供给侧结构改革视角下的云南电力行业发展思考

【摘要】近年来，随着水电资源密集开发，云南省电力装机容量迅猛增长，造成阶段性电力过剩问题。本文分析了云南电力行业现状及省内电力龙头企业经营形势，并就进一步探索电力行业供给侧结构改革和金融支持电力行业健康发展提出了思考和建议。

【关键词】电力行业 供给侧结构改革 金融支持

云南省具有得天独厚的能源资源优势，拥有金沙江、澜沧江、怒江三大水电基地，是水电资源大省，经济可开发水电装机容量9795万千瓦，居全国第二位，约占全国总量的1/4。进入新世纪，在国家实施“西电东送”战略的背景下，云南省提出打造以水电为主的电力支柱产业，全省电源建设进入密集期、电力装机规模迅猛增长。过去10年，云南水电装机累计增长6.3倍，电力装机总量累计增长4.6倍。然而，相比于电力装机容量的快速增长，云南省内电力消费能力增速明显不足，增量电力消纳过度依赖于外送。但受送电通道建设滞后等因素影响，云南电力供给阶段性过剩问题突出，发电企业陆续陷入经营困境。

本文在对公开数据资料进行收集整理的基础上，分析了当前云南电力行业所面临的严峻形势，并在供给侧结构改革的视角下，对云南电力行业供给结构改革提出了思考，并就积极发挥金融力量支持云南电力行业健康发展提出了建议。

一、云南电力行业现状分析

（一）水电装机迅猛增长，清洁能源占比不断提升

自2006年以来的10年间，云南水电装机容量迅猛增长（见图1）。截至2016年末，云南电力装机总量超过8400万千瓦，其中水电占比达到72.2%，清洁能源占比达到83.4%，成为名副其实的重要清洁能源基地。

（二）发电能力快速提升，电力消费能力增速不足

伴随电力装机容量迅猛增长，云南省发电能力快速提升，但省内电力消费增速明显不足，特别是宏观经济进入“新常态”后，受第二产业用电量下滑拖累，近2年云南省内电力消费量甚至出现负增长，新增发电能力的消纳过度依赖于外送。但受电力外送通道建设滞后等因素影响，云南电力供需严重失衡，阶段性电力过剩问题突出。

本文根据年初和年末平均装机容量数据，按照火电、水电、风电设备利用小时数分别为5000小时、4000小时、2200小时粗略估算了过去10年各年度的发电能力（仅指发电量，未考虑光伏发电），并与各年度实际发电量和省内电力消费量进行了对比（见图2）。

从发电量数据的简单比较可以看出，2007～2008年云南省电量供需基本平衡，2009～2013年电量供给能力小幅盈余，但进入2014年以后电量供给盈余量快速扩大，到2016年盈余量达到530余亿千瓦时，为同期云南省内电力消费量的1/3以上。

（三）阶段性电力过剩背景下，火电逐步走向边缘化

在电量供给大幅度过剩的情形下，面对弃水、弃风压力，从环保和节能减排的角度考虑，云南省选择优先消纳可再生能源，火电行业逐步走向边缘化。

根据国家能源局统计数据，“十二五”以来，云南火电设备利用小时持续快速下降，2015年、2016年甚至跌至2000小时以下，较“十二五”初期跌幅超过50%，目前全省火电设备利用率尚不足全国平均水平的一半。在云南全省发电总量持续增长的情况下，火电发电量及其占比持续下降，2016年火电电量占比首次跌破10%（见图3）。

特别是，随着澜沧江、金沙江流域水电站库容调节能力增强，枯水期云南水电发电能力得到提升，火电在枯水期长期保持的发电主力地位随即丧失。过去数月，尽管处于枯水期，但水电电量占比依然保持在80%左右的水平，水电成为絕对的发电主力；火电发电量甚至连续被风电超越（见表1）。枯水期火电设备继续大量闲置，6个月累计设备利用小时数仅约640小时，火电边缘化进程更进一步。

（四）电力市场化交易改革推进，电企遭遇“量价齐跌”经营困境

在清洁能源优先消纳、火电设备大量闲置的情况下，云南水电弃水问题依然突出，弃水电量规模不断扩大。根据公开数据，2013～2016年云南水电弃水电量分别为48、173、153、314亿千瓦时，反映出水电发电量也难以得到保障。

