疫情过后 发电行业如何深化改革

　　去年12月份，国资委下发文件《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下简称《方案》)，将甘肃、陕西(不含国家能源集团)、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域，纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。

　　所谓整合试点，就是简单合并同类项：由中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏，通过区域整合优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解经营困难，促进健康可持续发展。

　　《方案》要求五大发电集团在西北五省依法合规开展资产重组置换，以产权无偿划转为主，市场转让为辅，尽量不产生现金交易，人员、负债随资产一并划转。

　　上市公司所属煤电企业，将股权上移至母公司后再划转，也可以市场化方式转让或置换。各企业划转资产总体平衡，差异较大的在以后试点批次中适当补偿。自备电厂、一体化项目、省级公司可不纳入整合，新建项目(不含即将投产项目)可暂缓纳入。

　　电力行业，作为投资大、周期长、承担国计民生最基本需求的基础产业和公用事业，社会对它的要求很多元，既要保证供应，又要提高质量、降低成本，还要优质服务；对于燃煤火电厂，没有不行，基本负荷要靠它，系统调峰也主要靠它，煤炭行业生存发展也靠它；太多了也不行，电厂占地多，二氧化碳排放高，雾霾严重是主因、生态环境不允许。

　　人员素质低了不行，因为技术含量太高、服务质量要求高；人员素质要想提高，行业利润和职工收入上不去也不行。所以，近几十年以来，从国家到行业一直在探讨和实践电力行业的改革。

　　因此，任何一个部门发布有可能劳民伤财、伤筋动骨、惊天动地的政策时，一定要认真研究、精细推理、充分沟通、小心试点、谨慎推开。

　　国资委给出如此整合的理由是：2016年以来，受煤价快速上涨、煤电产能过剩、市场竞价加剧等因素叠加影响，煤电企业生产经营陷入严重困难，部分企业连年亏损、资金链断裂，生产经营难以为继。

　　管理学上讲到，一定要找出问题的根本原因，针对根本原因找出解决方案。燃煤电厂曾经一度被各大发电集团疯狂追捧，跑马圈地、大干快上，在煤价低迷的时候，也曾经赚得盆满钵满。怎么转眼之间就亏损严重了呢？

　　01发展历程回顾

　　计划经济时代，各个产业的工业布局、工厂布局由国家统一部署，配套的电厂和电网建设也是在国民经济的统一规划下开展电力系统规划，在经济的统一计划下，制定电力建设计划。

　　当然，计划经济的普遍特征就是紧缺：缺钱、缺电，这种情形，老一代电力人深有感悟。

　　电力发展的催化剂就是改革开放之后的经济高速发展。上世纪九十年代的集资办电催生了多种所有制的发电企业。2002年电力体制改革，国家电力公司分拆为两大电网、五大发电，外加多地的地方能源公司，一时间，在发电集团的扩张冲动和地方政府招商引资的GDP崇拜两股力量的合力作用下，发电装机容量快速增长。

　　以上一轮电力体制改革后的第一年2003年为例，全国发电装机容量为4亿千瓦，GDP 13.74万亿元，平均每千瓦支撑GDP 3.4万元；到2008年，发电装机容量翻倍，7.9亿千瓦，GDP 31.92万亿元，平均每千瓦支撑GDP 4万元。2013年发电装机容量跃居世界第一，达12.47亿千瓦，GDP 56.9万亿，平均每千瓦支撑GDP 4.56万元，多地开始呈现发电小时数下降趋势。

　　2013年以前，对电力项目的审批权，还在国家能源局，当时国家能源局预感到电力有可能出现局部过剩情况，所以对新上项目还是严格管控的。但是新一届政府“一刀切”地实行“放管服”，很快将火电厂的审批权下放到省一级。

　　结果，“让自负盈亏的企业自主决策”的美好愿望落空，大批火电项目在省一级获批上马。因为市场是有限的，厂址资源是宝贵的，你不抢，就会被别人抢走，你不上，别人就会上，这种赌未来、不想输给别人的博弈心态，导致燃煤发电装机容量快速上升。

　　2015年新增火电生产能力达6023万千瓦，相当于60个百万千瓦机组，平均每个省市自治区新增两个百万千瓦大电厂。导致2015年燃煤电厂装机容量9.9亿千瓦，接近当年美国总装机容量(10.39亿千瓦)。2015年，中国发电装机容量15.07亿千瓦，GDP 68.60万亿，平均每千瓦支撑GDP 4.55万元，与2013年相比略有降低。

　　2016年一季度燃煤电厂设备利用小时数连续20个月同比降低(只有1054小时)。国家能源局意识到问题的严重性，连续发文约束，但是，“审批权”这个魔鬼一旦放出，很难再受约束。

