微信客服
微信公眾號
—— 發電行業2016年回眸與2017年展望
2016年是“十三五”開局之年。隨著國家“適度擴大總需求的同時，著力加強供給側結構性改革”，特別是房地產、汽車工業的貢獻，預計2016年GDP增長6.7%，我國經濟避免了“硬著陸”，實現平穩開局。2016年前10個月，全國規模以上工業企業生產緩中趨穩、利潤同比增長8.6%，呈現良好發展的勢頭。發電行業在“十二五”期間經營發展實現了逆勢上揚、“業績置頂”。進入2016年，能否與全國工業企業“同頻共振”呢?2017年又是一個什么樣的走勢呢?
2016年發電行業業績“坐滑梯”
與全國工業企業形成反差的是，由于政府下調上網電價、市場交易電量迅速增加、機組利用小時持續下降、電煤價格大幅反彈、環保政策層層加碼等因素的疊加影響，以五大發電集團為代表的發電行業2016年開始坐“坐滑梯”，出現了量價齊跌、效益下滑、區域分化的格局，引起業內外的廣泛關注。不過，2016年也是發電行業積極響應供給側改革、調低電源投資力度、承擔降低“用能成本”、積極為社會作貢獻的一年。
1、用電量增長好于預期，機組利用小時仍持續下降
縱觀2016年，發電行業最大的一個亮點是全社會用電量增長好于預期，成為阻擋業績加速下滑的重要因素。2016年初，中電聯年初預計當年用電量僅增長1%～2%，后來又適時作了兩次調整，分別增加到2.5%、4.5%。實際上，由于實體經濟“緩中趨穩、穩中向好”，中部、東部用電量較快增長(5.1%、4.9%)，第三產業、居民生活用電量快速增長(11.66%、11.43%)，以及第三季高溫天氣等因素的拉動(7.8%)，截至2016年11月底，全社會用電量增長5%，比去年同期提高4.2個百分點;全國發電量增長4.2%，比去年同期提高4.1個百分點。五大發電集團基本上提前1個月完成了全年發電量計劃。
但是，由于2016年1～11月全國裝機容量達到15.7億千瓦，增長10.4%，比2015年同期提高0.7個百分點，發電利用小時“攤薄”效應明顯。全國發電設備累計平均利用小時3434小時，同比下降195小時。根據中電聯專家最新預測，2016年全社會用電量約6萬億千瓦時，增長“略高于5%”，但火電利用小時約為4150小時，比2015年4329小時減少179小時，創1969年以來的最低值。因此，盡管用電量、發電量的增長好于預期，但架不住裝機的快速增長，整體發電利用小時仍處于下降通道，成為全年第二大減收因素。
2、電煤價格大幅反彈，火電贏利“基石”松動
經歷了2015年電煤價格的“跌跌不休”，進入2016年，煤炭市場實現了驚人的“大反轉”：從低位加速回升。2016年上半年回升30元/噸，到11月初居然高達600多元/噸，累計回升230元/噸，漲幅62%。11月中旬起，煤企、電企以535元/噸開始簽訂中長期合約，進入12月，煤價開始高位回調。據統計，6月以來，部分電廠實際到廠煤價累計漲幅超過300元/噸。
2016年上半年火電板塊仍有較豐厚的贏利。下半年，隨著煤價的大幅反彈，火電企業加快獲利“回吐”。據悉，五大發電集團煤電板塊利潤大幅縮水，2016年9月份由正轉負，虧損2.59億元;10、11月份虧損額擴大到7.91、12.86億元。煤炭價格的大幅反彈遠遠突破年初的燃料成本預算，預計全年火電板塊整體處于微利或盈虧邊緣，西北、西南、華北、內蒙等區域出現嚴重虧損。在目前穩增長、降成本的大背景下，盡管有煤電聯動政策，發電企業也提出訴求，但國家有關部門沒有計劃付諸實施。因此，煤價反彈，成為今年火電企業業績加速下滑的一個主因。當然，也有利于發電集團的自產煤板塊，大幅度減虧，甚至扭虧為盈。
3、政府、市場雙管齊下，降電價成發電企業第一大減利因素，但社會分享了巨額紅利
2015年12月，中央經濟工作會議明確提出“要降低電力價格，推進電價市場化改革，完善煤電價格聯動機制”。2016年8月，國務院頒布了《降低實體經濟企業成本工作方案》(國發〔2016〕48號)，將進一步降低企業“用能成本”作為供給側改革中“降成本”的重點任務之一。
