eo封面 | 过剩了，改革了，控煤了，华能能否继续做老大？
封面
五大危与机
编者按：
近期企业大佬间的会面，谈笑风生之后，多了对未来的严肃谈论。
有史以来最好的经营业绩，也不能令五大发电集团在此刻轻松地期待一个更美好的未来。
成立十余年间，五大发电集团经历了数次跌宕起伏，从低谷再回顶峰时，面对即将掀起的波澜，不容徘徊。
“未来几年，发电行业将会真正迎来触及生存问题的转变”，这一判断几乎已成共识。
2016年起的未来五年，以及更长一段时期，发电行业将必须应对越来越复杂的市场环境。经济新常态下，经济增速将保持在中高速水平，用电需求持续不振，发电量可能连续下降。过剩，是未来一段时间，发电行业最主要的特征。
尽管产能如此，低碳清洁能源依然是越来越重要的品种，水电、风电、核电、太阳能发电在“十三五”期间继续迎来发展机遇期。能为此买单，且必须为此买单的，只有一个，就是发电集团的主要利润支撑——火电。
买单的方式是，火电的利用小时将会持续下降。水电大省的火电利用小时已经不足2000小时，风电大省的火电利用小时已至3000小时。加之环保因素，火电生存空间会遭遇越来越大的挤压。市场竞争加剧，电力直接交易的全面推行，降低电价的任务，倒逼火电进退。
“春江水暖”，电力行业的企业家往往最先感受到环境的即将变迁。敏锐的企业已经为适应新的温度而转身。
领头羊华能集团决意寻求煤电清洁化和高起点发展核电的路径。规模一度领先的大唐集团曾希望用煤做文章建成综合能源集团，如今重回起点。华电集团以稳健著称，在水电、气电、油气多有布局。国电集团依托其独有的禀赋，成为首屈一指的风电运营商。规模最小的国电投胜在清洁能源比例一路领先，并列“核电三强”。
不同的起跑线，不同的方向，它们所向往的也未必是同一个终点。无论现在，还是未来，都需要为它们准备不同的评判标准。
也许谁也不能过早地预判哪只大象转身的方向会赢得未来。但愿必要的提醒，能令发电集团更加清醒，危与机可能不过是一线间的转换。
一边是无限的市场、靓丽的机会，一边则是模棱两可的未来，所有的转型期都是如此。
领跑者需要极大的突破，行业更倾向于乐见其成。游戏规则改变之后，谁才是王者
eo记者 文华维
津市滨海新区临港工业区，数个炉子高高耸立。中国第一台 IGCC（整体煤气化联合循环）发电项目十年前落户于此。
2012年11月，IGCC示范电站通过试运行。因为出色的环保指标，被认为是中国最环保的燃煤电站，各项纪录保持至今。
IGCC热如今已过十年，渤海湾之滨的这一项目如今依然成为各方关注的焦点，包括分管科技的副总理、已经卸任的美国能源部部长等。因为这一燃煤发电清洁化最前沿的探索可能左右能源政策及规划走向何方。
这一战略储备技术项目代表了中国低碳清洁能源发展的其中一个方向。走过建设期间的争议后，迎来更大的讨论——“哪一条路径会赢得中国能源低碳清洁发展的未来”。
尽管还没有最终答案，但这一结果在发电集团发展战略抉择的天平上，占据越来越重的分量。
对于长期致力于燃煤发电清洁化探索的华能集团而言，这是更急迫的事关危与机的考验。务实者最务实的判断和选择不一定成为潮流。
4年前，华能天津IGCC电站宣称通过72+24小时试运行，一时风头无两。
在国内，华能集团长期是IGCC发展的领导者。华能集团前任总经理在即将离任时专门强调，IGCC示范工程要做到在国内“第一个核准，第一个开工，第一个投产”。其接任者也强调“IGCC是华能天字号工程”。
随着气候变化博弈升温，2004年，华能集团在国内最早提出了“绿色煤电计划”。这一计划的核心是建设IGCC+CCS（二氧化碳捕捉及封存）一体化的电站。为此华能集团成立了绿色煤电计划领导小组，组长由集团总经理亲自担任。
