政干預，堅持用市場化法治化手段，實現煤、電產需對接，上下游協調發展，避免副作用，需要不斷總結經驗教訓。

降低用能成本的策略問題

近年來，國家為振興實體經濟，應對國際競爭，高度重視清理規范涉企收費，降低企業融資、用能和物流成本。電力行業從國家增強實體企業競爭力大局和自身長遠利益出發，在“降電價”上主動作為，通過折價讓利，促進了下游工商用戶用電量的增長以及利潤水平的增長。據報道，2016—2017年，國家發改委會同有關部門和地方，累計減輕企業負擔超過5000億元。降低企業用能成本超過3200億元。2017年全國工業企業利潤增長21%，出現了經濟增長與質量、結構、效益相得益彰的大好局面;全社會用電量也出現了6.6%的恢復性增長，今年1-4月更是高達9.3%的增長，一定程度上實現了“雙贏”。

但是，降低電價，發電行業利潤畢竟受到了直接的影響，再加煤價的沖擊，煤電聯動的落空，2017年發電業績再現困難時期的盈利格局，盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”，出現了火電虧損、負債率高企、現金流短缺、可持續發展難以為繼的格局。2017年五大發電集團實現利潤420億元，比2016年636億元下降34%，比2015年1098億元狂降62%，與4.2萬億資產規模極不匹配，又進入一個經營困難時期。目前，發電行業上網電價政府、市場雙管齊下，一降再降，幾乎到了“降無可降”的起步，與新電改9號文提到的“交易公平、電價合理”的目標相去甚遠，政府明文規定的煤電聯動也變成了“鏡中花、水中月”，已嚴重危及發電企業的生存與保供。

目前，全國平均銷售電價每千瓦時0.65元，其中：居民電價0.55元，農業電價0.48元，大工業電價0.64元，一般工商業電價0.80元。根據國際能源署發布的資料，我國居民電價在31個國家中居于倒數第3位，僅高于墨西哥和馬來西亞;工業電價居于第16位，處于中間位置;電價總體處于國際中等偏下水平，與美國接近，但是工業電價高出美國35-50%。我國工商業電價由上網電價、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分構成。一個國家電價的高低很大因素是由資源稟賦來決定的，且在發達國家，一般工商業電價均大幅低于居民電價。在我國，除了煤價上漲因素外，主要是交叉補貼直接推高了工商業電價，基金附加和稅金也加重了工商業電價負擔。容量電費和分時電價的執行偏差以及輸配電價、輸配電損耗也是影響因素。

因此，降低企業用能成本，我們有哪些方法、途徑可供選擇?如何建立合理的工商業電價形成機制?嚴重偏低的居民電價、農業電價是否永遠保持不變?降低用能成本、振興實體經濟與電力企業的承受能力、用能保障如何綜合平衡?電價漲落如何在發、輸、配、售、用環節傳導?可見，一方面要充分考慮工商企業用電成本的現狀和主要訴求，另一方面更需要找準導致工商業電價高的原因對癥下藥，才能防止工商業電價階段性降低后再反彈，并以此為契機進一步理順電價形成機制，最終建立市場定價機制。

五大任務的難點問題

“三去一降一補”五大任務中，“去產能”是發電行業面臨的主要矛盾，是推進供給側改革的“牛鼻子”，應該成為業內外最為急迫的頭等大事。但是，煤電“去產能”面臨任務繁重、難度加大、主體差異等問題。

據中電聯統計，“十三五”初期全國納入規劃及核準在建的煤電項目總規模達3.5億千瓦，如任其發展，2020年煤機達到13億千瓦，煤機利用小時會跌至3500小時。截至2017年底，全國煤電裝機已達9.8億千瓦。為實現電力“十三五”規劃煤電“控制在11億千瓦以內”的目標，全國必須停建、緩建煤電1.5億千瓦。但簡單“一刀切”，勢必會影響投資、設計、承建、監理和制造等發電產業鏈上的各方利益，極有可能帶來安全隱患、隊伍穩定、經濟損失與法律風險。“十三五”要求淘汰火電落后產能0.2億千瓦以上，也難度不小。目前30萬千瓦以下小火電機組約1.1億千瓦，其中：7000萬千瓦為熱電聯產機組，且普遍存在職工人數多、歷史包袱重、地處邊遠區域、計提減值準備難等問題。此外，整肅規模超過1億千瓦的燃煤自備電廠，由于涉及民營資本和既得利益，挑戰巨大。目前，煤電企業普遍虧損的經營形勢，更使煤電“去產能”困難加劇、矛盾交織，急需國家出臺配套政策。

發電企業“去杠桿”、降負債，也難度極大。多年來，發電行業負債率一直處于高位運行，大量財務費用侵蝕著為數不多的利潤，降低杠桿率尤為緊迫。如五大發電集團的資產負債率，2008年最高時達85%，2017年雖有下降，仍超過80%，而央企平均資產負債率為65%上下，國際電力集團基本都在70-75%。一個發電集團每年光財務費用就達200多億元。在目前業績下滑的形勢下，要“降負債”絕非易事，必須要解放思想，創新思路，推出新舉措。關鍵要嚴控投資規模、加大資本運作力度，在瘦身健體、降本增效、提高盈利能力上下功夫。尤其要在盤活存量、上市融資、引入戰投、企業重組、股東注資、財政補貼、債轉股等方面大膽探索、勇于實踐。

當然，“補短板”、“降成本”是兩項綜合性的基礎工作，是發電企業永恒的定律。“去庫存”關鍵是如何加快發展儲能技術。

總之，面對目前復雜多變的營商環境以及業績下滑、負債高企的困難局面，新時代發電企業要想走出低谷、共奔小康，各方主體必須凝聚共識，堅持問題導向，趨利避害，多措并舉，深化供給側改革，謀求高質量發展。