发电企业竞争力分析-发电企业竞争力分析

2　发电产业竞争力分析

2. 1　产业竞争力及分析模型

2. 1. 1　产业竞争力

关于产业的定义有多种，比较常用的是“生产同类或相近替代产品的公司组成的集合”(迈克尔·波特，1997)。由于一个产业内的生产相近产品或以不同方式生产相同产品的企业很多，根据划分的标准，产业概念有大小的区分。产业竞争力是研究某一特定产业与其他产业或者其他国家这一产业相比能够更好地获利和发展的能力。产业竞争力可以衡量该产业总体的盈利水平和发展能力，对同一产业内企业竞争力具有重要影响。迈克尔·波特认为，企业的竞争力取决于两个方面，即企业所处产业的竞争力和企业在产业中所处的竞争地位。在竞争力强的产业，企业面临更多成功的机会。

对于产业竞争力的分析，经济学界一般采用“结构—行为—绩效”即SCP范式。而其中运用最广泛的是迈克尔·波特提出的五力分析模型。

2. 1. 2　波特关于产业结构的五力分析模型及不足

波特用以分析产业结构和产业竞争力的工具是五种基本力量的分析模型。这一模型自提出以后即得到广泛运用，至今仍是分析产业结构和企业竞争战略的最重要工具。具体如图2－1所示:

图2－1　产业竞争力五力分析模型

资料来源:迈克尔·波特著:《竞争战略》。

波特认为，产业结构和产业竞争力被图中五种基本竞争作用力决定:进入威胁、替代威胁、买方议价能力、供方议价能力、现有竞争对手的竞争。这五种竞争作用力共同决定产业竞争的强度以及产业利润率，最强的一种或几种作用力占据着统治地位并且从战略形成的观点来看起着关键性的作用。

显然，在波特看来，企业竞争力是外生性的，他是站在企业外部来研究企业竞争力。然而，站在企业外部来看产业，波特的五种作用力显然遗漏了最为重要的两个方面:市场需求和政府的产业政策。

波特在分析过程中，仅将需求的变化视为短期影响产业利润的因素而未加重视和考虑。事实上市场需求对产业结构和竞争力的影响是不应该被忽略的。当前的市场需求状况以及未来的市场需求变化有可能从根本上改变一个产业的结构和竞争力。这种影响力来自两个方面:一方面，市场需求本身的大小、其增长或缩减将影响五种竞争作用力，将影响产业的利润率;另一方面，市场参与各方对该产业市场需求变化的预期，将影响其决策，从而影响产业未来的竞争格局和产业竞争力。

政府对产业结构和竞争力的影响也是非常巨大的。在五力分析模型中，政府仅仅在作为五种基本力量中的买方或供方时才被考虑，这显然缩小了政府及其产业政策对产业格局的影响力。政府对产业结构和竞争力的影响不仅仅在于其作为买方或卖方参与，其发挥作用的主要手段是产业政策。产业政策可能影响到市场参与各方的重大决策，尤其被管制行业直接受到政府政策的影响，如对公共产品的定价政策，将直接决定行业的利润空间。

2. 1. 3　经改进的产业竞争力分析模型

基于以上分析，本书在波特五力分析模型的基础上进行了修正，增加了市场需求和政府政策两种力量，并将产业竞争力模型以三维立体的模式表现出来。如图2－2和图2－3所示，产业结构和竞争状况由七种力量决定，其中产业链维度有供方议价能力和买方议价能力，市场竞争维度有当前市场竞争对手之间的竞争和替代品竞争，时间维度有市场需求的增长力和潜在进入者的威胁力，而政府的产业政策则从各个维度、各个方面影响着整个产业。产业的利润空间大小由各种基本力量的压力强度决定。

图2－2　决定产业结构的几种基本力量

图2－3　决定产业结构力量的三个维度

下面对影响产业竞争力的三个维度、七种基本力量进行解释。

A.产业链维度的供方和买方议价能力

从产业链的角度，企业总是处于上游供应方和下游购买方的中间。上游供应方总是尽可能通过提高价格或降低所购产品和服务的质量以争取自身利益，下游购买方则总是尽可能通过压低价格、要求更高的产品质量和更多更好的服务来获利，这些压力都会压缩产业的利润空间。因此企业的利润空间和竞争力强弱视企业与上下游力量的对比情况而有不同。上下游产业谈判能力主要取决于以下因素:

(1)上下游产业自身的供求状况。上下游产业自身的供求状况是决定其谈判实力的最重要因素之一。一般而言，该产业供大于求，则其谈判力量弱;供不应求，则该产业拥有较强的谈判筹码。

(2)上下游产业自身的进入壁垒。对任何一个产业而言，利润的大小会吸引资本的进出，从而实现该产业供需平衡，达到社会平均利润率，除非该产业存在较强的进入壁垒。产业壁垒会限制资本的进入和产业规模的迅速扩大，从而强化或维持该产业的谈判力量。产业壁垒包括政策限制、规模经济、大额资本需求、品牌忠诚度、销售渠道以及专利技术、垄断性资源等。产业壁垒强的产业，其谈判力量相应也强。

(3)上下游产业的市场集中度。按照产业组织理论，产业绩效最终由产业结构决定，产业集中度是表征产业结构的一个重要指标。产业集中度高，产业内主要企业的议价能力相对较强，也就具有较强的谈判能力。因此上下游产业与该产业的产业集中度的比较情况，是影响谈判能力的重要因素之一。

(4)纵向一体化整合的难易程度。在产业链中，纵向一体化的难易程度影响着产业与其上下游产业谈判力量的对比。如果产业内某企业进入了上游供应方或下游购买方所在产业，它不仅降低了对上下游产业的依赖程度，而且对上下游产业的产业结构、产销特点、利润状况等有了更深入的了解，这使它在与上下游产业谈判过程中处于有利地位。反过来，如果上下游产业通过纵向整合进入该产业，则情况发生逆转。

作为以上原因的结果，原材料价格和产品价格是该产业与其上下游产业谈判实力比较的表现，而这个价格，也会决定各产业的利润空间;同时反过来又影响产业链上各产业的供求形势。

B.市场维度的当前市场竞争对手间竞争强度和替代品竞争力

在当前竞争市场上，产业竞争力取决于两大因素，即产业内竞争对手之间的竞争强度，产业与其替代品之间的竞争力。

决定产业内竞争强度的因素有多种，概括起来主要有四个方面，即产业内供求状况、产业市场集中度、产业进入壁垒和产品差异。一般而言，产业市场供不应求，产业内的企业都将谋求增长的市场和最大化的利润空间，较少企业会为了争夺对手的市场而采用价格战的方式，这时产业内竞争强度是比较理想的。产业市场供求状况又与产业成熟度有关。处于成长阶段的产业，供需之间的缺口会经常性出现;反之，高度成熟的产业，往往充斥着过剩的生产能力和高度的竞争。产业市场集中度反映了市场供应者的结构，产业市场集中度高，则领导企业对市场的影响力较强，相互之间会采用比较理性的竞争方式，维持产业较高的利润。当然，类似策略能否成功，还依赖于产业进入壁垒。如果产业壁垒低，一般资本可以比较容易地进入，形形色色的竞争对手各有不同的盈利标准和战略目标，整个行业要想保持较高的产业利润则几乎不可能。例如，小公司的利润目标较低，但它们的态度会限制大公司的利润空间。如果行业进入壁垒较高，小公司根本无法进入，整个市场供应者以大中型公司为主，则供应者之间的利润目标会大体接近。产品差异也是影响产业内竞争强度的一个重要因素，产品差异大的产业，市场可以被进一步细分，企业间的竞争可以采用品牌忠诚度、技术专利等更为多样的方式，竞争激烈程度以及竞争造成的对产业利润的损害相对要小得多。

企业不仅与产业内的企业竞争，从更广泛的角度来看，整个产业内所有企业都在与替代产品竞争。产业竞争力涉及产业“宽度”问题。一个较宽的产品系列组成的产业意味着更大的市场和更多的竞争对手，如“电力生产与供应业”;而一个市场细分较强的产品系列组成的产业可能意味着较宽产业中的竞争对手变成了替代品，如在发电产业，燃煤发电、水力发电、风电、核电是产业内竞争对手，而在“燃煤发电”细分产业中，水力发电、风力发电、核电等都成为替代品。