此外，由于云南省工业以铝、铜、黄磷、钢铁等高耗能产业为主，宏观经济进入“新常态”后，工业开工率不足，电力消费下滑势头明显。为此，云南省自2014年起积极探索电力市场化交易改革，以电量竞价上网方式推动发电企业降低电价，促进高耗能产业生产成本下降、产品竞争力提升，进而提振电力消费。但在电力过剩的大背景下，发电企业间竞争激烈，最终致使上网电价大幅下滑。在发电量和上网电价双降的情况下，云南发电企业陆续陷入经营困境。

二、省内电力龙头企业经营情况分析

云南火电行业亏损由来已久，部分火电企业资产负债率早已接近或突破100%。近两年严峻的市场供需形势，进一步加剧了火电企业的亏损幅度，并使得部分水电企业也加入到亏损行列。

为直观反映云南省发电企业的经营状况，本文对华能澜沧江水电公司（下称“澜沧江公司”）、华电金沙江中游水电公司（下称“金中公司”）和云南省能源投资集团（下称“云南能投”）三家省内电力龙头企业公开的经营数据进行了整理分析。

（一）装机容量持续增长，但企业发电收入未形成稳定上涨趋势

随着在建电源项目的投产，三家企业的电力装机容量持续增长，发电能力逐步提升，但三家企业的发电业务收入均未形成稳定上涨趋势，特别是2016年收入水平甚至严重下滑（见表2）。

抑制企业发电收入增长的原因，一是电力供需失衡带来的设备利用率下滑，二是电力市场化交易带来的电价下降。在电量竞价上网规则下，发电企业只能在保电量和保电价之间寻找平衡点，抉择异常艰难。

（二）企业盈利能力快速恶化

随着发电机组的陆续投产，在建工程相继转为固定资产并开始计提折旧，财务费用也不再资本化，导致企业运营成本上扬。装机容量的增长造成企业成本、费用增加，但却未带来收入的稳定增长，最终导致企业利润快速下滑（见表3）。

（三）融资成本上扬加剧企业经营困境

电力是典型的资金密集型行业，由于经营收益预期稳定，电力企业长期受到金融机构的追捧，融资渠道多元，杠杆率一般较高。截至2016年末，澜沧江公司和金中公司资产负债率分别达到78.22%、74.70%；三家企业有息债务规模合计高达1800余亿元，且中短期债务比重较大。在当前发电业务收入低迷的状况下，企业现金流隐患较大。

特别是，随着近期国家货币政策的调整，市场资金供给成本上扬，三家企业2017年债券融资成本同比大幅增长（见表4），进一步推高企业财务费用、加速企业盈利能力恶化，加剧企业经营困境。云南电力行业经营状况若不能得到有效改善，风险将逐步向金融业蔓延，并对云南金融业产生巨大冲击。

三、供给侧结构改革促进云南电力行业健康发展的思考

（一）积极探索电力行业供给侧结构改革

为改善电力行业经营形势，云南省进行了大量供给侧结构改革实践，主要包括：控制中小水电项目开发，放缓电源建设速度；加强电力外送通道建设，拓展电力外送能力；实施农网升级改造，补齐配电网短板；推行电力市场化交易改革、开放配电业务，发挥市场在电力资源优化配置中的积极作用；下调居民用电价格，改善人民群众生活用能结构等。结合当前科技水平发展状况，本文就进一步探索云南电力行业供给侧结构改革进行了思考。

1.运用储能技术增强新能源供电稳定性，为电力外送规模提升创造可能。以水电为主的电力装机结构，决定了云南电力供给能力“丰盈枯缺”，因而“西电东送”电量也主要是输送汛期电量。同时，云南电力供给汛、枯差距过大，难与东部地区长期稳定的电力需求相匹配，也较大程度地制约了送电规模提升。

目前，随着水电调节能力的增强、新能源装机规模的增加，枯水期云南电力供给能力已有了较大提升，因市场需求不足已造成火电设备大量闲置。若能有效利用储能技术增强新能源供电稳定性，一方面，能够进一步提升电网对新能源的接纳能力，为新能源装机规模持续增长创造条件；另一方面，也有利于增强枯水期云南电力供给能力，为进一步开拓电力外送市场空间、特别是提升枯水期电力外送规模提供可能，继而带动火电复苏，提升电力外送通道使用率。

梅生伟[1]、丛晶[2]、林旭清[3]、杨卫华[4]等提出储能技术是保障电力系统运行效率和电能质量，解决风电、光伏等波动性新能源消纳的有效手段，并对压缩空气储能、化学电池储能、电磁储能、制氢储能等技术及运用案例进行了介绍，可供云南电力储能产业发展参考。