气候变化博弈聚焦的二氧化碳减排将会极大地左右燃煤发电行业的前景。在可选择的范围内，发电行业应对温室气体减排的路径无非四条：一是上大压小，减少排放；二是发展核电；三是发展可再生能源；四是建设IGCC+CCS。
国家主管部门此时已有侧重和倾向，可再生能源成为最受重视的选择。各家企业依据不同的基础条件也作了不同的选择，无论何时看，当时选定的战略选择以及不同的布局都影响深远。
IGCC此时已是国内外一时之潮流。但由于其工程造价高、技术不够成熟，在国内始终存在争议。尽管这样，“绿色煤电”计划在国内引发了“IGCC 热”，多家大型发电企业和煤炭央企均竞相上马IGCC项目，试图完成技术上的储备和项目布局上的“卡位”。
知情人士说，当时合计有9个项目同时申报。时任主管部门负责人认为IGCC经过长时间发展，造价依然居高不下，不适宜推广。因此仅批准华能一家开展示范，天津项目至今依然是唯一一家纯发电的试验项目。
IGCC首个示范电站花落华能集团并不意外。在燃煤发电上，华能集团长期保持领先优势，持续引领清洁煤电技术进步，率先建设并运营中国第一台引进型６０万千瓦超临界发电机组、第一台国产６０万千瓦超临界发电机组。第一台100万千瓦超超临界发电机组也是由华能首先建成并运营。此后，国内首台超超临界二次再热发电机组，700摄氏度超超临界发电关键技术研发依然由华能集团摘取。
IGCC比其他技术更加复杂，横跨了电力和煤化工两大行业，工艺流程长，控制点数多，连接关系复杂。也因为如此，从2012年底投产至今，其运行一直不太稳定。2016年1月，华能集团总经理曹培玺说，IGCC目前已经实现了稳定运行80天。尽管刷新了稳定纪录，依然未能令业界满意。
这一轮IGCC热过后，其造价问题依然没能很好解决。
综合看待IGCC电站的煤气化环节和燃烧发电环节，其热效率并不比超超临界燃煤发电高。在立项之初，30万千瓦IGCC发电机组的环保指标可比对象为100万千瓦的超超临界机组，但是如果超超临界机组加装了超低排放装置和CCS设备，IGCC也就没有太大的优势。
但维持这一优势的代价是很高的。目前公开的资料显示，IGCC发电机组的造价超出常规燃煤机组的两倍有余。因此，能源主管部门曾有相关官员坚持认为还不如建设核电机组，严格控制示范电站项目上马。
在过去20年，因为造价高，数个项目均曾夭折，尝试者包括原国家电力公司、鲁能集团等企业。国家发改委原副主任张国宝曾撰文称，美国的一个IGCC项目拉动印第安纳州电力用户电价上涨17%。
山东兖矿国泰公司IGCC多联产项目可同时服务煤化工和发电，其是以煤化工的名义的立项、建设。副总经理张彦告诉eo记者：“按照目前的上网电价，全部用于发电，亏损很大。如果上网电价翻倍，勉强持平。”而用于煤化工则能维持较好的盈利。
这一项目越来越被视为技术储备，对于部分企业而言，这并不是一个好的信号。造价高与运行不稳定加剧了外界对其前景的担忧。国家能源局规划司相关负责人说：“IGCC要到2030年后才可能具备商业化应用的条件。”
到时，IGCC的竞争对手比目前多太多，推广的必要性将可能大打折扣。
IGCC电站的滞后可能令热烈拥抱它的企业陷入进退维谷的境地。引领者需要在此取得极大的突破，燃煤发电行业也乐见其成。
相比远虑，近忧正在走近。
长期引领清洁高效煤电发展的惯性和路径依赖在电力转型时期可能适得其反。领先者通常希望在其领先的领域做到极致，但游戏规则的改变会让整个格局大变，在原领域的领先恰恰是包袱。
自2002年以来，华能集团以燃煤火电资产优质、布局合理而著称，这也为其带来了最大的规模、最高的营收、最好的利润、最先进的技术，但不一定就是最美的未来。
在经济下行期，电力需求不振，装机过剩的局面将会维持相当一段时期。电力行业的拐点已经浮现。