2016年初，國家發展改革委決定降低燃煤發電上網電價3分/千瓦時和一般工商業用電價格;加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發電利潤超過千億元。同時，新電改加大了試點范圍，大幅縮小發電量計劃，通過雙邊交易、集中競價交易、跨區跨省送電等市場化方式，市場交易電量大幅增加，比重快速增加到近30%。盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發電行業形成了更大的沖擊。在一些西南、西北、東北“先行先試”區域和電力嚴重過剩區域表現得更加明顯，已強力體會到來自電力市場競爭的壓力。據統計，工商用戶累計降低用電成本超過1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬億元的10%。新電改釋放的“降電價”的巨額紅利，惠澤實體經濟，增強了競爭能力。當然，對發電企業來講，電價水平的下降成為今年造成業績下滑最大的一個因素。
4、國家嚴控火電打出“組合拳”，通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”
2016年，國家發展改革委、國家能源局率先打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。
一是設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”。到2020年，能源消費總量控制在50億噸標煤，其中：煤炭消費41億噸，占比控制在58%以下;非化石能源消費占比15%以上;單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。
二是嚴控煤電新建規模，積極化解過剩產能。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)，淘汰煤電落后產能。“十三五”期間，前3年原則上不上新的煤炭項目;前兩年煤電核準處于“冰凍期”。
三是煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。全面實施燃煤電廠超低排放改造，現役、新建燃煤發電機組平均煤耗分別低于310、300克/千瓦時。啟動碳排放份額的分配和碳排放權交易市場，設置非水電可再生能源配額(9%)和煤電許可證證，下一步擬對煤電開征碳稅。
可見，國家有關部門通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”，發文之密，力度之大，史上罕見。2016年已取得初步成效。2016年1～11月份，火電完成投資928億元，同比下降5.3%;火電新增3345萬千瓦，比上年同期少投產1405萬千瓦。這些宏觀調控措施，從長遠看，有利于緩解煤電產能過剩，實現電力市場的再平衡，促進可持續發展。
5、清潔發展：政策調整，投資下降，電量大幅增加
針對電力產能過剩的問題，國家一方面嚴控煤電，另一方面對清潔能源的發展政策也作了新的調整。在能源、電力“十三五”規劃中，除了水電、核電超前規劃，適度加大開發，做好風電、光伏發電全額保障性收購外，改變了過去對風光電一味鼓勵發展的政策，調低新能源上網標桿電價，設立風電建設監測預警機制，并在“十三五”放緩發展節奏，優化空間布局，力爭2年內將棄風、棄光控制在5%的合理水平。同時，2016年電力清潔發展也呈現出新的特點：
——投資結構：清潔能源投資仍占大頭，但占全部投資的比重有所回落，且除光電外投資增速均同比大幅下降。2016年1～11月份，全國電源投資2689億元，比上年同期下降12.7%。其中水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的65.5%，比上年同期回落2.7個百分點。
——電源結構：2016年1～11月份，全國新增8557萬千瓦裝機，其中：清潔裝機新增5212萬千瓦，占比60%。根據全國能源工作會透露，2016年電力裝機達到16.5億千瓦，非化石能源發電裝機比重36.1%，同比提高2個百分點。
——電量結構：2016年1～11月份，全國發電量53701億千瓦時，同比增長4.2%。其中：水電發電量9840億千瓦時，同比增長6.4%，核電發電量1914億千瓦時，同比增長23.5%，風電發電量2162億千瓦時，同比增長30.3%。清潔裝機發電量的增長，不僅大大超過火電發電量的增長，也超過平均發電量的增長。
