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發電行業多數投資主體，尤其是五大發電集團紛紛改變過去電力短缺時期“幹了再說”的做法，努力克服一些國企“急性、硬性、任性、慣性”的發展通病，主動壓縮“十三五”發展規劃，停建緩建常規煤電項目，供給側改革初見成效。
文 | 陳宗法
中國華電集團公司副總法律顧問
2015年底，為提高供給體系的質量和效率，我國推出了“三去一降一補”的供給側結構性改革。在淘汰水泥、平板玻璃、鋼鐵、煤炭等落後產能的基礎上，擴展到煤電、農業領域，並賦予供給側改革新的內涵，上升為今後一個時期的工作主線。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，採取了一系列措施，取得了初步成效。
事實上，國家發改委、能源局早從2015年下半年開始，通過專項發文、發展規劃、會議部署，打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。 如建立煤電建設風險預警機制；推出限制煤電發展“三個一批”（取消、緩核、緩建）；重點管控東北、山西煤電項目，直接叫停9省15個煤電項目1240萬千瓦；加大調控對紅色省份自用煤電項目的規劃；嚴控煤電項目用地審查、專項監管等。
到2017年3月全國兩會，為防範化解煤電產能過剩風險，為清潔能源發展騰空間，提高發電行業效率，政府工作報告正式把煤電納入供給側改革範疇，並明確當年“要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上”。到7月份，國家發改委等16部委梳理前期文件、總結經驗做法，印發了《關於推進供給側結構性改革，防範化解煤電產能過剩風險的意見》，明確了“十三五”煤電發展的控制目標，並推出了一系列強力舉措：從嚴淘汰煤電落後產能；清理整頓違規項目（未核先建、違規核准、批建不符、開工手續不全，一律停工停產）；嚴控新增產能規模（紅橙色預警省份不再新增；2020年底前已納入規劃基地外送項目減半）；加快東、中、西部煤機升級改造；規範自備電廠管理；推進煤電重組整合等。進入 2018年，全國兩會再提新要求，“繼續淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組”。國資委也印發了《2018年度央企供給側結構性改革工作實施方案》，重點要求在瘦身健體、降本增效、煤電整合、風險防範四個方面推進工作。
同時，國家對煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。如設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”，率先對火電實施排汙許可，改徵環保稅，開展中央環保督察、生態文明建設年度評價，啟動碳排放權交易，設置非水電可再生能源配額，開展綠證核發、認購等。
2015年3月，國家啟動了新電改。年底，又大力推動降低企業融資、用能和物流成本，增強工商企業競爭力，振興實體經濟。進入“十三五”，隨著新電改的積極推進以及全面競價時代的到來，電力市場這隻“無形之手”的威力快速放大。在電力過剩的大背景下，“降價潮”已席捲全國，倒逼市場主體“去產能”。
2016年下半年，由於煤炭去產能，煤炭市場緊平衡，煤價出現大幅度反彈；2017年煤價繼續高位震盪，火電再現行業性虧損。發電企業面對煤電矛盾、燃料漲價的壓力及經營業績的惡化，不得不進行戰略轉型、結構調整。
受上述措施與因素的影響，發電行業多數投資主體，尤其是五大發電集團紛紛跟進，逐步改變過去電力短缺時期“幹了再說”的做法，努力克服一些國企“急性、硬性、任性、慣性”的發展通病，主動壓縮“十三五”發展規劃，停建緩建常規煤電項目，供給側改革初見成效。主要表現在：
一是釜底抽薪，電源投資連降兩年。
2015年，火電投資衝動強烈，完成1396億元，增長22.0%；新增火電裝機6400萬千瓦，為2010年以來年度投產最多的一年。但2016-2017年，電源總投資、火電投資出現了“雙降”。2016、2017年電源總投資3408億元、2700億元，分別下降13.4%、20.8%。其中:火電投資1119億元、740億元，分別下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤電裝機3997萬千瓦、3855萬千瓦，比2015年約減少40%。2017年，電源總投資比2015高峰年下降了31%，火電投資比2008高峰年狂降了56%。
二是積極“上大壓小”，努力壓減煤電產能。
2007年以來，國家實施“上大壓小”政策，累計關停小火電超過1億千瓦。2017落實煤電去產能5000萬千瓦以上，其中：淘汰落後機組500萬千瓦，停建違規項目3800萬千瓦，緩建700萬千瓦以上。2018年將“繼續淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組”。如華電集團較早就停建、緩建12 個煤電項目近1500 萬千瓦，關停淘汰高耗能、高排放煤電機組147 萬千瓦，佔全國總下達任務的28%，今年還將關停14臺186萬千瓦小火電機組。
三是火電利用小時開始止跌，扭轉了近年來“量價齊跌”的局面。
2016年，用電量增長5.0%，發電利用小時3797，下降191小時；其中：火電4165小時，下降199小時。2017年，用電量增長6.6%，發電利用小時3786，下降11小時；其中：火電4209小時，增加23小時，改變了多年來跌跌不休的現象，開始增產增收。2017年業績下滑好於年初預期。
四是“三棄”現象困擾多年，2017年好轉明顯。
2017年風電、光電限電率分別為12%、6%，較2016年分別下降5.2%、4.3%。風電、光電利用小時分別為1948、1204小時，分別提高203、74小時。其中：西北區域風電、光電利用小時分別提高380、146小時。核電利用小時7108小時，同比提高48小時。我國風電發展進入新週期，呈現發展減速、棄風好轉、重心南移、民營增加等特點。2017年新增風電裝機1952萬千瓦，下降3.6%，創四年新低；發電利用小時1948，創四年新高；中東部與南方新增804萬千瓦，首超三北699萬千瓦。2017年全國水力發電量為1.08萬億千瓦時，同比增長3.4%。其中：以前棄水嚴重的四川、雲南分別增長7.6%、10.1%。
五是電源結構清潔化，空間佈局優化轉換。
近年來，全世界新增非化石能源裝機40%在中國。單機70萬以上的水電機組，50%以上在中國。2017年，全國新增裝機容量中非化石能源裝機佔67%（8988萬千瓦），創歷年新高。而且，在區域佈局上出現新趨向，新增風光電在東、中部地區分別佔58.9%、82.4%。截至2017年底，我國發電裝機17.8億千瓦。其中：非化石能源裝機6.9億千瓦、佔總容量的38.7%；非化石能源發電量1.95萬億千瓦時、佔總發電量的30.4%。
六是供給側改革，五大發電集團引領、示範。
五大發電集團改變過去單純擴張型戰略，堅持市場導向、價值思維，佔全國裝機容量的比重連續7年下降，從2010年49.21%下降到2017年41.04%，降低了8.17個百分點。大唐集團過去以創造“大唐速度”為榮，近年來轉變為低速增長、剝離煤化工、打造“效益大唐”，轉型發展、提質增效成效顯著。
儘管發電行業供給側改革初見成效，但畢竟時間不長，還在路上，仍然存在一些需要注意解決的困難與問題，如全行業未完全形成共識、電力市場供需失衡、供給側改革缺乏上下協調、降低用能成本策略不夠、煤電“去產能”難度加大等問題。今後一個時期，迫切需要發電行業各市場主體，吸取經驗教訓，凝聚共識，深化供給側改革，並咬住目標，突出重點，一致行動，久久為功，把“三去一降一補”任務落到實處，以降低系統性風險，實現高質量發展。
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