替代品的竞争压力主要取决于三个方面，替代品的性能—价格比、替代品的易用性和人们对替代品的消费偏好，以及政府的产业政策。人们选择何种产品，最终一般取决于其对性价比和偏好的综合考虑。例如，天然气和电力都被用于为烹饪提供能量，人们在生活中更多地使用哪种能源，经济性即性价比考虑首当其冲，在二者差别不大的情况下，使用习惯和方便性会起到决定性作用。政府的产业政策也是影响替代品竞争力的重要因素，例如，政策规定在大型工业企业用电中必须包括一定比例的绿色电力，这无疑使清洁能源相对火力发电获得了更强的竞争力。

C.时间维度的市场需求增长力和潜在进入者威胁力

时间维度的产业竞争力是基于对产业未来市场竞争情况的预测和考虑。这是在产业竞争现状分析的基础上，增加了时间角度的两个因素，即市场需求增长空间和潜在进入者的威胁。产业市场需求的增长将有利于缓解产业内的竞争激烈程度，从而有利于产业竞争力;潜在进入者可能来自新的竞争对手，也可能来自原有对手扩大生产能力的结果。时间维度的产业竞争力影响因素建立在预测的基础上，也可能受到技术变革、政策突变等许多不确定因素的影响。

D.政府政策影响力

在非完全竞争市场条件下，政府政策是影响产业竞争力的极其重要因素。政府政策包括税收政策、价格管制政策、安全生产政策、环保政策、引导和限制投资的政策等。例如，国家关停大量小煤窑，使得煤炭产业供求关系发生改变，产业利润回升，但是煤炭价格的上升也导致发电产业利润下降，部分发电企业甚至因此亏损;前几年国家对高耗能企业实施电价优惠政策，导致了一些地区的电力供应紧张，2004年，国家实施的宏观调控政策限制钢铁、水泥等产业的发展，则相对降低了对电力的需求等。政策对产业影响的大小与产业本身特点有关。一般而言，越是市场化产业，政策直接影响相对较小;而受政府管制产业，政策影响较大。就目前的发电产业而言，受政策影响程度较大。

以上七种基本力量虽然从不同维度发挥作用，但它们之间也存在彼此影响的作用力，从而对产业结构也产生影响。例如，当前市场竞争对手间竞争的强度显然会影响到供方或买方的议价能力，也会影响到潜在进入者的决策行为;市场需求的增长强度会影响到潜在进入者的决策、替代品的竞争力和政府的产业政策等。

2. 2　发电产业竞争力分析模型

2. 2. 1　发电产业市场及其特征

自20世纪80年代以来，为解决我国长期存在的电力紧缺问题，化解制约经济发展的“瓶颈”矛盾，国家实施鼓励社会资金办电的政策，在发电领域引入了新的投资和经营主体，打破了传统体制下“独家办电”的局面，一定程度上开放了发电市场，使社会上出现了大量独立电厂。但是直到2002年电力体制改革之前，由于厂、网没有分开，国有电厂作为国家公用事业依托于国家电力公司管理，发电并没有形成一个独立的产业。2002年，电力体制改革迈出的第一步就是实行“厂网分开”，在发电侧引入竞争，建立发电市场。原国家电力公司麾下的发电资产经整合进入华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团，加上社会上原已存在的各类型独立电厂，发电侧竞争市场正在形成。由于政策的鼓励和近年电力需求的持续增长，我国发电产业发展迅速，截至2004年年底，全国发电设备容量达到44070万千瓦，2004年发电量21870亿千瓦时，^[1]居世界第二位。这些电量由发电企业销售给电网企业，再由电网企业销售给社会各企事业单位。可以说，作为一个独立的以生产电力为业务的产业，发电产业已经具备相当的产量和市场规模。表2－1列示了2002年部分国家和地区电力生产情况，从中可以看出，中国电力生产已经是一个庞大的产业。

表2－1　2002年世界各国(地区)的主要电力指标

资料来源: National Economic Research Associates of the UK(国际数据)，电力工业统计资料汇编(国内数据)。

作为一个产业来说，发电产业具有以下特征:

(1)发电产业的产品电能具有单一性、无形性、标准性，从使用功能上说是无差异的。

(2)发电产业是资金密集产业，投资巨大、回报稳定，而且建设周期长，从建设到投产，火电一般需要3年，水电时间更长。

(3)发电产业属于政府管制产业，发电投资和上网电价都受到政府的管制。由于发电设备使用功能具有专一性，因此，产业投资规模需要受到政府的管制，否则恶性竞争会带来整个产业的巨大损失;由于上网电价影响到整个电力产业的价格直至终端用户的电价，电力能源是国家基础能源，因此发电产业上网电价受到政府的监管。

2. 2. 2　发电产业竞争力分析基本框架

遵循以上思路，对发电产业竞争力的分析也通过三个维度、七种基本影响力来进行，由此形成了发电产业竞争力分析的基本框架，如图2－4所示。由于火力发电企业发电量占全国总发电量的80%以上，分析中以燃煤火力发电来考虑其上下游产业。

2. 3　产业链维度的发电产业竞争力分析

从产业链维度来看，发电产业上游主要是煤炭产业(含生产和运输)，下游则是电网和大用户。因此考虑发电产业纵向竞争力，主要是考虑发电产业与煤炭产业、电网、大用户相比较而言的谈判能力。

2. 3. 1　煤炭企业(供方)谈判能力

火力发电企业的上游产业主要是煤炭和运输，尤其是煤炭生产企业。燃煤发电企业生产成本中的燃煤费用占50%～70%，中国煤炭消费量的50%以上是用于发电，由此可见发电企业和煤炭企业之间的紧密关系。煤炭企业谈判能力受以下因素影响和决定。

图2－4　发电产业竞争力分析体系

2.3.1.1煤炭产业供求形势分析

(1) 2004年，我国煤炭行业总体供求形势:煤炭供应偏紧，煤炭价格上涨。2004年，我国宏观经济和工业生产保持较高的增长势头，拉动煤炭需求上涨，形成煤炭供应紧张的局面。2004年GDP增长9.5%，全国工业总产值完成187221亿元，同比增长31%。全国发电装机容量达到44070万千瓦，同比增长12.6%;发电量完成21870亿千瓦时，增长14.8%，其中火电完成10873亿千瓦时，增长14.5%。^[2]固定资产投资的高速增长以及主要煤炭高消费行业相关产品产量的高速增长，拉动国内煤炭需求全年一直保持旺盛势头。

在需求强劲增长情况下，煤炭供应也实现高速增长，多项指标创历史最高纪录。全国原煤产量完成19.56亿吨，同比增加2.28亿吨，增长13.2%，煤炭产业社会地位受到15年来国内外前所未有的关注。

表2－2　2004年煤炭经济运行部分指标

资料来源:潘伟尔:《2004年煤炭经济运行评析》。

尽管煤炭供应增加，而且政府采取了减少出口增加进口、鼓励生产等一系列积极措施，但仍然无法满足市场需求的快速增长，煤炭市场供需失衡，具体表现为煤炭库存的下降。2004年，煤炭社会库存仅为正常库存的一半。2004年4月，全国煤炭社会库存曾一度降至9845万吨，创出近20年来的历史新低，远低于国际上主要煤炭消费国的煤炭社会库存占年需求量10%左右的比例。电厂煤炭库存严重不足，许多电厂停机待煤，拉闸限电省区增加到24个，一些电厂煤炭库存仅够用10天左右，有的甚至2～3天，严重影响了电力供应和电网安全。

在供需失衡的情况下，煤炭价格持续上涨。在2003年煤炭价格上涨的基础上，2004年，我国煤炭价格再涨约25%。其中，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价206.43元/吨，同比上升30.77元/吨，上涨17.5%(潘伟尔，2005)。而且政府干预电煤价格的行政手段已经失灵，电煤实际价格远远高出发改委规定的上涨幅度。