根据中电联的统计数据，从2014年以来，全社会用电需求大幅下降。2014年，全社会用电量同比增长仅为3.8%，创1998年以来的新低，发电设备利用小时降至4286小时，其中火电利用小时“破五”，降至4706小时。2015年，全社会用电量仅增长0.5%，创1974年以来年度最低水平，全国发电设备利用小时“破四”，降至4000小时以下。
对于2016年，相关研究机构预计宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，电力消费增速将维持低速增长，电力供应能力总体富余、部分地区过剩。
中电联的预测是，预计2016年全社会用电量同比增长1%-2%（在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右）。火电设备利用小时将进一步降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份大用户直接交易操作过程中降价幅度较大，都将是大幅压缩煤电企业利润的因素。
发电行业的不景气，首当其冲的将会是燃煤发电机组。对于大型发电集团而言，此时研究火电的生存问题一点不为早。
新建设的火电机组也会进一步加速火电企业的“沦陷”。中电联发布的数据显示，预计全年新增发电装机达1亿千瓦左右，其中火电装机近500万千瓦；年底全国发电装机达到16.1亿千瓦，同比增长6.5%左右。
此时看，因为煤价不断走低，火电业务利润达到2002年以来最好水平。但降电价的刀将会落下又举起。
2015年底，国家发改委将燃煤火电上网电价降低了每千瓦时3分钱，按华能集团设定2016年目标的6097亿千瓦时发电量计算，这将会影响华能集团营收超过180亿元。
中央力推供给侧结构性改革，降低电价已经成为价格主管部门和电力企业的重要任务。中央财经领导小组办公室副主任杨伟民在中国经济50人论坛2016年会上直言：“对中央确定供给侧结构性改革的任务态度要鲜明、措施要有力，如果错过这个时间窗口，后果非常严重。财税部门不能因为财税不降低税率和费率，国资监管部门不能缩减国有资产的减量下不了决心，电力部门不能因为怕减少企业利润就不降低电费，地方政府也不能继续保护僵尸企业。”降低电价在当前成为一项前所未有的配合改革的任务。
除了价格主管部门一刀切地降低上网电价外，电力直接交易已经成为降电价的有力工具。全国境内31个省区已有25个省区相继开展了直购电交易。仅有北京、天津、上海、海南、青海、西藏等7个省区尚未开展。2015年全国直购电总量约3000亿千瓦时，比2014年的1540亿千瓦时增长近1倍。
在电力产能过剩环境下，哪怕地方政府不干涉，“以价换量”成为许多发电企业应对直购电的基本策略。
在多个省区，“价格战”的局面早已形成。与此前的“声讨地方政府对直接交易的行政干涉”不同，在部分省区，发电企业已经主动要求地方政府对电力交易进行行政干涉，以避免过度竞争。这一转变，凸显了电力直接交易竞争对发电经营的影响。
对于火电比例过高的发电集团来说，经营和利润可能都变得不可控。煤电板块过大，比例过高将会成为阻挡华能集团继续领先的重要因素。
截至2015年底，华能集团火电装机达到了12348万千瓦，占其总装机16063万千瓦的76.87%。非化石能源装机占比为23.13%，这一比例远远低于全国平均的34.13%。即便剔除天然气发电装机，燃煤发电装机比例也达到了71.24%。低碳能源比例为28.76%，落后于国电投的40%、华电的37.12%、大唐集团的30.49%、国电的29.94%。这一数据依然比全国平均水平要高。
纵观五大发电集团的数据，华能的非化石能源装机占比排名靠后。这是很多机构评判发电企业发展后劲的重要指标之一。
从目前的种种迹象判断，既有的游戏规则正在发生变化。习以为常的比拼可能失去意义，竞争者互相比拼的可能不再是领先者擅长的领域。利益和权力分化的格局中，需要进一步维系的合作者也大大增加。
