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到底如何化解能源过剩产能？读完这篇文章你就全懂了
来源:申万宏源 李慧勇
产能过剩从根本上说是供需之间的错配带来的动态不均衡。因此，解决产能过剩只有两条途径：创造需求或毁灭供给。如何创造需求，给谁需求？给多少？另一方面，毁灭哪些供给，怎么毁？不仅仅是经济问题，更多的是政治考量。
导读：产能过剩从根本上说是供需之间的错配带来的动态不均衡。因此，解决产能过剩只有两条途径：创造需求或毁灭供给。如何创造需求，给谁需求？给多少？另一方面，毁灭哪些供给，怎么毁？不仅仅是经济问题，更多的是政治考量。
中国煤炭行业供需情况及产能和库存摸底
经济增速放缓导致能源消费增速下降。重化工业进入尾声，能源消费弹性下降。2010年以来我国GDP增速下降，能源消费弹性跟随下降，意味着我国重工业化阶段迎来尾声，中国经济增长由高速增长向中高速增长平稳过渡的特征明显。受经济转型的影响，2011年以来我国能源消费弹性不断下降，由2011年的0.77下降至2014年的0.3。在&十三五&期间GDP年均增速为6.5%、能源消费弹性系数为0.38的前提下，我国能源消费增速预计为2.5%，较&十二五&期间前四年年均增速4.3%大幅下降。
能源消费结构调整，短期内煤炭一次能源消费占比难以大幅下降
中期能源消费结构调整叠加长期经济下台阶。由于经济转型升级的需要以及能源环境承载力边际上下降，环境及节能降耗的要求与日俱增，国务院于日公布的《中国制造2025》中规划，2020年规模以上单位工业增加值能耗比2015年下降18%;到2025年比2015年下降34%。
2014年，全国单位国内生产总值能耗下降4.8%，降幅比2013年的3.7%提高1.1个百分点。《十二五规划纲要》中要求清洁能源比重将大幅提升，17年煤炭占我国一次性能源消费下滑至65%以下。而 14年煤炭占我国一次性能源消费已经达到66.26%，基本可以提前实现17年规划目标。
2014年6月国务院印发《能源发展战略行动计划(年)》(以下简称：《行动计划》)，计划到2020年，一次能源消费总量控制在约48亿吨标准煤，煤炭控制在约42亿吨(天然煤)，占一次能源消费比重控制在62%以内，非化石能源比重达到15%，天然气比重达到10%以上，核电装机容量达到5800万千瓦，风电装机达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦左右，地热能利用规模达到5000万吨标准煤。
根据这个目标，我们结合实际情况和前文所述&十三五&期间能源消费增速2.5%，进行能源消费结构测算，预计到2020年，我国煤炭消费35.66亿吨，占比58.91%。
在能源消费结构调整的过程中，存在变数较大的天然气消费恐难以实现大规模替代煤炭消费。《行动计划》中计划到2020年，我国天然气消费比重达到10%。2014年我国天然气消费量1855亿立方米，预计2015年我国天然气消费量为1966亿立方米，如果到2020年我国天然气消费量占比达到10%的话，2020年天然气消费量需达到3786亿立方米，年天然气消费年均复合增长率则需达到14%才能实现。
当前我国煤炭供需形势仍然紧张，产能过剩严重。据中国煤炭工业协会披露数据显示，截至2015年底，全国煤矿总规模为57亿吨。其中，正常生产及改造的煤矿39亿吨，停产煤矿3.08亿吨，新建改扩建煤矿14.96亿吨。另外根据国家统计局数据，目前，我国有规模以上煤炭企业6850家，煤矿1.08万处，平均单井生产能力不到35万吨/年。其中，小煤矿7000多处(9万吨以下煤矿5400多个)，产量不到20%，安全事故占70%以上。据统计局数据，2015年全国煤炭产量累计完成36.85亿吨，同比下降3.5%。2015年全国煤炭销量累计完成34.61亿吨，较上年减少2.19亿吨，下降5.96%。