(2)煤炭需求趋势分析。我国主要煤炭消费行业为电力、钢铁、建材和化工四个行业，这四个行业占全国煤炭消耗的80%以上。由于主要耗煤行业的节能和技术进步，1997～2000年煤炭消费量逐年下降，2000年煤炭消费量创1994年以来历史最低。2001年开始，随着国民经济稳步增长，汽车、房地产等行业快速发展，拉动了钢铁、电力、建材等主要煤炭消耗行业的需求，也间接导致了近4年煤炭消费量的快速上升。对2005～2010年煤炭需求预测如表2－3:

表2－3　2005～2010年全国煤炭需求预测结果单位:亿吨

资料来源:王志宏、赵爱国:《我国煤炭产量预测研究》。

在四个主要煤炭消耗行业中，电煤消耗增长最快。近几年来，电力行业逐步占据了煤炭消费量的主体，1999年突破50%。如图2－5，1980～2000年间，电煤消费量占煤炭产量的比重逐年增加，此后一直维持在高位。发电企业减少煤炭消费的主要手段是降低煤耗。通过关停高耗能的小机组，提高现有机组的运行经济性，1995～2004年间，全国平均供电煤耗由412g/kWh下降到379g/kWh，年均下降3.3g/kWh，如图2－6。但是，平均煤耗下降引致的电煤节约远远不及装机容量增长带来的煤炭需求增长。从未来数年的发展趋势来看，煤炭仍是电力行业的主要能源。由于火力发电装机容量的迅速增长，2003年电煤需求量达到8.5亿吨，2004年达到9.6亿吨，按照预期的电力弹性系数，未来数年内将保持每年1亿吨的增量，到2010年发电用煤量将突破15亿吨。

图2－5　1980～2004年电煤消费量占煤炭产量的比重变化趋势图

资料来源:根据煤炭电力行业统计资料计算、整理。

(3)煤炭供给趋势分析。从煤炭生产来看，2003年煤炭产量为16.67亿吨，2004年超过19亿吨，虽然从数量上看基本满足需求，但实际上目前煤炭企业多是超能力生产，尤其是国有重点煤矿，在前几年建设投资匮乏的影响下凸显产能不足。由于国有煤矿产量增长有限，在快速增长的煤炭需求拉动下，大批曾被关闭的乡镇小煤矿重新投入生产。2004年，我国国有重点、国有地方和乡镇煤矿原煤产量分别占全国原煤产量的47.0%、15.1%和37.9%，如图2－7，增量分别占全国增量的46.1%、6.4%和47.5%。2004年我国有安全保障的原煤生产能力仅12亿吨，却生产了原煤19.56亿吨，煤炭产能质量低。同时因资源枯竭、破产关闭矿井，每年要报废生产能力1300万吨，而2004年新建的大中型煤矿将在2006年以后才能投产，这表明我国已发生煤炭危机。

图2－6　1995～2004年电力行业发供电煤耗变化图

资料来源:根据中电联统计数据整理。

图2－7　1990～2004年我国煤炭产量

资料来源:根据《中国电力与煤炭》及煤炭行业统计资料整理。

2003年，电煤的供应形势得到了国家主管部门的高度重视，政府通过指定性煤价、煤炭出口退税率下调等加强对煤炭生产的平衡和调控，要求煤炭行业在“十一五”期间进行以建立大企业、大集团为目标的煤炭行业战略性大重组，建立4～5个年产1亿吨、十几个年产5000万吨以上的煤矿企业。2003年，全国在建大中型矿井接近200处，煤炭行业投资以每年50%以上的速度增长。预计未来几年煤炭的生产能力将有较大的提高。

考虑到煤矿超产能力，预测未来几年煤炭行业的最大产量见表2－4:

表2－4　2005～2010年全国煤炭总产量预测单位:亿吨

数据来源:王志宏、赵爱国:《我国煤炭产量预测研究》。

总体看来，考虑到煤矿超产能力，未来几年煤炭供需将处于基本平衡而时有偏紧的状况。因此，从供求形势来看，煤炭产业在与发电企业谈判中处于有利位置。

2.3.1.2煤炭产业市场集中度分析

市场集中度将影响谈判中的议价能力。总体来看，我国煤炭产业市场集中度不高，煤矿点多面广，未形成整体竞争力。截至2003年，全国煤矿2.8万个，平均生产规模只有5万吨左右，其中小型煤矿2.59万个，占总数的92.5%(濮洪九等，2004)。产业集中度低造成了行业内部的过度竞争，使得煤炭在与电力谈判中处于弱势地位。

但是从趋势上看，煤炭产业集中度有上升的趋势。如果用以前8家最大煤矿产量占全国产量的比重(CR8)来衡量产业集中度，可以看出煤炭体制改革后，煤炭产业市场集中度经历了一个先下降后上升的变化过程。1993年、1994年国家分两步放开煤炭价格以后，在利益机制驱动下乡镇煤矿出现了发展高潮，产业集中度下降。从1998年开始，国家对煤炭行业实施了“关井压产、总量控制”的行政干预和政策调控，对非法、低效、两证不全、煤质差和布局不合理的小煤窑坚决关闭，对国有老矿、贫矿予以破产处理; 2001年国家实施安全生产专项整治，乡镇煤矿产量开始下降。在国家政策干预下，煤炭产业集中度有所提高。见表2－5、表2－6。

表2－5　煤炭产业集中度变化情况表

资料来源:根据《中国电力与煤炭》、《竞争力经济学》、《2004年煤炭经济运行评析》数据整理。

表2－6　2004年与2003年煤炭产业集中度比较表

资料来源:潘伟尔:《2004年煤炭经济运行评析》。

2003年以来由于乡镇小煤矿重新投入生产，导致我国煤炭行业“矿难频发”，2005年6月1日，国务院常务会议通过了《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，提出“以建设大型煤炭基地、培育大型煤炭企业和企业集团为主线”，“形成若干个亿吨级生产能力的大型煤炭企业和企业集团”的煤炭业改革思路和煤炭产业现阶段主要目标，涉及建立13个大型煤炭基地的内容。这些基地分布着40多个主要矿区，煤炭储量6908亿吨，占全国总储量的70%。这将会改变行业生产结构，提高产业集中度，小煤矿将会被逐步淘汰出局，煤炭企业议价能力将进一步增强。

与此同时，从采购方来说，发电产业的力量却分散了。电力体制改革之前，国电公司系统的燃煤采购势力庞大，相比之下煤炭企业力量比较分散，发电企业具有优势。电力体制改革后，国电公司系统的发电企业被一分为五;而此时的煤炭企业，由于小煤窑的关闭，大中型煤炭企业在有关地方政府和行业协会的组织下联合起来，而且存在进一步组建大型煤炭购销企业的趋势，发电企业的谈判力量相对削弱了。

2.3.1.3煤炭行业壁垒和煤电一体化对双方谈判能力的影响

煤炭行业壁垒是影响煤炭产业与发电产业谈判能力的另一个重要因素。总体来看，煤炭行业进入壁垒较低，而退出壁垒较高，这使得煤炭产业在与电力行业价格谈判中处于不利地位。一方面煤炭进入壁垒低，改革开放后，随着地方自主权的扩大，为了追求局部利益，一些煤炭资源条件较好的地方开办了大批小型煤炭项目，从而在煤炭产业中形成了数以十万计的地方、乡镇和个体小规模煤矿。而另一方面煤炭产业退出壁垒高，煤炭产业资产具有较强的专用性，而且又是劳动密集型产业，退出产业涉及大量人员安置问题。这也是煤炭产业市场集中度不高的原因之一。

但是，从国家政策引导方向来看，煤炭行业进入壁垒有提高的趋势。1998年，国家针对煤炭问题确定了“下放、关井、监管”三项重大改革举措，在将重点煤矿管理权限下放的同时，对非法和布局不合理的煤矿实行关井，许多生产能力低、安全没有保障、布局不合理的乡镇小煤矿被关闭;为了保证安全生产，加强行政监管，将“四证”(采矿许可证、煤炭生产许可证、营业执照和矿长资格证)审核发放权力上收到省级政府部门。这些措施在一定程度上提高了煤炭行业的进入壁垒。