6、新電改熱議中加速推進，催生發電行業“新業態”
2016年新電改盡管議論、爭執不斷，但電力市場化交易仍在積極推進，跨區域、省級電力交易中心基本建立，發用電計劃、競爭性環節電價不斷放開，輸配電價改革全面推開、配售電側改革引爆社會，電力體制改革試點已覆蓋全國29個省(區、市)，社會資本投資增量配電業務、開展售電業務熱情高漲，電力市場化架構初步搭建。這對發電行業產生了深刻影響，既帶來嚴峻的挑戰，也催生了“新理念”、“新業態”、“新模式”。
一是市場導向，用戶為王。廣東率先在全國進行有售電公司參與的月度集中競價。2016年成交電量159.8億千瓦時，平均結算價差從4月的-147.926厘/千瓦時，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦時，呈現出價跌量升的局面，發電企業整體讓利空間圍繞1.5億/月波動。在7次競價交易中，售電公司從最開始的13家猛增至154家，其中有53家售電公司完成了交易，市場占有率71.37%，大用戶自行購電成交比例為28.63%。2016年10月，進入廣東售電目錄的企業達到210家。其中，傳統發電企業或熱電聯產企業也積極參與 ，第一次真正感受到了電力市場的洗禮。
二是紛紛進軍配售電業務，延伸產業鏈。據媒體統計，2016年經營范圍中包含“售電”業務的公司已經增加至3512家;國家發展改革委《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》公布了105個第一批增量配電業務改革試點項目。除了工程公司、工業用戶、科技公司、節能公司、環保公司、服務企業等社會企業不斷加入外，各大發電集團改變了等待觀望的態度，紛紛試水配售電業務。如華能集團領先進軍配售電業務，系統各單位成立售電公司21家，占五大發電集團總數的43%;華能所在30個地區，共有25個增量配電業務試點項目上報了發改委，占五大發電集團總數的58%。配售電業務對傳統發電行業是一個陌生的領域，也是一項開創性的戰略產業。盡管阻力不小，競爭激烈，但隨著電網的進一步開放、政府部門的嚴格監管以及市場化程度的提高，必將成為發電行業新業務板塊。
三是抓住新電改和經濟結構轉型新機遇，積極穩妥進入電力新業態。進入“十三五”，發電企業面對“一新三改”(經濟新常態、電力體制改革、國資國企改革、供給側結構性改革)，以及復雜多變的政策市場環境，國家嚴控煤電，風光電發展也受限，非電產業效益分化、整體虧損，開始探索進入電力新業態，包括：充電樁、抽水蓄能、儲能技術、地熱與生物質發電、電能替代產業、水務產業、油氣管網、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯網，綜合能源供應等。同時，實現能源基礎設施互聯、能源形式互換、能源技術數據與信息技術數據的互用、能源分配方式的互濟、能源與消費商業模式的互利。
7、2016年經營業績：與眾不同——“坐滑梯”
2015年，發電行業實現了“黃金四年”(2012～2015年)的“業績置頂”。然而，進入2016年，發電行業“與眾不同”，開始“坐滑梯”，業績逐季下滑，而且“加速度”。
據中電聯資料，2016年1～11月，五大發電集團煤電板塊利潤下降67.4%。梳理2016年增收因素，其實也不少：一是資金市場寬松，綜合融資成本為4.5%左右，比去年下降0.8個百分點，節約財務費用超過230億元。二是水情較好，水電增發增利;氣電氣價下降增利;風電、核電、光電等清潔能源發電量增幅較大。三是煤炭等非電產業減虧扭虧;四是“走出去”力度加大，來自境外產業的收入、利潤明顯增加;五是各發電集團響應國資委號召，打好“提質增效”攻堅戰，降低煤耗，積極化解煤炭過剩產能，大力處置“僵尸企業”、治理特困企業、壓縮管理鏈條，繼續執行“八項規定”，嚴控成本費用。但是，由于煤電板塊舉足輕重，處于盈虧中心位置，仍出現了整體業績的大幅下滑。2016年1～11月，五大發電集團共實現利潤542億元，比上年同期980億元下降45%，預計全年利潤600億元左右。
2017年發電行業能否“軟著陸”?
