eo封面 | 煤电为主，新能源新政策，国电如何面对不确定性？

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4国电跨越

国电或许不是五大发电集团中日子最难过的一家，但电源结构和资产状况的尴尬显而易见

eo记者 何诺书

“在经济下行压力加大、电量电价‘双降’的严峻形势下，我们主动扛起‘保增长’责任，采取一系列措施，夯实生产运营基础，筑牢营销、燃料和成本资金‘三条防线’，实施‘新机生效、治亏见效、降本增效’经营策略，加快综合产业转型升级，存量资产经营水平进一步提高，全年利润同比增长32.1亿元。资产负债率同比下降1.01个百分点”，在中国国电集团公司年度工作会上，董事长乔保平这样总结国电过去一年的经营成绩。

正如他所说，经济下行+电量电价双降的主题贯穿了整个电力工业行业的2015年，发电集团不但经历了前所未有的一年，还将面对一个过剩的“十三五”。国电除了面对这种普遍的下行压力，其以煤电为主装机结构也为集团带来更多挑战，而作为其传统优势的可再生能源板块在新的政策环境下，也将面临更多不确定性。

国电或许不是五大发电集团中日子最难过的一家，但其电源结构和资产状况带来的尴尬显而易见。

火电两难

在五大发电集团中，国电是火电装机比重较高的一家。“十二五”时期，60万千瓦级以上机组占比在2015年达到48.7%。火电仍是国电集团的主要利润支撑，尽管在可再生能源领域占据优势，该板块对集团总体利润的贡献度仍不够高。在当前形势下，如此倚重火电的盈利结构必将面临严峻考验。

在这样一个过剩时代，能源消费减速换挡，产能过剩的风险在火电领域更为凸显。2015年，全国火电平均利用小时4329小时，创1978年以来新低，像国电这种以火电为主要支撑的发电集团，在这一时期，危机显得尤为明显。

2015年12月31日，国家发改委宣布进一步完善煤电价格联动机制，在新的煤电联动办法实施下，火电电价有可能进一步下调。不但面对着大环境下的共同劣势，国电对比其他发电集团还存在另一个问题，即其火电机组分布情况并不理想。

在高电价、高负荷的东部地区，国电机组分布相对较少，比如广东，国电如今只有一家热电厂，装机容量700MW，另外如山东、浙江等省份，装机规模也不大；而在中西部地区，如新疆、山西等电价较低的省份，装机容量分布比重较高。这导致国电的火电机组难以拿到较高电价。

再看看目前国电的供电煤耗数据，2015年全年完成供电煤耗310.4克/千瓦时，同比降低2.4克/千瓦时，但这个数据放在五大里并不突出，反而相对落后。查看国电火电机组的分布数据，也能发现其小机组较多，效益不高。

在这样的态势下，国电的火电板块可能面临较大的减利风险。据测算，火电电价的调整对国电集团的利润影响突出，根据国家规定，每度电下调3分钱，加上上一年电价下调翘尾，可能影响其利润达100亿元。

国电内部对其劣势也有清晰认识，因此，乔保平在工作报告中关于“十三五”的战略调整策略里，把“推进布局结构战略性调整”放在第一位，强调严控火电投资规模，精选建设大容量高参数机组和综合效益较好的热电项目。

可再生能源双刃

“十二五”时期，国电集团总装机由9532万千瓦增长到13500万千瓦，新能源和可再生能源装机占比由20%提高到29.9%，火电60万千瓦及以上机组占比由38.3%提高到48.7%，风电装机由897万千瓦提高到2303万千瓦，成为世界第一。

作为五大里新能源和可再生能源装机容量最高的集团，国电在新能源领域的布局和规划从一开始就占据了一定的优势。

2006年起，一直到2012年行业第一次萧条到来之前，中国新能源和可再生能源产业处于一个狂飙突进的高速发展时期。这一时期，国家政策从电价、财政补贴、规划开发等出台了一系列政策，力推可再生能源的崛起和发展，中国风电的发展尤其瞩目，2011年中国风电累计装机容量就已经跃居世界第一。

尽管在当下，由于中国固有的能源格局和可再生能源的特性，可再生能源的发电量占比仍较低，但在巴黎协议的大框架和2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达15%的整体规划下，可再生能源装机容量及发电量仍将继续扩大，根据初步规划，“十三五”期间，风电和光伏计划分别达到2亿千瓦和1亿千瓦以上的装机容量目标。对发电集团来说，占领可再生能源领域的先机对把握未来的发展局势具有重要意义，对国电来说，未来新增装机也将主要以新能源和可再生能源为主。