进口煤冲击国内市场，催化行业去产能。低成本进口煤持续冲击国内煤炭市场，催化行业产能去化。2010年以来我国煤炭进口量大增，低成本进口煤对沿海煤炭市场形成冲击，尤其是2012年上半年，澳洲进口动力煤煤价与国内煤价平均相差93元/吨，进口煤激增，使得2012年我国煤炭进口量同比增幅高达58.18%。2013年煤炭进口量突破3亿吨大关，高达3.3亿吨。直接导致2012年6月以来动力煤价格大幅下行，由800元/吨下降至当前400元/吨，降幅高达50%。
该情况到2014年在国内煤炭消费需求的大幅下滑和国内外煤价差额不断缩减的双重作用下，方得到一定程度的缓解。在2014年煤炭进口量开始下滑的基础上，15年由于澳洲BJ国际动力煤价格指数趋稳定于60美元/吨左右，而国内煤价进一步下滑，导致2015年国内煤炭进口量进一步下滑。2015年累计进口2.04亿吨，同比下降29.9%。
虽然进口量大幅下滑，但是并未能提振国内煤市，煤价大幅下跌导致业内亏损面大幅上升，进而造成煤矿停产面不断扩大产能淘汰加速。据国家统计局统计数据显示，我国煤炭开采和洗选业企业亏损面已由2011年的11.1%攀升至2014年的27.18%，而截止到2015年11月，该比例已经上升至31.66%;另外据中国煤炭工业协会发布的《2014年煤炭经济运行分析》报告中称，2014年全国规模以上煤炭企业亏损面70%以上;而日财政部发布称，2015年前8个月全国国有及国有控股煤炭企业累计亏损28亿元(去年同期盈利398亿元)。煤炭工业协会统计的90家大型企业前8个月利润9.7亿元，同比下降97.7%(去年同期盈利427亿元)。内蒙古、山西等主要产煤省份出现大量中小煤矿出现关停。成本冲击催化产能整合力度。
火电装机增长低迷，电煤消费进入平台期。火电装机占比下滑成为趋势，电煤消费总量中期缓慢下滑。中电联统计数据显示，2015年前三季度，全国6000千瓦及以上火电装机9.47亿千瓦(其中煤电8.55亿千瓦)，同比增长6.8%，火电设备利用小时数3247小时(其中煤电3330小时)、同比降低265小时，连续20个月同比降低，如以较为正常的5500小时计算，全国火电机组过剩2.88亿千瓦，以更高效率的6000小时算，全国火电机组过剩超过4.34亿千瓦。此时火电机组过剩已经成为不争事实，尤其在丰水年份，火电过剩状况将会加剧。
2015年全国发电企业发电量完成5.62万亿千瓦时，同比下降0.2%。其中：火电完成4.21万亿千瓦时，下降2.8%，水电完成9960亿千瓦时，增长4.2%。2015年全国重点发电企业累计供煤11.11亿吨，较上年减少1.57亿吨，下降12.4%;累计耗煤11.34亿吨，较上年减少1.09亿吨，下降8.8%。受火电装机容量占比、新增装机占比以及火电发电量占比均呈现下降的影响，以及今年水电发电量的快速增长，火电利用小时数和耗煤总量明显下滑。此外，燃气机组替代燃煤机组方面，从装机规模和经济角度而言，燃气机组替代燃煤机组机会几乎为零。按照目前气耗水平，在燃气电厂负荷100%的乐观前提下，2020年天然气发电用气量将达到680~800亿立方米。就规模而言对于煤电而言冲击微乎其微。就经济效益而言，在当前燃煤电厂技术已经可以实现&近零排放&的条件下，燃气电厂并无环保排放优势，反而其具有先天劣势，在当前天然气价格的前提下，燃气电厂发电成本是约0.7-0.8元/度，而燃煤电厂发电成本约0.2-0.3元/ 度，燃气发电成本是燃煤发电成本的2-3倍。在无法实现天然气价格改革，使得燃气发电成本较燃煤发电具有绝对优势的前提下，国内燃气发电替代燃煤发电难以大规模实现。
钢铁行业去产能打压焦煤需求。钢铁行业去产能逐步推进，抑制钢铁行业煤炭消费。日，国务院召开专题会，专题会称化解过剩产能率先从钢铁、煤炭行业入手，未来两到三年内，煤炭和钢铁两行业将通过行政手段大范围去产能。
2013年11月国务院颁布《关于化解产能严重过剩矛盾指导意见》(以下简称&意见&),指出在提前一年完成&十二五&淘汰落后炼铁产能7500万吨、落后炼钢产能4800万吨目标的基础上，2015年前再淘汰1500万吨炼钢产能;并推进河北、山东等六地区产业结构调整，分散钢铁产能，推动城市钢厂搬迁，未来五年压缩钢铁行业产能超过8000万吨。