　　2019年，全国发电总装机容量达惊人的20.11亿千瓦，其中燃煤电厂高达11亿千瓦。同期GDP 99万亿，平均每千瓦支撑的GDP为4.92万元，达到了电改以来的最高值，这和第三产业的规模扩大有关。

　　所以，问题的根源在于，一方面，央企国企的投资体制和激励机制导致的扩张冲动，和各地政府招商引资的力度过大，低水平同质化竞争导致燃煤电厂“建多了”；另一方面，资源环境约束到了极限，需要经济结构转型，用电市场增长缓慢。供多需少导致电厂发电小时数下降，利润降低甚至亏损也就难免了。

　　02央企区域整合能解决问题吗？

　　那么单纯对央企进行整合能够解决燃煤电厂亏损的问题吗？不能，现在这个“救火”措施，不仅救不了“火”，还有可能加剧“火”势。有以下几方面原因：

　　1、五大发电的燃煤发电装机容量合计5.2亿千瓦，仅占全国燃煤电厂总装机容量的不到50%，还有50%以上分布在其他能源央企、地方能源集团、企业自备电厂和民营企业那里。仅仅整合这五家电力央企是不够的。

　　2、西北地区光伏和风电资源丰富，黄河上游还有较多的水电站，相比火电厂，水电厂还是赚钱的。风电和光伏有政府补贴兜底。而燃煤电厂是纯粹自负盈亏，与煤炭市场价格息息相关。在第二轮电改电力市场竞价上网的背景下，标杆电价和煤电联动早已失灵。如果不将各种类型的电厂统筹考虑，还是解决不了各个市场主体之间争夺有限的发电市场空间的矛盾。

　　3、由于内陆核电没有开放、核能供热/供暖还没有示范工程建成，五大发电、其他非核电能源央企以及地方能源集团的事业发展需求和投资冲动无处释放，只能是燃煤电厂优先，小机组不让干了，就上大的；纯发电不让干了，就上热电联供机组；有天然气资源的，就上燃气发电。据中电联最新数据，2019年新增发电装机容量1.1-1.2亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量6300万千瓦，其余为化石能源发电装机容量，约5000万千瓦，当然除了燃煤电厂，还包括燃气电厂、垃圾焚烧发电。所以要用体制和政策引导投资走向。

　　4、中国经济特点：省为实体是实、区域规划是虚。省内的能源行业，如果同时存在中央企业和地方企业，地方政府的支持重点一定是地方企业。在厂址获取能力、项目推动力度、燃料保障程度上还是有差别的。如何让地方政府、中央企业和地方企业能够形成共同优化能源系统和发电结构的合力至关重要，但是现在的办法实现不了这个目标。

　　5、电力行业政出多门，导致电力改革进退两难。发改委这边要两头放开、引入竞争，国资委这边要合并重组、做强做大；一会儿要市场配置资源、一会儿要计划配置资源、甚至行政主导资源。其实，站在电网调度的角度看，所有的燃煤电厂地位都是平等的。此外，所有的发电厂之间除了燃料种类、能源转化效率和碳排放数量有所差别，产品也都是一样的。所以，应该对所有的电厂统筹考虑改革方案，不然还是面临多个发电市场主体到电网调度这里去争取发电计划、争取更多小时数的矛盾。

　　03建议解决方案

　　建议以西北五省为试点，将所有发电企业的资产整合到一个以省为边界的发电集团公司中，这个省级发电集团公司承担资产运营职能，根据资产的具体数额，各个股东在发电集团公司中占有相应的股份。现有发电资产的股东方：中央企业、地方企业甚至民营企业都可以发电资产参与入股，这样一来，混合所有制就自动实现了。

　　股东方根据股份多少，组建起真正管用的股东会、董事会和监事会。职业经理人管理团队承担起安全生产和经营管理的职责。多种发电能源之间肥瘦互补、盈亏互济，统一核算。每个发电厂就相当于一个车间，专心培养和管理员工队伍、维护好设备、运营好电厂、做好安全生产即可。这样一来，建立现代企业制度、提高公司治理水平的目的也就实现了。

　　同时，五大发电和地方能源集团的集团总部自动转化为资本管理平台，不用再关心每个电厂的设备采购、发电计划和人员招聘计划了。这样总部人数就可以大幅度精简、或组织人力资源转型，开展政策研究、系统规划、区域性维护维修服务、智慧电厂建设服务、教育培训、以及其他互/物联网、大数据、云计算和共享经济时代的新业务开发工作。

　　此外，如果有现有股东之外的民间资本愿意投资入股，正好可以以较高的溢价增资扩股，资本运作也就自然实现保值增值了。