由于过剩以及不断趋严的环保要求，煤电已经不大可能获得规模建设。继续上马燃煤发电机组显然已经不符合华能集团的利益，但会符合项目所在地的利益。他们的利益在新的秩序中愈发重要。
国家能源局局长努尔·白克力在能源局全面深化改革领导小组会议上说，严格控制煤电新开工规模，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。
但是投资惯性和其他潜在收益令投资难以刹住脚步。电力产能过剩加剧，以及自身煤电比重大的现实，倒逼发电企业必须加快调整电源结构，严控煤电发展节奏。其他的利益主体却未必顺应这一趋势。火电项目核准权限下放后，地方政府为了稳增长拉动投资，核准了一批煤电项目，煤电投资惯性依然存在。在五大发电集团中，华能集团煤电前期项目多、在建规模大，地方政府发展欲望强。
如何平衡这些复杂因素，将极大地考验领导者的协调能力。取得省一级政府支持，在地方拿到项目资源，到了经济下行期就按兵不动，通常不会是地方政府欢迎的合作方式。尤其在新一轮电改的格局下，审批和价格部分下放，“省为实体”的特征将会进一步强化，地方政府将会利用这一优势要求央企加大投资力度。对于中央发电企业来说，这一关可能尤其难过。
据观察，在新格局中，与省一级政府能否形成良好的战略合作关系，对中央发电企业能否在新一轮电改中参与分享改革红利至关重要。
此轮改革的指导性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，“鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务”，同时明确，“允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务”。
配电和售电将会成为发电集团新的业务板块和利润增长点，为发电企业进入下游带来发展机遇。新增的大型工业园区的配电和售电业务则被视为最具价值的业务。但中央发电企业深入地方工业园区发展配售一体化业务取决于地方政府的支持力度。如果能获得工业园区等配售电、供热业务资源，发电企业可以围绕上下游产业链拓展发展空间。
在目前的市场格局中，发电企业能争取到的最好的红利可能是在配售一体化方面有所突破。如果华能集团在此时加大与地方政府的合作力度，寻找优质的配售一体化资源，就能在新的市场环境中，再度取得明显的领先优势。
进入新的蓝海，华能集团才有机会真正从能源生产向能源生产与服务并重进行转型。
华能集团并非没有意识到其显著的短板，以及游戏规则的变化。过去几年，其一直在加快调整结构布局。在公开发言中，华能集团均强调要大幅增加清洁能源装机。其2015年的低碳清洁能源装机突破了4600万千瓦，是2010年的2.3倍。水电、风电装机分别突破2000万千瓦、1500万千瓦，燃机接近900万千瓦，年均增长率分别为14%、25.5%和15.1%，光伏装机从1万千瓦发展到100万千瓦。
华能要继续维持领头羊的地位须加大低碳清洁能源开发力度。在其发展规划中，积极发展水电排在首位。
水电是华能的传统优势。在2002年，国家重组国家电力公司发电资产时，华能分得了澜沧江，这被视为最优质的水电资源之一。其他四家，大唐获得广西的红水河，华电拿走了贵州的乌江，国电则入主清江和大渡河，中电投独占了黄河上游和五凌水电。
凭着澜沧江流域，华电集团的水电资源在五家中一枝独秀。2015年，以排名第三的水电装机容量贡献的水电发电量排名第一，其优质程度可见一斑。
此后的水电开发，华能倚重的是澜沧江中上游，进军西藏段水电项目，同时布局雅鲁藏布江流域，此前雅江干流首座水电站藏木水电站已经投产，华能在雅江的争夺中首先落子，正推动林芝水电站项目纳入国家“十三五”规划。