在&十二五规划&和&意见&的指导下，自2011年后，国内钢铁行业固定资产投资增速开始转为负值，固定资产投资逐年下滑，至2014年钢铁行业固定资产投资增速已经下降至-5.9%。国内钢铁生产消费增速开始逐年放缓，2014年消费增速降至0.8%水平。但国内钢铁产量增速虽大幅放缓，但仍旧保持在5.6%的水平，远高于消费增速。
从中央去产能的坚决态度上来看，预计未来三年粗钢产量将会逐年小幅下降，考虑工艺改进、节能减排和淘汰落后等因素，预计未来五年钢铁行业煤炭消费量将呈现逐年小幅下降的态势。
煤炭行业去产能路径分析
产能过剩从根本上说是供需之间的错配带来的动态不均衡。因此，解决产能过剩只有两条途径：创造需求或毁灭供给。从这个意义上来说，存在两类不同的产能去化路径：一类是创造需求视角下，追求需求增速大于供给增速的相对去产能;一类是毁灭供给视角下，产能绝对规模收缩的绝对去产能。新一届政府转型思路下，中国中上游行业产能中长期过剩已成不争的事实。脱离一些短期因素(如进口冲击及库存周期等)，我们从历史经验与国际比较出发，将注意力集中于中长期视角下中国煤炭行业供需格局中产能去化的路径选择。
当商品供给弹性大于需求弹性时，发散的蛛网式供给加速形成，最终导致产能过剩，此后拐点出现供求弹性互换，市场进入产能淘汰阶段。纵观历史，从产能建设到产能清理，一般会经历15-20年的商品周期。从煤炭行业情况来看，2012年行业固定资产投资增速刚刚下台阶，按照3-5年的建设投产进度，预计产能增量释放将持续到年。
中国煤炭产能去化：政策强力干预，各省路径略有不同
我国将实行行政去产能方式，缓解当前煤炭产能过剩问题。李克强总理1月4日在太原召开&钢铁、煤炭化解过剩产能实现脱困发展工作座谈会&。据参会企业转述，会上李克强总理强调，中央财政将出资1000亿元，以地方政府配资的方式，用于去产能过程中的人员安置。同时鼓励企业重组和产业链整合，内部转岗安置人员。严控行业产能，严控总量、压缩存量;同时完善债务处置、不良资产核销等政策。与之相呼应的是，发改委在2015年年底向部分煤炭企业下发的《关于缓解煤炭企业困难相关措施(征求意见稿)》进一步将煤炭行业去产能的办法具体化。财政部于日下发《关于征收工业企业结构调整专项资金有关问题的通知》，称为支持工业企业结构调整，经国务院批准，1月1日起征收工业企业结构调整专项资金。按照2015年全国分省发电量数据计算，全国电力企业合计约缴纳467.54亿元(河北、内蒙古两省为估算额)。每年470亿元左右的资金规模，完全符合中央计划用2-3年出资1000亿元去除煤炭行业10亿吨产能的预期，为钢铁、煤炭行业的去产能提供了有力保障。
上述系列政策显示，我国政府将采用行政命令直接关停式的去产能方式。而且政府将通过解决关停煤矿带来的人员就业问题来实现直接而有效的去产能。
根据我国政府目前准备出台的相关去产能政策，我国主要产煤省面临不同的产能去化方式和路径：
山东、安徽、河南政策主导，退出难度不大：我国山东、安徽、河南地区接近消费地，因此供给弹性相对较大。由于两省资源赋存条件的逐步恶化，吨煤开采成本逐年上升，价格下降与成本上升的双向挤压导致盈利加速下滑，随着两级政府(中央和地方)人员安置专项资金的到位，遣散人员后，预计小煤矿退出难度不大。
目前安徽、山东等多个省份已经先后出台煤炭产能淘汰计划。根据安徽省煤矿整顿关闭工作计划，年产9万吨以下小煤矿将全部淘汰。近期，东兖矿集团也下发了《兖矿集团有限公司关于2016年减员增效工作的意见》，其中指出兖矿集团将按照&三年减员分流2万人&的总体目标，2016年减少分流各类用工6500人，力争7000人，节支降本增效8亿元(目前兖矿集团总员工有10.5万人)。
内蒙市场主导：小煤矿关停收缩产能弹性，煤化工创造新用煤需求。内蒙由于开发时期适逢上升周期，因此小煤矿大量建设，存在产能绝对去化压力。从供给角度来看，由于远离消费地，以及短期内煤化工项目尚未大量投产，因此，内蒙新疆市场导向关停动力较强，供给收缩有望。另一方面，随着2015年煤化工开始逐步投产，拉动地方煤炭需求。