煤电一体化对于煤炭和发电行业来看，都是有利的。一方面煤电一体化经营，使得煤炭和电力由一个企业管理，其中电力作为商品向外销售，煤炭除用于发电外也可作为商品销售，煤电的生产成本费用以及销售可以在企业内部平衡，统一结算，不受外部煤炭市场价格波动的影响;同时由于减少了中间环节，有利于降低成本，提高经济效益。目前一些大型煤炭企业已经或正在进入发电产业，如神华集团、西山煤电等已经拥有容量可观的发电机组，宁夏煤业集团等煤业巨头都已开始启动发电项目。另一方面，一些大型发电企业由于饱受近一两年煤炭紧缺之苦，也在积极谋求进入煤炭产业，控制煤炭资源。例如，华能、中电投与淮南矿业集团提出共同开发淮南煤电基地，中电投与平顶山煤业集团、华电集团与宁夏煤业集团都形成了联合开发意向，鲁能在陕西开发建设煤矿与电厂，华能集团公司还以2942.3万澳元的价格收购了澳大利亚蒙托煤矿25.5%的股权，其用意一方面为了保证供应，另一方面也是为了获得与对手谈判时更强的谈判能力。

2.3.1.4电煤价格走势及对发电产业的影响

以上因素综合决定了发电产业与煤炭产业谈判力量的强弱，其结果的直接表现就是电煤价格。电煤价格的谈判和确定，是我国能源产业链上两大行业由于电煤价格放开而引发的为争取自身行业利益进行的诉求。

(1)煤炭价格体制和电煤指导价。1993年、1994年国家分两步放开了煤炭价格，煤炭价格基本是以市场供求状况变化而制定。电煤价格放开后，煤、电企业价格争议不断，以致出现停煤、停电的现象，经国务院同意，1996年出台电煤指导价格政策。煤炭价格市场化后，煤炭企业希望电煤的价格能随着市场行情而得到上涨，但发电企业却执意不从。这使得电煤价格成了煤炭企业和发电企业争执的焦点。在煤炭资源偏紧、品种和地区矛盾有所加剧的情况下，电煤价格成为了产需衔接的难点。2003年下半年以来，在煤炭需求旺盛、市场电煤价格大幅上涨的情况下，一方面是煤炭企业提价欲望强烈;另一方面则是发电企业宁可停机也不肯按市场价采购电煤，煤、电“顶牛”对部分电厂的燃料供应和正常发电产生了不同程度的影响。在电力供应最为紧张的时期，甚至出现了煤炭重点产区的电厂停机的极端例子。

在煤炭企业和发电企业为电煤价格争执不下时，作为价格宏观调控部门的国家发展改革委员会不得不对煤、电企业的紧张关系进行协调。2004年，发改委允许电煤价格平均每吨上调不超过12元(含税);同时对省级以上电网统一调度的燃煤机组上网电价提高0.7分/千瓦时。但是，煤、电两大产业之间的价格矛盾远未解决。

(2)近年来电煤价格走势分析和预测。近年来商品煤和电煤价格走势如图2－8所示。从图中可以看出，自2001年、2002年开始，商品煤价格出现恢复性上涨，到2003年、2004年涨势尤其迅速。与此类似，电煤价格在2004年也达到了历史新高。

由于宏观调控政策的持续深入，2004年下游行业增长速度显著放慢，煤炭需求增速已呈下降趋势，而煤炭生产供给能力进一步提高，供需紧张形势将有所缓解。受此影响，考虑到煤炭投产周期，在2007年之前，煤价将保持高位运行，但继续上涨空间不大。随后几年，随着新建煤矿的陆续投产、煤炭行业生产能力的提高，煤炭价格将有可能逐步下降，并随市场供需情况波动。

图2－8　1997～2004年煤炭价格变化趋势比较图

资料来源:根据煤炭行业统计数据整理。

(3)煤炭价格上涨对发电企业的影响。煤炭价格上涨对发电行业的影响非常巨大，以致在很大程度上抵消了本来由于发电行业市场需求扩大可以带来的利润增长。2004年电力需求增长旺盛，发电企业上网电量和主营收入均出现大幅增长，但是不少发电企业净利润反而出现了下降。造成这一现象的原因就是煤炭成本上升太快。煤炭是火力发电厂最大的一项成本支出，占其运营成本的50%以上。由于电价仍由政府确定，迅速上涨的煤价令火电厂燃料成本激增，2004年，许多发电企业出现增收不增利的情况，五大发电集团已有两家出现了亏损。

煤炭价格上涨使发电企业感受到了被上下游产业挤压利润空间的深切痛苦，也感受到了垄断资源的重要性。一方面，发电企业联合起来，在压低煤价未果的情况下，向国家要求电价政策，终于促成煤电联动政策的出台。另一方面，发电企业积极采用多种手段，以求控制稳定的煤炭来源，降低经营风险。如前所述，部分有实力的发电企业直接进军煤炭，以取得主动权;部分发电企业与煤炭供应方签订长期合同，例如，华能公司与神华煤炭运销公司签订了《2005～2007年煤炭购销合同》，与中国煤炭进出口公司签署了《2005～2009年煤炭购销合同》。除此之外，电煤价格的持续上涨，也更加坚定了大型发电企业进军水电的决心。

2. 3. 2　电网企业(买方)谈判能力

由于大用户直接购电才刚刚开始试点，当前情况下电网企业是发电企业的唯一买方。在这种垄断经营局面下，电网企业具有很强的谈判能力，以下作简要分析。

2.3.2.1核定电价阶段电网企业(买方)谈判能力

在现阶段电力市场情况下，由于电价基本上由政府核定，发电企业(卖方)与电网企业(买方)之间的谈判能力体现为对上网电量的分配，而这主要取决于电力供需形势。电力供需有盈余的情况下，由于现行体制下电网由国家垄断经营，国家电网和南方电网划区而治，是所在市场唯一买方，电网企业具有完全主动权; 2004年全国电力供应紧张，发电企业基本处于满发状态，发电机组平均利用小时数达5460小时，火电机组平均利用小时数达到5988小时，创下1987年以来的最高值。河北、山西、内蒙、上海、江苏、浙江、安徽、福建、广东、广西、贵州、云南、陕西、甘肃、青海和宁夏火电机组平均利用小时数均超过了6000小时，其中贵州、青海和宁夏达到了7000小时以上。纵向来看，发电企业相对电网的谈判能力处于历史高点。

2.3.2.2上网竞价阶段电网企业(买方)谈判能力

按照改革部署，下一阶段将实施竞价上网，目前东北和华东电力市场竞价已经开始试点或启动。区域电力市场实施竞价上网后，众多的发电企业统一向电网售电，竞争在发电企业之间展开，而按照国家政策，电网企业由国家垄断经营，交易谈判的主动权显然仍由电网企业掌握，因此只要不是处于电力紧缺状态，发电企业仍处于不利的位置。

2.3.2.3大用户直接购电实施后买方谈判能力

按照电监会和发改委制定的《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，大用户包括自用电大用户和配电企业。大用户直接购电，一方面通过供需直接见面，在发电和售电侧引入竞争机制，并加快价格信号的传递;另一方面在合理的输配电价基础上公平开放电网，改变电网企业独家购买电力的格局，根本目的是要优化资源配置，提高资源利用效率，促进电力发展。从英、美等国情况来看，在电力供应充裕的前提下，对大用户的用电标准有一个降低的过程。因此大用户直接购电实施后，发电市场上发电企业的谈判能力相对于单一电网购电时期将有所提升。但由于我国大用户直接购电尚处于试点的初期阶段，因此暂不作深入讨论。

总体说来，在与下游买方的力量对比中，发电企业处于不利的地位。而纵向来看，2004年可能会成为历史较高水平。

2. 4　市场维度的发电产业竞争力分析

2. 4. 1　当前发电市场供求状况与发电企业竞争状况^[3]