2.发展氢能经济，促进电能转化及消纳。在电力市场总体需求不足的情况下，将电能转化为其他能源形式，脱离电网输送并加以利用，是解决电能消纳的根本途径。发展氢能经济即是其中一个重要方向。氢能是清洁、高效、安全的新能源，被视为21世纪最具发展潜力的能源。氢能利用形式较多，可作为燃料通过燃烧产生热量，可作为能源材料运用于燃料电池提供动力，同时还是石油、化工、冶金等工业生产中的重要原料和物料。

林今等[5]分析了弃水电量制氢的经济性，并证明了投资可行性，对云南弃水电量消纳路径提供了参考。何铮[6]分析了风电制氢的经济性及其在石油化工领域的运用前景，为中缅石油管道贯通后，云南石油炼化产业与电力行业协调发展提供了参考。

（二）发挥金融力量助推云南电力行业改革发展

长期以来，金融业作为电力行业的上游，为其快速发展提供了大量资金支持。在新形势下，充分发挥金融力量，结合电力行业需求特点有效做好有效金融产品供给，将对电力行业健康稳定发展起到重要作用。结合云南省情及云南电力行业经营形势，本文提出以下金融支持工作建议：

1.大力支持电网通道建设，提升电能通达能力。根据云南省电力外送通道建设规划，及农网升级改造、配电网完善工作安排等，积极做好融资支持，助力电能通达能力提升，促进电力消费市场拓展。

2.支持载能、储能及电能转化产业发展，促进电能消纳。支持云南省清洁载能产业基地建设，助推电解铝、硅业等清洁高载能产业发展。赵岳恒等[7]在开展“十三五”云南电力供需平衡分析时，考虑云南省建设600万吨电解铝项目后，预测到2020年省内用电量达到3000亿千瓦时（为现阶段省内年度用电量的2倍），反映出云南电力消纳对高载能产业的依赖。

此外，积极探索支持储能及氢能经济周边产业，促进电能消纳能力提升。

3.以个性化、差异化融资政策，支持企业渡过难关。按照“一企一策”思路，结合省内发电企业实际经营状况，制定可行、有效的融资支持方案，帮助企业渡过难关，为云南电力行业改革发展赢得时间。

发挥金融机构集团化、混业经营优势，制定综合性融资支持方案，通过“投贷联动”帮助发电企业降杠杆、降融资成本；积极探索实施“债转股”，进一步降低企业负担；通过还款计划调整、贷款展期等方式缓解企业还款压力，保障企业流动性。

此外，对于确实不具备扶持条件的企业，在政策许可范围内，探索开展债务重整、债务核销等工作。

四、小结

电力行业是国民经济的重要基础产业，电力行业的持续良性发展是整个国民经济稳定发展的重要条件。目前，我国电力装机结构仍以火电为主，从环保发展和温室气体减排目标要求的来看，电力装机结构调整任务艰巨。未来，化石燃料发电份额将尽可能让渡给可再生清洁能源（水电、风电、光伏等），云南省以清洁能源为主、以火电为后备支撑保障的电力装机结构符合改革发展方向，本文认为当前云南电力行业的经营困境只是阶段性的。

通过合理规划并在金融行业的有力支持下，必能有效优化云南电力供给结构，推动实现供给侧与需求侧的合理匹配，有效改善经营环境，促进云南电力行业健康发展。

参考文献

[1]梅生伟，薛小代，陈来军.压缩空气储能技术及其应用探讨[J].南方电网技术.2016，10（3）：11-15.

[2]丛晶，宋坤，鲁海威等.新能源电力系统中的储能技术研究综述[J].电工电能新技术.2014，33（3）：53-59.

[3]林旭清，张思雨，孙权等.新能源发电制氢储能技术探究[J].动力与电气工程.2015，24：25-26.

[4]杨卫华，孙文叶，许志欣等.风光互补联合制氢燃料电池系统浅析[J].节能.2016，5：4-6.

[5]林今，张亦弛，宋永华等.基于能源互联网思维的我國待弃水电制氢消纳模式与经济可行性分析[J].中国能源.2016，4：5-9.

[6]何铮.以风电制氢替代干气、煤制氢战略意义重大[J].中国石化.2013，8：32-34.

[7]赵岳恒，王志敏，赵爽.“十三五”云南电力供需形势研究[J].云南电力技术.2016，44（1）：73-74.

作者简介：张文兴（1982-），男，汉族，云南省昆明市人，经济师，工学硕士，任职于国家开发银行云南省分行，长期从事能源相关行业信贷工作。