但是西藏水电开发难度比西南其他地区的高出很多。最直接的制约因素至少包括地理位置偏僻、交通条件差、施工难度大、送出距离远、环保问题突出、文化差异明显等。目前的特高压输电争议亦可能蔓延至西藏水电送出问题上，必将影响开发及送出进度。
2013年国家出台了“以电力消纳地平均上网电价”核定水电上网电价的新机制。对于相当部分地区的水电站而言，这是一个极大的利好，因为此前其上网电价被认为偏低。
但是西藏地区的水电开发恰恰可能会受制于这一新机制。旧的定价机制，水电站的上网电价综合考虑了建设开发成本和预期利润，保障了水电站的合理回报。西藏地区水电开发成本将远高于其他地区，如果西藏水电也都只能“以电力消纳地平均上网电价”核定水电上网电价，那么西藏水电的效益可能没有想象的那么美好。
如果高于电力消纳地的上网电价，需要花极大的精力说服地方政府，当地的发电企业更加不愿接受。已厉兵秣马的发电集团该对此有清醒的认识。
除了水电，华能集团把调整结构布局的重心放在了核电，核电运营资质则是其需要扫除的最后障碍。
核电将会成为中国东部及部分中部地区的重要能源来源。随着东部对环境要求的进一步提升，燃煤发电空间将会进一步被挤压。对主管部门而言，核电是最好的替代。
国家能源主管部门曾测算，发展规划中减少核电装机规模，对整个能源结构的影响将非常大。福岛事故后，能源主管部门在讨论核电发展规划的规模，每减少1000万千瓦的核电装机，整个电力系统中需要增加装机5500万。整体的设备利用小时需要降低130小时，跨省区电力输送要增加2500万千瓦，整个电力系统总成本要增加6000亿元。
“只是减少了1000万千瓦的核电装机，就要产生这么大的输电效应，可想而知核电之供应能力。”国家能源局相关官员说。
如果抢占不到核电的蛋糕，发电企业相当于失去了在东部的底盘以及未来。而业界对华能集团在核电领域的角色有颇多讨论。
下注IGCC的同时，华能也在核电有所布局。
华能集团与清华大学合作，另辟捷径，控股了国内首座高温气冷堆示范项目——山东石岛湾核电站。这一装机容量20万千瓦的项目，华能持股47.5%，中核建公司持股32.5%，清华大学持股25%。除此外，华能在山东的海阳核电站、海南的昌江核电站均有持股。其中昌江核电站一期已经投产，华能集团持股49%。
有了其控股项目和比例极高的参股比例，华能成为核电牌照的最有力竞争者。在一次公开活动上，华能石岛湾核电公司负责人对eo记者说：“自认为就是有核电运营的资质。”
此前热议的《核电管理条例》起草中写进核电业主要求。五大发电集团均派员参加了条例起草的研讨。
在其中一个版本，业主的准入要求为三条：一是国有企业，二是已参股核电33%以上，第三则拥有10年核电运营经验。“这也是每次开会讨论最大的，估计最终的参股比例要求和运营年限会有调整。”一位与会者对记者说。华能集团早已符合上述三点要求。
上述要求意味着一定比例的参股也被视为运营经验，但是必须是完整参股，“半路买别人的股份不算”，而且要从前期工作开始。之后的讨论，部分发电集团要求把参股比例降低到20%。
除此外，发电集团方面更热心讨论的方案是技术与业主分开，数家技术公司，业主牌照则会放开，由业主自由选择技术方案。这一方案被认为最符合发电企业的利益。
目前，投资者与运营者是一体的，导致很难全面放开。投资与运营不分开，小股东利益没保障，不用说民营资本不愿投资，国有资本也担心。而随着中电投集团与国核技合并，“技术商与运营商分开”方案的可能性微乎其微。
“根据目前的形势判断，估计华能、中核建最有可能拿到核电牌照。”华电集团一位核电从业者说。到了那时，将会是一个新的开始。
高资产负债率、西部小水电、煤化工——头顶“三座大山”，大唐“移山”数年，继续奋斗。想知道大唐的故事？明日待续。
Tips
现在登录 www.eothinker.com，能抢先看到2016年3月刊所有文章噢！