2.4.1.1　2004年国内电力需求形势分析

2004年的电力供求形势有利于发电企业。这一年我国经济继续保持较快增长，全年国内生产总值136515亿元，比上年增长9.5%。全年用电量21735亿千瓦时，同比增长14.9%，电力需求弹性系数达到1.57。电力供应紧张，有利于发电企业保持较高的机组利用率和上网电量。具体说来，电力需求形势有以下特点:

(1)从电力需求的产业构成来看，第二产业用电比重继续上升，工业用电主导地位增强，其中高耗能工业电力需求增长尤其迅速。

在用电产业结构方面，2004年第一产业用电量612亿千瓦时，同比增长2.7%;第二产业用电量16258亿千瓦时，同比增长16.4%;第三产业用电量2435亿千瓦时，同比增长15.2%;城乡居民生活用电量2430亿千瓦时，同比增长8.2%。如图2－9，自20世纪90年代以来，我国第二产业用电比重持续下降，2002年以后，随着我国经济发展进入重化工业发展阶段，推动了工业用电的快速增长，使第二产业用电占全社会用电的比重比2001年提高了2.4个百分点。

图2－9　1990年以来我国第二产业用电比重变化情况

资料来源:中电联，国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

从行业用电来看，如表2－7，主要行业用电保持快速增长。工业生产用电比重到2004年年底已上升至83%，主导地位进一步增强。

在工业用电中，高耗电行业用电增长势头最为强劲，黑色、有色、建材和化工行业用电继续保持快速增长，增长速度分别为25.09%、17.44%、16.05%和13.11%;四大高耗电行业合计用电增长18.17%，高于工业用电增长1.6个百分点。由于国家宏观调控政策和差别电价的实施，2004年下半年高耗电行业用电增长速度总体上呈现出回落态势。

表2－7　2004年各行业用电增长情况

资料来源:中电联，国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

(2)分区域来看，各地区用电量都保持了快速增长，各区域增长较为均衡。2004年各地区用电增长速度均超过了10%，如表2－8。其中西北地区增长17.61%，青海和宁夏用电增长都超过了25%，主要受高耗电行业用电增长推动。华北地区用电增长为16.18%，其中内蒙古地区用电增长超过了25%。南方和华东地区用电增长都超过了15%，分别达到15.81%和15.23%，较为严重的缺电局面使上述两个地区用电增长受到了一定的抑制。华中和东北地区用电增长分别为12.9%和11.08%。

表2－8　2004年我国各地区用电增长情况

(www.xing528.com)

资料来源:中电联，国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

2.4.1.2　2004年国内电力供给形势分析

(1)全国装机容量和发电量大幅增长，但总体仍呈现出比较严重的缺电形势。到2004年年底，全国发电设备容量达到44070万千瓦，净增发电装机容量4929万千瓦，增幅12.6%。其中，水电净增1336万千瓦，增幅14.1%;火电净增3513万千瓦，增幅12.1%;核电增长10.6%。新增装机主要分布在电力供应较为紧张的南方、华东和华中电网地区，上述三个地区新增装机容量均达到了1300万千瓦左右，为缓解地区供需紧张局面发挥了重要的作用。华北电网地区新增700万千瓦左右，西北地区新增220万千瓦左右，而东北地区仅增加50万千瓦左右。

受需求大幅增长的拉动，2004年全年发电量达到21870亿千瓦时，比上年增长14.8%，净增2818亿千瓦时，为历史最高。其中，水电发电量为3280亿千瓦时，同比增长16.6%，主要得益于三峡等大型水电机组陆续投产发电。火电发电量18073亿千瓦时，同比增长14.5%，占全国发电量的82.63%。火电发电量的进一步增长在一定程度上受到了设备健康状况、电煤供应总量与质量等因素的制约。核电发电量稳步增长，全年发电量501亿千瓦时，同比增长14.1%。

尽管2004年装机容量和发电量都出现了大幅增长，但缺电范围仍继续扩大，缺电程度继续加重，供需形势是自20世纪90年代以来最为严峻的一年。在需求快速增长而电力供应总量不足、来水偏枯以及电煤供应持续紧张等因素的影响下，全国电力供需形势已呈持续性缺电局面。全国最大电力缺口高达4000多万千瓦，缺少电量达到650多亿千瓦时，全国25个省份出现拉闸限电情况。

(2)跨区域跨省送电大幅增加。2004年全国跨区域跨省送电大幅增长，全年跨区域送电合计完成590亿千瓦时，比上年增加269亿千瓦时，增长率达到了83.8%。全年区域内省际间交换电量完成1534.8亿千瓦时，同比增长14.93%。跨区域跨省送电对于调剂地区余缺，缓解电力供需紧张局面发挥了积极的作用。

2. 4. 2　2004年主要发电商竞争情况

2004年市场需求的增长对整个行业发展产生巨大影响，它降低了当前发电市场竞争对手之间的竞争强度，使得发电厂商的发电机组得到充分利用。从发电设备平均利用小时的统计结果来看，1995～1999年，电力生产供过于求; 2000～2004年设备利用小时数逐年上升。2004年利用小时数为近十年最高，达到5460小时，火电机组利用更是达到5988小时，这说明我国电力工业目前正处于严重供不应求、高速发展的时期，如图2－10。

图2－10　1995～2004年全国发电设备、火电机组平均利用小时比较表

资料来源:根据电力工业统计资料整理。

2004年，五大发电集团火电装机容量及所占市场份额情况如表2－9。从表中可以看出，五大发电集团火电装机容量总共约占到全国火电总装机容量的1/3。从利用小时看，除华电集团之外，其他集团公司机组利用小时都在6000小时以上，利用率是比较高的。

表2－9　2004年五大发电集团火电装机容量及在全国火电容量中的份额

资料来源:中电联可靠性中心:《2004年度电力可靠性指标》。

根据国外的经验，发电企业之间的竞争是造成电价下降、利润空间被大幅挤压的主要原因，2003年，美国电力市场许多发电商利润微薄甚至部分倒闭即是因为市场竞争太过激烈的缘故。中国电力市场化改革适逢电力紧缺，由于市场供不应求，五大发电集团、各独立发电企业之间，并未出现激烈的竞争局面。从这一方面来说，发电行业获得了充足的空间。这种状况估计还能延续2～3年。

表2－10列示了2004年各独立发电企业装机容量、发电量在全国所占份额，从中可以看出，前五大独立发电企业在全国火力发电量所占市场份额为18.13%，结合表2－9五大发电集团火电容量所占比重，可以认为火力发电企业市场集中度不高。

表2－10　2004年独立发电商火电装机容量、发电量及在全国所占份额

续表

资料来源:中电联可靠性中心:《2004年度电力可靠性指标》。

2. 4. 3　发电替代品竞争力

从整个发电产业来说，替代品主要是其他能源，如煤炭、石油、天然气等。然而，如果从火电企业的角度考虑，其替代品除了上述能源之外，还包括水电、核电等其他发电能源。

2.4.3.1非电能源竞争力

电力能源与其他能源相对消费情况与一国能源结构有关，而能源结构随着生产力发展水平的变化而变化。纵向来看，1970～2002年期间，世界能源结构得到了优化，高效优质能源比重明显上升，世界能源从煤炭时代走入多元化时代，天然气和水电、核电、可再生能源发展很快，如图2－11。横向来看，一般收入越高的国家，其能源消费结构越优，清洁优质能源消费的比重越高。从2002年统计数据来看，高收入国家的煤炭、油气、水电、核电比重大致为21∶64∶10∶5，中等收入国家为36∶52∶3∶9，低收入国家的比重为54∶40∶1∶6。

图2－11　世界一次性能源结构变化

资料来源:中国能源发展战略与政策研究课题组:《中国能源发展战略与政策研究》。

与发达国家不同，现阶段我国能源消费仍以煤炭为主，如表2－11。但从我国一次能源消费构成变化历程来看，煤炭消费比重逐年下降，而水电和核电消费比重逐年上升。

表2－11　中国一次性能源消费构成及变化

资料来源:《中国统计年鉴(2003)》，中国统计出版社。

从终端能源消费情况来看，电力所占比重也是稳步增长的，如图2－12。

图2－12　电能在终端能源消费中的比重

资料来源:中电联、国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

2002年电能在终端能源消费中的比重约达13%，而且有进一步增长的趋势。原因主要有以下方面:

(1)电能是清洁能源，污染小，使用效率高。

(2)电能使用方便，符合人们的消费偏好和使用习惯。而且生产生活中越来越多地使用许多电气设备，这些设备具有专用性，难以用其他能源替代。以人们生活用能为例，据对上海居民的生活能源消费情况调查，电力消费是增长最快的能源之一，如表2－12。

表2－12　上海人均生活用能状况(1980～2001年)

资料来源:中国能源发展战略与政策研究课题组:《中国能源发展战略与政策研究》。

(3)电力能源性能—价格比较高。与其他能源相比，电力具有较高的性价比。随着石油价格的上涨，煤炭等能源价格也飞速上涨，而电力在政府价格管制下上调速度较慢，而且从长期来看，发电市场竞价上网对电力价格上涨将起到抑制作用，电力能源性价比优势将更明显。

综上所述，与电力能源相比其他能源作为替代品的竞争力不是太强，各种能源各有其市场空间，而且电能的绝对和相对市场空间正在逐年扩大。在可预见的几年内，除非发生重大的技术革命，这种状况将得以维持，情况总体对于发电企业是有利的。

2.4.3.2其他类型发电能源竞争力

以上对电能与其他非电能源竞争力状况进行了分析，如果立足于燃煤火电企业，则其替代品竞争对手还包括水电、核电等其他类型的发电企业。这些替代品企业相对具有较强的竞争力而且有进一步强化的趋势。

(1)水力发电竞争力分析。“厂网分开、竞价上网”和全国联网后，水电表现出明显的低成本竞争优势，水电投资规模、发电量以及在电力结构中的比重将会不断提高。就单位千瓦造价相比较，水电为7000～10000元，30万～60万千瓦国产机组火电为5400～6300元，进口66万千瓦机组为7200～8200元，水电比火电高约40%(罗兰，2004)。但是随着国家对环保控制要求的提高，火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求所需的资金使得水电的建设成本与火电差距大幅缩小。另外，最重要的是，水电企业的运行成本远远低于火电企业，当前水电平均运营成本为0.04～0.09元/千瓦时，而火电则高达0.19元/千瓦时左右;并且随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。因此在发电市场侧实行竞价上网后，水电公司的优势将非常明显。

水力发电同时具有良好的社会效益。首先是环保效益。水资源是可再生能源，对水资源的综合利用不像煤炭开采那样对地表造成破坏，有利于社会可持续发展;利用水力发电可以减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、灰渣、烟尘的排放，对于减轻环境污染、酸雨危害及生态破坏将起到重要作用。此外，水力发电还具有灌溉、供水、防洪、生态等综合效益，因此水电是国家重点支持发展的能源，国家能源战略明确提出要“大力发展水电”。

从客观条件来看，“西电东送”和全国联网工程将有利于水电企业发挥其成本优势。水电公司多数地处经济不发达的西部地区，当地用电增长潜力小，而过去由于各区域电网没有实现联网，电力市场自由竞争无法实现，因此低成本优势得不到体现。到2004年全国联网格局已经基本形成，全国跨区域跨省送电大幅增长，在促进跨区域资源优化、调剂地区余缺，缓解电力供需紧张局面中发挥了积极的作用。全年跨区域送电合计完成590亿千瓦时，比2003年增加269亿千瓦时，增长率达到了83.8%，其中仅三峡发电厂就送出390亿千瓦时，同比增长354%。随着全国联网和“西电东送”项目的进一步建成，西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现，东西部发电商经营条件和回报的地区差异性也将逐步消除，从而将进一步促进水电的发展。

因此近年来我国水电开发力度不断加大，到2004年水电设备容量突破1亿千瓦，达到10826万千瓦，水电占总装机比例也趋近25%。可以预见以后随着竞价上网的实施，水电企业优势将得到充分体现，水力发电装机容量将进一步增长。水电将争夺火力发电的相当一部分市场，如图2－13。

图2－13　电力装机发展及构成

资料来源:根据电力工业统计数据整理。

(2)核能发电分析。核电站具有投资大、技术要求高、系统复杂、建设周期长的特点，特别是由于安全要求在不断提高，所以核电站的经济特性不同于火电厂，它的工程造价比火电厂高;但由于核电站在寿命期内运行负荷因子高，运行费用比火电厂低，如表2－13，最终表现在电价同火电相比具有一定竞争力，长期经济效益好。

表2－13　核电运行成本比较

国际原子能机构统计了20世纪80年代一些国家的核电与火电的经济情况，结论是:造价较低的核电站比同一国家的火电厂发电成本低20%，造价较高的核电站比同一国家的火电厂发电成本高5%。

随着国家开发新能源的优惠政策和环保新政策的出台，一些新能源建设项目将从中受益。原国电公司的135万千瓦的核电资产都归属中电投所有，由于核电厂不参与市场竞价，市场风险低，此外考虑到国家及各地政府对核电的优惠政策，中电投已将核电列为战略发展方向。

(3)清洁能源发电竞争力分析。国际上通过多年的研究和规模开发，可再生能源技术成本已经大大降低，到2003年3月，全球风力发电装机已超过40GW，且以30%～40%的年均速度递增，同时发电成本也在持续下降;全球太阳能光伏发电、风力发电等产业的年增长率都在30%以上。可再生能源已成为发达国家实施可持续发展战略的重要选择，也是我国能源发展战略的一个重要方面。

原国家经贸委提出新能源和可再生能源产业发展“十五”规划，将太阳能、风能、地热能列为新能源发展重点，有关部门正在研究制定我国的可再生能源促进法。虽然目前可再生能源因成本太高还不具备与常规能源全面竞争的条件，但并不是说可再生能源就永远没有竞争力。未来的环保政策和市场电价形成机制，将体现化石能源利用过程中所造成的社会损失，这将对可再生能源发电规模的扩大起到积极的推动作用，从而使煤电相对于水电、风电等洁净能源处于更加不利的地位。

2.4.3.3从世界范围看火电企业竞争力

从装机和发电量构成来看，中国燃煤机组所占比重很高。表2－14列出了2002年各国装机容量和发电量构成情况，与主要发达国家比，我国燃煤机组容量和发电量比重都明显偏高。考虑到我国蕴藏的丰富的水能资源，未来水电开发空间较大，燃煤火电机组相对竞争力将趋于下降。

表2－14　2002年世界各国(地区)装机容量与发电量构成情况一览表

资料来源: National Economic Research Associates of the UK(国际数据)，《电力工业统计资料汇编(国内数据)》。

2. 5　时间维度的发电产业竞争力分析^[4]

发电市场的迅速增长，一方面，为当前市场参与者拓宽了利润空间，提供了较好的发展机会;另一方面，由于对市场增长的预期，又使得各方资金纷纷进入发电市场，这必将加剧未来发电市场的竞争强度。

2. 5. 1　2005. 2006年发电市场需求增长和供需形势分析

根据中国电力企业联合会和国电动经中心的预测，2005年国民经济增长率为8.5%～9%，对电力需求的增长有较大的拉动效应，各行业用电将持续快速增长，工业经济尤其是高耗电行业对电力需求的拉动作用仍然比较明显。考虑到随着国家宏观调控政策实施效果、重点行业发展特点、电价调整以及需求侧管理等因素的影响，预计电力需求会比2004年有所回落，但仍保持在较高水平。估计2005年用电增长速度将处于11.5%～14%之间，以13%计算，用电量将达到24560亿千瓦时左右，较2004年净增2825亿千瓦时。第一、二、三产业和居民生活用电需求分别达到653亿、18336亿、2791亿和2779亿千瓦时，第二产业用电量比重继续保持在高水平。全国三次产业及居民生活用电预测如表2－15所示。

表2－15　2005年三次产业及居民生活用电预测结果

资料来源:中电联、国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

2005年全国部分地区的全社会用电量预测结果如表2－16所示，考虑到经济发展、国际环境、宏观调控政策的实施情况等一些不确定因素，给出高、中、低三个方案。其中，西北、南方、华东电网地区总体用电增长仍处于领先地位，增长率分别为14.8%、14.4%、14.3%;华北电网地区处于全国平均水平附近;华中电网地区、东北电网地区相对较慢，但仍可达到10%以上的较高增长水平。