展望2017年，是供給側結構性改革的深化之年，中央明確經濟工作總基調是“穩中求進”，要繼續實施積極的財政政策和穩健的貨幣政策，繼續推動鋼鐵、煤炭行業化解過剩產能，著力振興實體經濟，防控金融風險，在電力、油氣等領域實現混合所有制改革新突破。由于發電行業面臨的宏觀環境、政策導向、市場形勢錯綜復雜，既有機遇，更有挑戰，既有增收因素，更有減利因素，2017年發電行業經營業績能否止跌企穩、實現“軟著陸”還存在很大的不確定性。從發電企業初步上報的2017年預算看，業績很不樂觀。
1、煤價漲跌是2017年影響發電行業經營業績最主要、最基礎的因素
2017年經濟基本面對煤炭需求拉動總體差不多，清潔替代、電能替代、氣候回歸正常將制約動力煤需求，減需約2%左右。煤炭有效供應量將受到退出煤礦、新增產能等因素影響，估計煤炭去產能、執行276個工作日制度還會堅持。部分煤礦受投入減少、采掘失調、運力制約等個體因素制約，產能可能不能有效發揮。有關政府部門正在制定政策，包括完善276個工作日產能儲備制度，減量置換和產能交易制度，煤炭最低和最高儲備制度、中長期合同制度和平抑煤炭價格異常波動機制等。據煤炭專家預測，2017年煤炭需求將基本持平或略有減少，市場供求將逐步回歸總體平衡、略顯寬松的狀態。因此，煤價不太可能再現暴漲現象。由于目前秦皇島港5500大卡市場動力煤平倉價(550～600元/噸)已超過火電企業盈虧平衡點的煤價(500元/噸)，煤企、電企以535元/噸簽訂中長期合約，第四季度冬貯了大量高價煤，火電虧損面將進一步擴大，2017年一季度最為嚴重;或許進入二、三季隨著煤價的回落，整體業績會有所企穩。全年預估，火電企業除了華南、華東仍有一定的贏利外，大部分區域的火電虧損加劇。
2、2017年用電量的增長將不上年，發電利用小時仍將持續下降
繼續深化供給側結構性改革(“三去一降一補”)，產業結構優化升級，單位能耗進一步下降。特別是新一輪房地產調控政策，將抑制鋼鐵、建材及部分工業用電;汽車購置稅政策能否延續將影響汽車、交通等行業用電;外貿出口負增長、固定資產投資包括民間投資能否穩定增長，也都是影響因素。剔除上年高溫天氣、閏月等因素影響，個人判斷2017年用電量增長3.5%左右。再加裝機容量較快增長(8%)，發電利用小時仍將下降。因此，增產增收的難度很大。
3、電價下降幅度小于上年，但仍是影響業績的重要因素。
由于煤價大幅反彈，煤電聯動又欠賬，火電整體虧損，政府2017年降低火電電價的可能性不大，但風光電標桿電價隨著技術進步、造價下降，存在繼續“下調”可能。同時，新電改試點范圍將覆蓋全國，將進一步縮小發電量計劃，提高市場電量至30%～50%，“折價”交易將席卷全國，對發電行業業績的沖擊不容忽視。
4、從其他增收、減收因素分析，會有影響，但構不成主要威脅
2017年國家降息降準，融資成本、財務費用會進一步下降;煤炭等非電產業可望扭虧為盈;繼續布局配售電公司，進入實質性運轉，以售促發，提升產業鏈的綜合效益;充電樁、抽水蓄能、儲能技術、電能替代產業、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯網，綜合能源供應等電力新業態突破發展，優化資源配置;處置“僵尸企業”、治理特困企業、壓縮管理鏈條，科技創新、精益管理，均將提質增效。當然，火電環保升級改造、新能源補貼拖欠，以及金融、科技、工程等非電產業效益下降將繼續影響整體效益的提升。
