气电：发电行业“二次转型”的重要角色

中国华电集团公司副总法律顾问 陈宗法

在发电行业清洁转型进程中，气电将扮演重要角色。当前，我们日益深刻地认识到，要严控煤电发展，重塑煤电定位，逐步将其由电量型电源向电力调节型电源转变。要加快形成水电、核电、光电、风电、气电等多元并举局面。

气电：发电行业“二次转型”的重要角色

中国华电集团公司副总法律顾问 陈宗法

进入“十三五”以来，我国发电行业面对“一新三改”（经济新常态，国企改革、电力改革、供给侧结构性改革），以及复杂多变的政策市场环境，能源消费需求增速放缓，全行业发展受限，经营业绩大幅下滑，煤电板块整体亏损，发电集团如何摆脱困境、走出低谷呢？

回顾2002年电力体制改革以来，我国五大发电集团迅速实现规模扩张。但到2008年，由于煤价暴涨、金融危机冲击，全行业严重亏损，特别是火电企业出现生存难和发展难。2009年至2015年，不得不进行“一次转型”，主要包含三方面内容。一是调整产业结构，由单一发电大力向非电产业发展，包括煤炭、煤化工、铝业、金融、科技、环保等。二是由传统能源向新能源发展。三是开始探索“走出去”发展。回过头看，煤炭和风电产业担当了“一次转型”的主角。通过“一次转型”，发电行业综合实力大幅提升，业绩持续改善，到2015年达到最好水平。

当前，发电行业只有推进“三位一体”，才能创造未来。一是推进供给侧结构性改革，积极化解电力产能过剩，改善严峻的经营环境。二是依靠管理创新，提升资产质量和效益。三是通过“二次转型”实现可持续发展，这是最重要的。要依托规划、面向市场、严控规模、精准布局，并聚焦电力主业，加快清洁转型步伐，着力向“下”延伸，积极稳妥对“外”拓展。

具体而言，发电集团“二次转型”主要包括三方面举措。一是清洁转型。由传统粗放生产方式向绿色低碳、安全高效转型，加速推进清洁替代和电能替代。二是国际化转型。由国内发电集团进一步向国际化的世界一流能源集团转型。三是商业模式转型。以用户为中心，积极进军配售电领域，介入电力新业态，由生产型发电集团或能源集团向综合能源供应商转型，坚持能源生产和综合服务并重。

在发电行业清洁转型进程中，气电将扮演重要角色。当前，我们日益深刻地认识到，要严控煤电发展，重塑煤电定位，逐步将其由电量型电源向电力调节型电源转变。要加快形成水电、核电、光电、风电、气电等多元并举局面。对于清洁发电，国家政策总体鼓励，但去年起有调整，包括预警、降价、减少补贴、鼓励竞价等，今后要因地制宜，优化发展，把握水电、核电发展节奏，转换风光电空间布局，着力解决“三弃”问题。而对于天然气，国家已经明确要将天然气培育成我国主体能源之一，气电也与城镇燃气、工业燃料升级、交通燃料升级一起，被列为“四大工程”，将扮演加快天然气利用、推动发电行业清洁转型不可或缺的重要角色。

气电在我国已有十多年的发展历史，其间争议不断。有一种观点认为，气电符合我国能源清洁发展战略，潜力巨大，应该成为主体能源之一。另一种观点认为，气源供应对外依存度大，配套政策不完善，经济性差，企业投资信心不足。那么，气电发展的实际情况及前景到底如何呢？

以华电集团为例。华电集团的气电业务可以用稳步发展、贡献提升、特色板块、领先地位来概括。具体而言，气电是华电特色板块，拥有全产业链，在技术研发、设备制造、发电装机、运维检修、分布式能源等领域具有领先优势。气电装机阶梯式增长，是国内最大的气电集团。2016年达到1197万千瓦，占全国气电总装机的17%。气电整体盈利水平不高，但效益稳定性好过煤电，且贡献度提升。2005年投产以来，除2008年亏损以外，其他年份全部盈利。目前气电在华电业务板块中，规模排名第四，利润排名第三。

再看全国的情况。截至2016年年底，我国气电装机7008万千瓦，占总装机4.26%，发电量占总发电量3.14%。2009年至2016年间，装机年均增长16.52%，发电量年均增长18.73%。

总结而言，无论是华电集团还是我国整体气电板块，2009年至2016年间，气电年均增长均快于全国发电总装机的增长，分别高出7.62和7.02个百分点，而且有一定的利润贡献。实践证明，气电发展态势总体稳定向好，已经成为电源结构的重要组成部分。然而即便这样，各路投资主体对气电发展前景仍然看法不一，争论不断，投资决策谨慎。主要原因还是情况变化复杂，政策配套各异，前景存在变数，发展难免疑虑。

当前，气电发展具备四大有利因素。一是加快推进天然气利用，各级政府雄心勃勃，油气企业推介不遗余力。国家规划定位天然气为主体能源，有序发展气电，大力推进分布式，而且规划目标明确，发展空间大。二是气电低碳环保高效，能担当能源清洁转型和电气网稳定运行的重要角色。可在电热负荷中心建设，就近消纳，有利于经济发达地区“煤改气”，有利于电网、气网双向调峰，提高运行的稳定性。三是我国气源供应越来越不是制约气电发展的主要因素。我国已经形成国产多元化、进口多渠道的供气格局，保障能力日益增强。四是气电配套政策增加，支持力度加大。如上海、浙江先后出台气电两部制电价，保障固定成本回收；江苏、广东、北京等实施气电联动、财政专项补贴；一些省份试点示范的气电项目电价普遍较高。国家出台气电电价，统一在当地煤电电价基础上加0.15元/千瓦时；推进气价改革，健全天然气市场体系建设。

当然，气电发展也还面临一些不利因素。一是受到煤炭与天然气比价的影响，我国气电经济性缺乏竞争力。并且气电定价机制不完善，没有涵盖环保、调峰等因素，气电联动存在很大不确定性。二是气电没有纳入优先发电范围，实际利用小时偏低。一般都达不到3500设计小时，2016年几乎是煤机的一半。三是虽然我国供气能力不断增强，但供需平衡还时有风险，特别是冬季用气高峰时，首先保证民用，气电屡受影响。四是分布式燃机也存在一些问题。

综上，我对气电发展前景有三点判断。第一，由于煤电严控、风光电受限、水电消纳困难，气电发展包括调峰电站、热电联产、分布式能源等，有机遇、有空间，前景比较乐观。第二，气电发展面临的争议和挑战也不少，因此做具体项目布局和投资决策需谨慎。第三，气电总体上不可能呈现井喷式增长，但投资信心增加，将继续不断前行，为发电行业的清洁转型发挥越来越多的作用。

（稿件来源《中国石油报》，记者顾虹根据其在“2017年能源大转型高层论坛”上的演讲整理）