从供给方面看，预计2005年新增发电装机高达7000万千瓦左右，其中上半年新增3000万千瓦左右。因此预计2005年全国电力供需形势较2004年将有所缓解，但总体依然紧张。

表2－16　2005年全国分地区全社会需电量预测结果

资料来源:中电联、国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

预计2006年全国新增装机8000万～9000万千瓦，其中，火电机组占到80%，大致为6500万～7000万千瓦。预计2006年全国需电量增长9.0%～12.0%，用电量达到26750亿～27500亿千瓦时。预计2006年全国电力供需紧张的形势有望全面缓和，只有局部地区略显紧张。缺口主要集中在迎峰度夏期间，大致为800万～1000万千瓦，主要分布在华东和南方几个地区。

据此，1992～2006年社会GDP增长、用电增长与装机容量增长比较如图2－14所示。总体看来，2004～2006年，电力需求仍有很大的增长空间，电力供需形势仍然紧张，但较之2004年将有所缓和。

图2－14　1992～2006年全国GDP、全社会用电量和新增装机三者之间增长对比

资料来源:根据《中国统计年鉴》、《中国电力年鉴》、《中电联电力供需形势报告整理》。“*”为预测年。

2. 5. 2　未来发电市场的潜在进入者

行业利润的稳定和对未来市场增长的预期，使得潜在进入者重兵屯集，这将在随后几年给发电产业带来了很大的压力。

电力改革重组五大发电集团后，五大集团的权益装机容量约占全国总装机容量的35%。面对着电力紧缺的局面，五大集团都制订了雄心勃勃的发展计划，整固和扩大集团的份额。2004年年初，国家发展和改革委员会发布了《电力建设项目公告》，2004年国家批准新开工电站项目规模4000万千瓦，预计投产电站项目规模超过3700万千瓦。从公告显示，这些项目基本是华能、大唐、华电、国电和中电投这五大电力集团申请的，多为其所属或控股参股的大项目，五大集团外的中小型项目较少。

除了五大发电集团外，地方国有发电集团、其他产业资本、民营资本也纷纷进入和扩大在发电领域的投资。神华集团、国家投资公司、中煤集团等多产业集团，由于拥有煤炭产业，早已通过前向一体化战略进入发电行业;地方发电集团，如北京国华电力有限责任公司、北国投、江苏国信等;民营资本如华睿集团都在谋求扩张其装机容量和市场份额。

在电力市场化目标下，发电资产股权多元化是今后的趋势。发电市场的壁垒将不断弱化，一些新的国内外资本也在进入发电领域。外资企业如韩国电力集团，地方资本如宁煤集团等，都纷纷收购和新建电厂。2003年，韩国电力公社(韩国政府投资的集生产、输电、配电以及营销于一体的大型发电企业，排名世界500强企业第279位，经营韩国95%左右的发输配电业务)在中国投资了第一个项目——河南焦作的武陟发电站。该项目在2003年8月达成合作意向，2004年10月份开工。第二个项目河南焦作九里山电厂已于2004年12月签订投资协议。2004年宁煤集团斥资12亿元进入宁夏电力市场。

对于潜在进入者而言，它们具有很大的竞争优势:首先是它们不像国有发电企业一样背负沉重的人员负担;其次是新建的电厂一般是大容量机组，具有较强的竞争力;再次是燃料可以不限于国内采购，国外的燃料价格并不比国内高;最后是融资渠道较广泛，融资成本相对国内发电企业而言比较低。

当然，在国内资本大量角逐发电投资的同时，部分外国资本也在退出中国发电领域。大规模的外资撤退出现了两次。第一次出现在2000年前后，由于电力供应过剩，许多地方政府取消了当初为吸引外资所做的固定回报的承诺，引发了第一次撤资潮。2003年以来，由于电煤价格上涨，许多外资发电企业无法采购到国有大型发电企业才能享受到的计划电煤，同时上网电价又不能上涨，外资企业纷纷陷入微利和亏损的局面，加之对中国发电市场没有信心，出现了第二次撤资潮。2003年3月，美国赛德能源公司将温州特鲁莱发电有限责任公司40%的股份转让，并陆续出售了广东东莞厚街电厂、河北唐山热电和湖北蒲圻赛德发电有限公司的股份。此外，法国阿尔斯通公司撤出了广西来宾电厂B厂项目的40%股份，全球第三大能源巨头美国迈朗公司出售了它在山东国电和广东沙角一电厂的股份。2004年3月，美国电力公司出售了河南南阳浦山电厂70%的股份。年底，西门子公司与瑞典Vattenfall公司的子公司德国汉堡电力公司(HAW)一起出售了在河北邯峰电厂共达40%的股份，并计划进一步出售在中国另外16座发电厂的股份。

大量国内资本的进入和外国资本的撤出，看似互相矛盾，其实说明了同一个事实，未来的发电竞争将是激烈的。加之体制改革的原因，发电企业将在这种竞争中进入微利时代，许多成本高的发电企业将在竞争中遭到淘汰。发电作为一个产业，在经历需求高增长之后，其市场利润空间将被大大压缩。

2. 6　发电产业政策影响力

不论在何种类型的市场中，政府产业政策都是一个不容忽视的影响力量，尤其在被管制的行业，政府产业政策会起到举足轻重的作用。近期对发电企业来说影响比较大的产业政策主要包括电力市场化改革、煤电联动政策、环保政策和宏观调控政策等，以下略作分析。

2. 6. 1　电力市场化改革对发电产业的影响

2002年，以《电力体制改革方案》(国发［2002］5号)为标志，电力体制改革正式启动。这次改革的总体目标是“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。改革第一阶段的主要内容之一就是在发电侧引入竞争，实施“厂网分开、竞价上网”。

电力市场化改革真正促进了发电产业的形成和发展。我国发电装机容量虽然增长很快，但大部分机组都由原国家电力公司拥有和控制，在厂网不分的情况下，不存在完全意义上的发电产业。一方面，在原国家电力公司内部，存在着电网与发电之间的补贴，电厂不是独立的法人实体，不会直接感受到市场竞争的压力;另一方面，对于当时存在的独立发电企业来说，面临着不公平的竞争环境。由于电网自身拥有大量发电资产，出于自身利益的考虑，在上网过程中当然优先照顾所属电厂，而不管独立发电企业是否拥有更低的发电成本和社会效益。这时期最有代表性的事件是管理先进的二滩水电站弃水亏损，并成为此次电力体制改革的导火索。电力市场化改革实施“厂网分开”后，发电企业与电网企业之间的资产纽带关系被斩断，市场竞争更加有序、透明，发电企业成为市场的竞争主体，面临着同等的竞争条件，发电侧市场才真正可能建立，发电产业也才真正成为一个独立的产业。

但是“竞价上网”对发电产业竞争力的影响却是多方面的。一方面，竞价上网有利于区域电力市场内发电企业通过竞争加强管理、降低成本，从而有利于发电产业总体竞争力的提升;另一方面，从长远来看，市场化条件下电力供需缺口将很快得到弥补，竞价上网一般会导致上网电价的下降，从而使得整个产业的利润和发展空间受到挤压，英、美等国电力市场的发展都证明了这一点(刘向东等，2003;张建勇，2003)。

当前我国“厂网分开”已经完成，部分区域电力市场竞价上网已经试运行。由于从全国范围来看电力供需仍存在较大缺口，通过竞价上网降低发电上网电价的机制尚未发挥作用，因此，电力改革目前对发电产业竞争力的影响以正面影响为主。

2. 6. 2　煤电联动政策对发电产业的影响

A.煤电联动政策

2004年12月15日，国家发改委发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见通知》，对煤电联动计算方法、首次联动的计算基准、电价调整周期、销售电价与上网电价等重要问题予以明确。其中规定的上网电价与煤炭价格联动计算方法为:

式中: P电——上网电价调整标准;