總之，2017年發電行業經營業績將明顯差于上年，總體處于保本微利或盈虧邊界，其中：火電板塊將出現大面積虧損。第二、三季度能否止跌企穩、實現“軟著陸”還存在很大的不確定性。一些電力嚴重過剩且市場電量大幅增加的西北、西南、內蒙、山西、東北等省份的發電企業，將再次出現2008～2011年嚴重虧損現象——“生存難，發展難，不能實現良性循環”。因此，當務之急：全行業要積極推進供給側結構性改革，化解電力過剩產能，改善目前嚴峻的政策市場環境，減少系統性風險;存量資產：要淘汰落后產能，處置低效資產、僵尸企業，兼并重組，并進行超低排放、超低能耗、熱電聯產等適應性改造，提質增效;增量發展：要依托規劃、面向市場、嚴控規模、精準布局、清潔轉型，并聚焦電力主業、著力向“下”延伸、積極對“外”拓展，實現清潔轉型、國際化轉型、商業模式的轉型。
(作者系中國華電集團公司企管法律部主任)
2016年是“十三五”開局之年。隨著國家“適度擴大總需求的同時，著力加強供給側結構性改革”，特別是房地產、汽車工業的貢獻，預計2016年GDP增長6.7%，我國經濟避免了“硬著陸”，實現平穩開局。2016年前10個月，全國規模以上工業企業生產緩中趨穩、利潤同比增長8.6%，呈現良好發展的勢頭。發電行業在“十二五”期間經營發展實現了逆勢上揚、“業績置頂”。進入2016年，能否與全國工業企業“同頻共振”呢?2017年又是一個什么樣的走勢呢?
2016年發電行業業績“坐滑梯”
與全國工業企業形成反差的是，由于政府下調上網電價、市場交易電量迅速增加、機組利用小時持續下降、電煤價格大幅反彈、環保政策層層加碼等因素的疊加影響，以五大發電集團為代表的發電行業2016年開始坐“坐滑梯”，出現了量價齊跌、效益下滑、區域分化的格局，引起業內外的廣泛關注。不過，2016年也是發電行業積極響應供給側改革、調低電源投資力度、承擔降低“用能成本”、積極為社會作貢獻的一年。
1、用電量增長好于預期，機組利用小時仍持續下降
縱觀2016年，發電行業最大的一個亮點是全社會用電量增長好于預期，成為阻擋業績加速下滑的重要因素。2016年初，中電聯年初預計當年用電量僅增長1%～2%，后來又適時作了兩次調整，分別增加到2.5%、4.5%。實際上，由于實體經濟“緩中趨穩、穩中向好”，中部、東部用電量較快增長(5.1%、4.9%)，第三產業、居民生活用電量快速增長(11.66%、11.43%)，以及第三季高溫天氣等因素的拉動(7.8%)，截至2016年11月底，全社會用電量增長5%，比去年同期提高4.2個百分點;全國發電量增長4.2%，比去年同期提高4.1個百分點。五大發電集團基本上提前1個月完成了全年發電量計劃。
但是，由于2016年1～11月全國裝機容量達到15.7億千瓦，增長10.4%，比2015年同期提高0.7個百分點，發電利用小時“攤薄”效應明顯。全國發電設備累計平均利用小時3434小時，同比下降195小時。根據中電聯專家最新預測，2016年全社會用電量約6萬億千瓦時，增長“略高于5%”，但火電利用小時約為4150小時，比2015年4329小時減少179小時，創1969年以來的最低值。因此，盡管用電量、發電量的增長好于預期，但架不住裝機的快速增長，整體發電利用小時仍處于下降通道，成為全年第二大減收因素。
2、電煤價格大幅反彈，火電贏利“基石”松動
經歷了2015年電煤價格的“跌跌不休”，進入2016年，煤炭市場實現了驚人的“大反轉”：從低位加速回升。2016年上半年回升30元/噸，到11月初居然高達600多元/噸，累計回升230元/噸，漲幅62%。11月中旬起，煤企、電企以535元/噸開始簽訂中長期合約，進入12月，煤價開始高位回調。據統計，6月以來，部分電廠實際到廠煤價累計漲幅超過300元/噸。