山西、陕西难度最大，预计单独出台政策：产业集中度提升是方向，供给弹性收缩是目的，政策要避免干扰小煤矿关停进度。山西陕西煤炭产量占全国煤炭产量的1/3，因此，产能去化的主要方向为关停小矿或鼓励大集团收购优质小煤矿，降低供给弹性。从行政手段方面，山西小煤矿产量占比较高，其在关停难度上大于安徽河南。而从税收政策上，当前大型煤炭集团盈利能力仍然好于小煤矿，此时政府盲目降低税负只会延长小煤矿的生存期，导致产能去化进度放缓，行业盈利始终在低位徘徊。因此，山西陕西的产能去化需要市场引导低盈利中小矿井关停，避免短期保护性政策导致的行业长期低迷。
向下游产业发展消化产能成为可能
煤炭产能过剩和国企属性特质导致了煤炭企业难以去产能，倒逼煤炭企业开始向下游产业发展，消化自有产能。发展自有煤化工和坑口电厂成为煤炭企业的出路。
新型煤化工项目的造价都呈现投资大、风险高的特点。投资金额大主要表现在单位产能投资额上，以煤制油为例，单位产能1万吨，传统炼油项目投资额为1200万元，而煤制油投资额则超过1亿元，二者相距10倍。另外煤化工产品的成本中厂房、设备等固定成本与原料价格等可变成本各占50%，其中原材料煤炭成本占30%左右。而石油基化工产品成本构成中，原油所占成本比例接近80%;且化工产品受油价波动影响较大，煤化工固定成本占比较大增加了投资风险性。巨额投资和高风险特征决定了煤化工的投资主体是具有较强资金实力以及能够获取审批的大型煤炭企业，中煤能源等大型煤炭企业最有可能。
随着国内特高压建设的开展，煤炭企业开始开始由&输煤&转变为&输电&，发展煤电一体化实现煤炭产能就地转化。同时由于坑口电厂门槛低的原因，各煤炭产出大省均出台相关政策鼓励发展坑口电厂。受益于煤价超低，火电毛利率上升，各煤炭企业均开始着手开展电力行业投资，谋求产业链发展，消化煤炭产能。
炼油行业产能和库存情况及预测
炼油行业产能和库存现状。2014年我国原油一次加工能力达到7.46亿吨，其中中国石化和中国石油分别占比为39%和24%，形成第一梯队;陕西延长和中国海油等央企合计占比达16%，为第二梯队;地方炼厂(简称地炼)的数量多达147家，占比高达62%，但产能占比仅为21%，为第三梯队。
2014年我国原油加工量为5.02亿吨，行业整体开工率仅67%，显著低于美国(89%)和欧盟(78%)，且开工率由2010年约82%的水平下降至2014年不足70%，4年时间下降了12%;而同期世界平均开工率从2010年的82%下降至2014年的80%，4年仅2%。
与炼油行业开工率持续下降形成对照的是，我国原油库存呈现温和上涨，至2015年11月上升至122(2011年12月设为基期100)。成品油库存尽管存在明显的周期性，总体上并未出现明显上涨。考虑到原油加工量自2010年以来年均增长率在2%~6%之间，若以当月原油加工量衡量，则我国原油库存水平实际并未出现明显上升。
我国炼油行业开工率偏低的主要原因在于石油市场的限制：我国除三桶油和陕西延长以外的产能(约2.11亿吨)外，其它企业受原油进口和市场的限制，开工率往往低于40%。从下图也可以看出，炼油企业开工率与加工原料中原油比例高度相关，即行业开工率低下、产能过剩的主要原因在于我国对企业进口原油的限制。
炼油行业整体加工能力过剩、低端产能面临淘汰
从去产能的角度来看，我国炼油行业整体加工能力过剩，新建产能将大幅减少，而大量低端产能面临淘汰。2011年4月，国家发改委公布的《产业结构调整指导目录(2011年本)》对国内新建炼厂提出严格的准入规定：限制新建1000万吨/年以下常减压装置，同时对其他炼油深加工和乙烯装置规模门槛提出限制。其中，石脑油裂解制乙烯装置门槛保持在80万吨/年，限制150万吨/年以下催化裂化、100万吨/年以下催化重整、150万吨/年以下加氢裂化生产装置的新增产能投产;同时淘汰200万吨/年以下的常减压装置，充分体现了国家&上大压小&的调整方向。