　　　ΔP煤——煤炭价格变动量;

　　　T1——转换系数。

其计算式为:

式中: b——供电标准煤耗;

　　　Q——天然煤发热量;

　　　λ——消化比例。

2005年4月底，国家发改委正式公布出台煤电价格联动实施方案。按此方案，自5月1日起全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱，旨在解决2004年6月以来煤炭价格上涨、部分电厂经营亏损以及取消超发电价等对电价的影响。国家发改委指出，煤电联动并不是将煤炭价格上涨造成的发电企业成本增支完全转移出去，而是要求发电企业消化30%，目的是促进企业加强管理，降低成本。为了避免出现煤电轮番涨价的情况，国家发改委重申了对电煤价格的调控政策，要求煤炭生产经营单位不得借电价调整之机提高煤价，并对各地执行煤价调控政策的情况进行检查。

B.煤电联动政策对发电产业的影响

统计资料显示，2004年全国发电总量约为21870亿千瓦时，其中火电18073亿千瓦时，比例达82.64%。按照本次调价方案，火电企业将增加利润400多亿元。上调电价无疑使电力行业成为最直接的受益者。但电力行业在看到上述利好的同时，价格联动中隐含的一些不利因素同样不容忽视:

(1)火电企业并不能完全化解煤价上涨的成本压力。根据煤电联动方案，煤价涨幅超过5%，则电价上调并抵消70%的电煤涨价带来的成本，电厂自己要消化另外的30%。由此可见，火电企业仍然要承担煤价上涨带来的部分成本。尤其在能源紧张暂时难以缓解的大背景下，“煤电价格联动”结果有可能演变成煤电价格的轮番上涨，长期积累，火电企业将会因那“30%的煤价上涨因素”而发生“消化不良”。

(2)“煤电价格联动”并不具有完全的同步性。根据实施方案，如果煤价累计涨幅没有超过5%，则电价不能上调，由此带来的成本上升也将会影响到火电企业的经营业绩。

煤电价格联动对不同类型的电力企业、不同地区的火电公司以及同一市场区域燃料成本不同的火电公司的影响存在差异性。以水电企业为例，煤电价格联动对水电企业带来的好处明显大于火电企业。而按区域平均燃料成本来核定燃料上涨幅度，必然使区域间电力企业产生一定差距;即便在同一区域内，具备规模优势、设备先进、有较强燃料成本控制能力的火电企业，与燃料消耗超过平均水平的中小企业，苦乐不均也将在所难免。由此可知，煤电价格联动只会在一定程度上维持火电公司盈利能力，不能对由此给火电企业带来的前景期望过高，电力企业的当务之急仍须在降低运营成本、提高经济效益上下功夫。

C.煤电联动政策对煤炭产业的影响

对于煤炭企业来说，煤电价格联动显然能带来诸多利益。首先，煤电联动为重点合同电煤和市场电煤价格接轨奠定了基础，将有利于煤炭合同执行率的提高，减少煤炭中间环节的非正常利润，客观上有利于煤炭行业业绩的增长。其次，煤电联动方案在弥补电力企业正常利润空间的同时，也为煤炭价格的上涨打开了后续空间。如前所述，在未来5～6年间，煤炭供需总体偏紧。受此大环境影响，煤电价格联动机制有可能推动整个煤炭价格螺旋上升。这为煤炭行业总体业绩的增长和整体竞争力的提高提供了机会。那些经营规模大、产能扩张快、运输方便或煤电联营的煤炭企业，将在未来几年的行业发展中获得较大的实质性收益。

2. 6. 3　环保新政策对发电产业的影响

环保政策也是影响发电产业竞争力愈显重要的一个因素。自2003年7月1日起，我国实行新的排污费征收管理办法，作为排污费缴纳和使用大户的火力发电企业，将受到很大影响。火力发电企业排污主要包括废气(SO2、NOx)、烟尘、污水、灰渣、噪声。新的排污收费办法对火力发电企业污染物由超标收费变为总量收费，由“两控区”试点收费变为全国范围收费，而且收费标准大幅提高。按照国家新出台排污费征收标准，电力企业仅二氧化硫排污费约需缴50亿元，是原缴费额的6倍，电力企业在污染控制方面将付出很高的经济代价。氮氧化物收费已经全面铺开，如果按照标准足额收费，电力企业将新增缴费约30亿元，进一步加大了经营困难。如果按照讨论中的水资源费征收办法，对水力发电用水及火力发电贯流式冷却用水征费，按照平均测算分别需增加缴费28亿元和47亿元;对于百万等级火电厂，仅此一项，年增加成本5000万元，成本增加3%～5%。^[5]

2005年《京都议定书》正式生效，成为联合国认可的国际法。该公约旨在限制全球二氧化碳等温室气体排放总量。根据共同但有区别的责任原则，《京都议定书》为发达国家和经济转型国家规定了具体的、具有法律约束力的温室气体减排目标，要求这些国家在2008～2012年间总体上要比1990年排放水平平均减少5.2%。中国作为发展中国家在第一阶段不承担二氧化碳减排任务。但总量上目前中国二氧化碳排放量已位居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。长期来看，发电企业多数都是火电厂，是排放二氧化碳的大户，一旦数年后中国承担减排义务，电厂要承担更多的环保负担。

因此，从当前环保政策来看，对火力发电企业竞争力总体是不利的。

2. 6. 4　国家宏观调控政策对发电产业的影响

国家宏观调控政策可以从直接和间接两个方面影响发电产业的发展，从而对其竞争力产生影响。

首先，国家通过电力投资审批、资本金制度等政策，可以直接影响发电项目的建设。2004年各地纷纷争上电站项目，致使电站在建规模上远远超出电力规划确定的目标，同时也超出了资源和环境的承受能力。针对这一情况，国务院下发了《批转发展改革委关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》，制止违规电站项目。

其次，国家可以通过调控相关产业的发展而改变电力需求，从而间接影响到发电产业的发展。因为发电产业是典型的依附性经济，产业发展有赖于经济增长尤其是高耗能产业的需求拉动。2004年GDP增长9.5%，经济出现过热迹象。国家因此采取了一系列宏观调控措施，如审批限制、贷款要求、提高资本金比例等严格控制包括钢铁、有色金属、建材和水泥等行业的过度投资。而这些行业都是电力消费大户。宏观调控的政策效应在2004年下半年和2005年逐渐显现出来，高耗能产业的用电需求增长受到限制。

国家宏观调控政策是从经济全局把握而进行的产业调整。从2004年宏观调控来看，一方面制止了电站的无序化、非理性上马，避免随后几年可能出现的大量过剩局面;另一方面通过抑制高耗能产业需求的过快增长，避免供需的大起大落。总的说来，国家宏观调控政策对于平衡发电需求是有利的，有利于发电产业长期可持续发展。

2. 7　本章小结

企业竞争力取决于企业所处产业的竞争力和在产业中的地位，本章首先分析产业竞争力。本章发展了波特教授的五力分析模型，构造了产业分析的三维模型，从产业链、市场和时间三个维度，上游供应方议价能力、下游购电方议价能力、当前发电市场竞争情况、替代品竞争力、未来发电市场增长情况、潜在进入者和政策影响力七个方面展开分析，并且构造了分析指标体系。对于火力发电产业竞争力分析表明，其市场维度竞争力增强，但产业链维度竞争力急剧下降，时间维度竞争力近两年将得以维持，但从更长时间范围看趋于下降，政策方面的影响也不乐观。可以认为，其总体竞争力是下降的。但由于篇幅和数据所限，没有进行发电产业竞争力的定量评价，也没有与其他产业或国外发电产业进行比较。

【注释】

[1]中电联统计信息部，国电动力经济研究中心:《2004～2005电力供需形势调研和分析研究》。

[2]中电联统计部、国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

[3]许多数据来源于中电联统计信息部，国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。

[4]许多数据来源于中电联统计部，国电动经中心:《2004～2005年电力供需形势调研和分析研究》。另外，此书写作时间为2005年初，因此2005～2006年为预测。

[5]中电联环保部:《中电联环保与资源节约工作总结及2005年工作要点》。