国电是五大发电集团里最早进入可再生能源领域并建成较大规模可再生能源装机的一家。2002年电力体制改革中，龙源电力被划归给国电，这是国内最早开发风电的专业化公司，这奠定了国电在可再生能源领域领先的基础。2009年，龙源成功在香港上市，随后，国电旗下另一家涉足可再生能源服务系统的子公司国电科环也于2011年上市。国电基本形成了领先于其他集团的可再生能源布局。2011年，国电集团的发电装机达到10002.6万千瓦，成为继华能、大唐之后第三家装机容量突破1亿千瓦的发电集团，同时，乘着可再生能源发展的东风，可再生能源发电比例达到20.5%，成为可再生能源发电领军企业。

从资产分家到进入圈地，从上市到享受可再生能源的财政补贴，国电都因为先行一步而在可再生能源领域占据优势。但在接下来的“十三五”，这一优势很有可能产生变化。

自2009年国家发改委对风电实施上网标杆电价政策以来，中国风电的高速发展每年都会耗费巨额财政补贴；2013年，发改委颁布《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，确定了地面电站及分布式电站的补贴电价，可再生能源财政补贴的负担越来越重。一方面，风电装机“十三五”初步规划达到2亿千瓦，另一方面，光伏的崛起也正嗷嗷待哺，但摆在行业面前的却是可再生能源补贴池的日渐干涸。

2014年，风电行业第一次传来下调上网电价的消息，当时引起了一片哗然，一些发电集团开始测算可再生能源电价附加基金能支撑多久。从2009年开始，该基金就已经呈现入不敷出的情况，该年度的缺口为13亿元；随着可再生能源的发展，该基金的实际征收金额和补贴需求之间的差距越来越大，2010年基金缺口达到20亿元，2011年激增到100多亿，到了2012年该缺口数额达到历史性的200亿。于是，2013年，国家发展改革委发出通知，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱，上调接近一倍。仅仅两年之后，2015年年底，发改委再次调整电价结构，将可再生能源电价附加征收标准提高到每千瓦时1.9分钱。一度电里附加的可再生能源补贴越来越多，也给财政带来更大压力。

另一方面，财政压力也开始倒逼可再生能源降价。风电上网电价下调并确定还会逐年下降，国家以此力推可再生能源迈向平价上网。按照这样的发展趋势，可再生能源补贴政策的可持续性疑问更加凸显。国电内部预测，到2020年，风电、光伏发电将会取消补贴，实现平价上网，在运的新能源项目电价也存在下调的可能，如此一来，新能源投资效益将进一步收窄，加上日益严峻的限电困局，国电在可再生能源领域的装机优势可能转而成为新的负担。

低效资产包袱

国电近年来累积不少低效无效资产，成为集团的沉重包袱。2008年，在多晶硅已初现饱和的情况下，国电仍组建了国电内蒙古晶阳能源。当时进入多晶硅领域的考虑在于内蒙古政府将多晶硅和煤炭资源捆绑，国电除了看好当时多晶硅的发展前景，更多的是看重当地的煤炭资源。但如今，整个多晶硅行业全面过剩，价格持续下跌，企业普遍亏损。国电的部分光伏资产也可以说是一盘鸡肋，2015年，国电将内蒙古等地的五个光伏电站卖给联合光伏，西北地区的三个项目出现巨额亏损，负债高企；国电科环旗下的国电光伏也因为面临经营及财务挑战而公告关闭若干光伏生产线，而国电科环本身2014年就亏损3.93亿元，这次关闭光伏生产线后初步评估预计将确认资产减值及其他损失约40亿元，将导致2015年度的股东应占溢利同比大幅下降。

此外，国电的煤化工、铁路、小煤矿、小水电等领域也充斥着无效低效资产。从2012年开始，国电就开始着力剥离这些资产，集中处置煤矿和煤炭公司，包括平煤长安能源、益阳发电、内蒙古国电能源投资等。乔保平在年度工作会议报告中提出，“要抓住国家推动处置‘僵尸企业’、去产能的时机，研究利用扶持政策，坚决退出低效无效和不具备竞争优势的业务。要坚持依法合规，严格履行程序，创新处置方式，妥善安置职工，严防国有资产流失，争取整体处置收益最大化。”据了解，国电将处置低效无效资产的突破点放在光伏、中小煤矿、小水电、多晶硅等项目上，但总体来说，在煤炭、多晶硅行业整体形势持续下行的情况下，这些领域的退出仍面临较大困难，低效无效资产仍可能持续侵蚀集团利益。

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