展望未来，大量低端产能将被逐步淘汰，而符合国家标准的地炼则有望获得原油进口配额，得以升级改造。日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进口原油使用管理有关问题的通知》(发改运行[号)，规定炼油企业在装置规模、能耗、产品质量、环保标准、安全记录、淘汰落后产能等方面达到要求的，可以申请进口原油。2015年以来，共有13家地炼企业获得原油进口配额，合计5309万吨，同时作为条件，一共淘汰了3807万吨的一次加工能力，保留6070万吨，淘汰比率达39%。
根据《通知》，为了获得原油进口配额，200万吨一次加工能力以下的装置必须进行淘汰，目前我国共有19家地炼一次加工能力超过200万吨，合计能力为7800万吨，共有144家低于200万吨(考虑了被中国海油和中国化工收购的小炼厂)，合计能力为8967万吨。
我们测算，如果大力淘汰落后产能，&十三五&期间可能淘汰7720万吨地炼加工能力。
新增炼油能力前景可能将有所好转，由于产能过剩和油价巨幅波动，部分炼油项目尤其是新建项目出现了推迟。根据中国石油经济技术研究院的项目汇总，年期间，我国主营炼厂炼油能力将增加1.09亿吨。考虑到优质地炼和国营炼厂的扩建冲动，我们预测未来五年全国实际增加的炼油能力为1.4亿吨。
炼油行业需求端预测
我国炼油工业的整体需求可以通过汽油和柴油这两种主要产品来刻画。汽油基本全部用于车用燃料，柴油主要为车用，另外还可用于船舶、农用机械、发电等领域。在我国，乘用车大多是汽油车，而商用车大多是柴油车。
由于我国柴油消费量(2014年：1.73亿吨)一直高于汽油消费量(2014年：1.05亿吨)，因此原油加工量的同比增速更为贴近柴油。
我国汽油消费量持续高速增长，而柴油陷入低迷，我国柴汽比(即柴油与汽油的产量比值)迅速下降。
2014年开始我国宏观经济增速出现放缓趋势，国内乘用车和商用车的销量增速显著恶化，我国汽柴油消费也遭遇瓶颈。国内汽柴油消费与乘用车和商务车销量密切相关。
未来我国汽柴油消费仍然可能面临以下困难：
1.消费税提升以及汽柴油国标升级带来的价格上涨，一定程度上抵消了原油价格下跌对成品油价格进而对消费的影响。以上海为例，2013年9月中旬国Ⅳ93号汽油的零售价格为7.96元/升(含消费税1.0元/升)，2015年9月中旬国Ⅴ92号汽油的零售价格为5.88元/升(含消费税1.52元/升)，变化幅度为-26%，但同期Brent原油价格从109美元/桶下降至48美元/桶，变化幅度为-56%。
2.城市的交通拥堵、停车位紧张以及限行限购打压汽车数量增长。
3.LNG车和电动车对传统燃油车市场的侵蚀。
综合考虑这些因素，我们预测未来五年全国原油加工量的CAGR为3.5%，低于年5.9%的水平。
2020年之前炼油行业开工率有望提升。结合我们在前面分析的供给端和需求端的变化，我们预测炼油行业的整体开工率将从2014年的67%上升至2020年的77%，同时随着大量低效产能被淘汰以及兼并收购的开展，行业竞争格局和秩序将会更为健康。发改委主任徐绍史在2016年1月首次提到&&十三五&期间应减少政府对价格形成的干预，成品油价格将完全实现市场化&，整个市场化进程将在2020年之前完成。
因我国汽油消费旺盛，2012年以来汽油的净出口比例基本保持稳定，而随着我国柴油走向相对过剩，净出口量逐年上升。预计未来柴油出口比例仍将进一步攀升，但考虑到全球过剩炼油能力可能回升，全球成品油市场的竞争格局将会更加激烈。
火电产能过剩环保提标加速小火电淘汰
用电需求疲软装机持续增长。全社会用电需求疲软，用电增速持续下滑。2015年我国全社会用电量55500亿kWh，同比增长0.48%。增速较2014年回落了3.3个百分点，为1974年以来年度最低水平。近3年全国发电设备平均时数增速为负值，电力设备平均利用时数逐年下滑，且下滑速度有逐年扩大的趋势。
发电装机容量持续增长，火电仍是发电主力。截至2015年末，全国各类发电装机容量合计15亿kW，同比增长11%。装机容量增速远超用电需求增速。从发电类型上看，火力发电装机占比65.72%，仍占据主导地位。水电、风电等清洁能源合计占比约35%。