2016年上半年火電板塊仍有較豐厚的贏利。下半年，隨著煤價的大幅反彈，火電企業加快獲利“回吐”。據悉，五大發電集團煤電板塊利潤大幅縮水，2016年9月份由正轉負，虧損2.59億元;10、11月份虧損額擴大到7.91、12.86億元。煤炭價格的大幅反彈遠遠突破年初的燃料成本預算，預計全年火電板塊整體處于微利或盈虧邊緣，西北、西南、華北、內蒙等區域出現嚴重虧損。在目前穩增長、降成本的大背景下，盡管有煤電聯動政策，發電企業也提出訴求，但國家有關部門沒有計劃付諸實施。因此，煤價反彈，成為今年火電企業業績加速下滑的一個主因。當然，也有利于發電集團的自產煤板塊，大幅度減虧，甚至扭虧為盈。
3、政府、市場雙管齊下，降電價成發電企業第一大減利因素，但社會分享了巨額紅利
2015年12月，中央經濟工作會議明確提出“要降低電力價格，推進電價市場化改革，完善煤電價格聯動機制”。2016年8月，國務院頒布了《降低實體經濟企業成本工作方案》(國發〔2016〕48號)，將進一步降低企業“用能成本”作為供給側改革中“降成本”的重點任務之一。
2016年初，國家發展改革委決定降低燃煤發電上網電價3分/千瓦時和一般工商業用電價格;加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發電利潤超過千億元。同時，新電改加大了試點范圍，大幅縮小發電量計劃，通過雙邊交易、集中競價交易、跨區跨省送電等市場化方式，市場交易電量大幅增加，比重快速增加到近30%。盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發電行業形成了更大的沖擊。在一些西南、西北、東北“先行先試”區域和電力嚴重過剩區域表現得更加明顯，已強力體會到來自電力市場競爭的壓力。據統計，工商用戶累計降低用電成本超過1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬億元的10%。新電改釋放的“降電價”的巨額紅利，惠澤實體經濟，增強了競爭能力。當然，對發電企業來講，電價水平的下降成為今年造成業績下滑最大的一個因素。
4、國家嚴控火電打出“組合拳”，通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”
2016年，國家發展改革委、國家能源局率先打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。
一是設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”。到2020年，能源消費總量控制在50億噸標煤，其中：煤炭消費41億噸，占比控制在58%以下;非化石能源消費占比15%以上;單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。
二是嚴控煤電新建規模，積極化解過剩產能。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)，淘汰煤電落后產能。“十三五”期間，前3年原則上不上新的煤炭項目;前兩年煤電核準處于“冰凍期”。
三是煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。全面實施燃煤電廠超低排放改造，現役、新建燃煤發電機組平均煤耗分別低于310、300克/千瓦時。啟動碳排放份額的分配和碳排放權交易市場，設置非水電可再生能源配額(9%)和煤電許可證證，下一步擬對煤電開征碳稅。
可見，國家有關部門通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”，發文之密，力度之大，史上罕見。2016年已取得初步成效。2016年1～11月份，火電完成投資928億元，同比下降5.3%;火電新增3345萬千瓦，比上年同期少投產1405萬千瓦。這些宏觀調控措施，從長遠看，有利于緩解煤電產能過剩，實現電力市場的再平衡，促進可持續發展。