清洁能源鼓励多发满发传统火电产能过剩。国家政策性鼓励发展清洁能源，推动清洁能源&多发满发&。2015年3月，国家发改委及能源局发布&关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见&，一方面统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳;一方面强调加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间。因此，在电力供过于求的背景下，清洁能源仍是国家鼓励多发满发的电力类型。
火电装机规模显著扩张，利用时数低于十年平均，产能存在过剩问题。截至2015年年末，全国火电装机规模达99021万kW，同比增长8%。较2006年末，火电装机容量已翻倍。火电装机显著增长的同时，平均利用时数达到1978年以来的历史低位。2015年全国火电机组平均利用时数4329小时，低于近10年平均数5005小时。
2015年以装机容量99021万kW、平均利用时4329小时计，火电全年发电量约42866亿度电。如以历史平均利用时数5005小时计，完成42866亿度电所需的装机容量为85647万kW，意味着2015年火电产能过剩13374万kW(14%)。以较为正常的5500小时计算，过剩21082万kW(21%)。以更高效率的6000小时计，过剩27577万kW(28%)。
火电核准项目仍在加码环保提标促进落后产能淘汰。我们梳理了年五大发电集团、煤炭集团以及各省电力平台上市公司公告的受核准火电项目，剔除关停装机量后合计共有6961.03亿kW核准火电装机规模。该数据相当于2015年火电新增量7425万kW的94%。预计&十三五&期间，火电装机规模仍将继续上行。
2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停。1月15日，全国各省发改、能源、环保、经信系统800余人召开&加快推进煤电超低排放和节能改造动员大会&。此次会议上提出，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放(即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 毫克/立方米)，力争2020年前完成改造5.8亿千瓦。而国家能源局局长努尔˙白克力强调，要明确目标，形成共识，把对东部地区的要求扩展到全国有条件地区，东部地区的改造任务提前到2017年前完成，中、西部地区也要分别在2018年前、2020年前完成。环保部即将出台&十三五&总量减排规划编制指南，制定减排核算细则，编制2016年度减排计划。研究制定燃煤电厂超低排放运行管理及监督办法，2016年完成超低排放改造1.5亿千瓦。全国超净排放时间表明确，燃煤电厂提标改造再提速。
此次方案考虑了各类机组的实际情况和减排可行性，具备条件的燃煤机组实施超低排放改造，不具备条件的机组实施达标排放治理，落后产能和不符合强制性排放要求的机组要实施淘汰，并统筹节能与超低排放改造，全国新建机组煤耗要低于300克标煤/千瓦时，现役机组2020年前煤耗达到310克标煤/千瓦时。
随着排放治理、节能减排的标准逐步提高，我们认为小火电机组将进入集中淘汰期。2015年8月国家能源局出台&关于下达2015年电力行业淘汰落后产能目标任务的通知&中对全国各地的小火电机组提出了淘汰落后产能的目标任务，合计423.4万kW。此外，文件明确&30万kW及以上机组原则上不予淘汰&。
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电力过剩电企投资冲动大幅下降 行业或现兼并潮
作者：李春莲来源：证券日报
　　公司高管称，随着央企和国企改革逐步推进，电力市场化进程不断加速，电企兼并收购会越来越多　　昨日，国投电力召开了2014年年度股东大会。多位中小股东都在会上提问，正在推行的电改和央企改革能给公司带来多大影响？　　国投电力董事长胡刚表示，随着电改的深入，公司大用户直供电的工作一直在开展，从年初到现在的实际情况看，比较乐观。　　而对于电力行业正在面临的电力过剩的客观现实，国投电力多位高管都认为，随着央企和国企改革逐步推进，市场化进程不断加速，电企兼并收购会越来越多。　　直面电改　　发力大用户直供电　　5月5日上午9点半，国投电力召开了2014年年度股东大会。在股东大会上，中小股东较为关心的是，电改和央企改革的推进能给上市公司带来多少发展机会？　　前不久，新电改方案出台称将放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划。　　国投电力在其多份议案中提到公司面临的外部形势，一是电力市场化改革进一步深化，新电改方案着力于对增量市场进行改革，对发电企业的经营、管理水平提出了更高的要求；二是用电增速放缓与结构调整将对电力市场产生长期影响，行业竞争方式将由同质化向差异化转变。　　有分析师向《证券日报》记者表示，在输配电价机制确立之后，随着售电市场的放开，未来将会有更多市场主体参与到售电环节当中。　　这意味着发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易。　　对此，国投电力董事长胡刚在会上表示，随着电力市场的逐步放开，公司大用户直供电的工作一直在开展，从年初到现在的实际情况看，比较乐观。　　“发改委对电力改革细则的不断出台，改革的进程和方向趋于明朗。对于我们来说，更关心的输配分开，如何放开售电市场。发电企业之间也在进行博弈。”胡刚进一步表示，“售电公司售谁的电？除了售本集团的电，市场上还能售多少，都还需要进一步明确。”　　国投电力还强调，电力体制改革重启，就整体趋势而言，行业的开放度会更高，公司会密切跟踪区域内大用户直供电量和跨省区交易电量动态，以及电改带来的电力营销领域的变化。　　而对于售电侧改革所面临的机遇，胡刚还认为，成立售电公司后，“并不指望它能挣多少钱，而是它能够找到客户使电厂的利用小时和发电量增加，这个效益是统算的，不断单算。把售电公司作为营销的过程和中介，这是可以的。”　　申银万国分析师表示，电改推进后，发电行业整体利润空间或受挤压，但市场竞争比拼成本优势，大型水电等低成本企业将受益更多改革红利。　　同时，需要一提的是，国投集团是六大央企混改试点之一。据了解，国企改革顶层涉及方案出台在即，国投集团的资本运作也将加速。　　胡刚认为，随着国投集团混改试点工作的推进，对于公司来说也是利好。　　电力过剩时代　　行业或现兼并收购潮　　需要注意的是，国投电力在2015年年度经营计划中也提出，电量供应继续宽松，火电利用小时有进一步下滑的风险。　　电力过剩正在成为电企不得不面对的客观问题。　　胡刚在会上也表示，随着央企和国企改革不断推进，电企兼并收购会越来越多。由于装机容量过剩，五大发电集团的投资冲动也大幅下降。　　“电力市场三年不开新项目，供应都没有问题。但考虑到企业的可持续发展，不会这么做。还是会适量上一些新项目。”还有业内人士透露。　　实际上，2014年我国发电设备平均利用小时数已经创下新低，电力供应相对宽松。　　3月10日，中电联发布的《中国电力工业现状与展望》报告称，2015年全国电力供需继续总体宽松，预计全年社会用电量5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右；与此同时，全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。　　华电集团董事长也在其2015年工作会上表示，过去电力是短缺经济，上项目、扩规模是关键，对发展的布局、领域、边界条件不是十分关注。现在是过剩经济，设备利用小时数大幅下降是最直接的体现。　　而电力过剩的行业特点，也正在逼迫电力行业进一步市场化。　　国投电力董秘杨林也向《证券日报》记者表示，电力行业封闭太久，市场化是大势所趋。市场化进程不断加速，有些电企的小机组处于亏损状态后，只能关闭。　　“在电力过剩时期，电企‘走出去’去国际上寻找机会，以进一步提高盈利能力。”胡刚还指出。
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