5、清潔發展：政策調整，投資下降，電量大幅增加
針對電力產能過剩的問題，國家一方面嚴控煤電，另一方面對清潔能源的發展政策也作了新的調整。在能源、電力“十三五”規劃中，除了水電、核電超前規劃，適度加大開發，做好風電、光伏發電全額保障性收購外，改變了過去對風光電一味鼓勵發展的政策，調低新能源上網標桿電價，設立風電建設監測預警機制，并在“十三五”放緩發展節奏，優化空間布局，力爭2年內將棄風、棄光控制在5%的合理水平。同時，2016年電力清潔發展也呈現出新的特點：
——投資結構：清潔能源投資仍占大頭，但占全部投資的比重有所回落，且除光電外投資增速均同比大幅下降。2016年1～11月份，全國電源投資2689億元，比上年同期下降12.7%。其中水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的65.5%，比上年同期回落2.7個百分點。
——電源結構：2016年1～11月份，全國新增8557萬千瓦裝機，其中：清潔裝機新增5212萬千瓦，占比60%。根據全國能源工作會透露，2016年電力裝機達到16.5億千瓦，非化石能源發電裝機比重36.1%，同比提高2個百分點。
——電量結構：2016年1～11月份，全國發電量53701億千瓦時，同比增長4.2%。其中：水電發電量9840億千瓦時，同比增長6.4%，核電發電量1914億千瓦時，同比增長23.5%，風電發電量2162億千瓦時，同比增長30.3%。清潔裝機發電量的增長，不僅大大超過火電發電量的增長，也超過平均發電量的增長。
6、新電改熱議中加速推進，催生發電行業“新業態”
2016年新電改盡管議論、爭執不斷，但電力市場化交易仍在積極推進，跨區域、省級電力交易中心基本建立，發用電計劃、競爭性環節電價不斷放開，輸配電價改革全面推開、配售電側改革引爆社會，電力體制改革試點已覆蓋全國29個省(區、市)，社會資本投資增量配電業務、開展售電業務熱情高漲，電力市場化架構初步搭建。這對發電行業產生了深刻影響，既帶來嚴峻的挑戰，也催生了“新理念”、“新業態”、“新模式”。
一是市場導向，用戶為王。廣東率先在全國進行有售電公司參與的月度集中競價。2016年成交電量159.8億千瓦時，平均結算價差從4月的-147.926厘/千瓦時，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦時，呈現出價跌量升的局面，發電企業整體讓利空間圍繞1.5億/月波動。在7次競價交易中，售電公司從最開始的13家猛增至154家，其中有53家售電公司完成了交易，市場占有率71.37%，大用戶自行購電成交比例為28.63%。2016年10月，進入廣東售電目錄的企業達到210家。其中，傳統發電企業或熱電聯產企業也積極參與 ，第一次真正感受到了電力市場的洗禮。
二是紛紛進軍配售電業務，延伸產業鏈。據媒體統計，2016年經營范圍中包含“售電”業務的公司已經增加至3512家;國家發展改革委《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》公布了105個第一批增量配電業務改革試點項目。除了工程公司、工業用戶、科技公司、節能公司、環保公司、服務企業等社會企業不斷加入外，各大發電集團改變了等待觀望的態度，紛紛試水配售電業務。如華能集團領先進軍配售電業務，系統各單位成立售電公司21家，占五大發電集團總數的43%;華能所在30個地區，共有25個增量配電業務試點項目上報了發改委，占五大發電集團總數的58%。配售電業務對傳統發電行業是一個陌生的領域，也是一項開創性的戰略產業。盡管阻力不小，競爭激烈，但隨著電網的進一步開放、政府部門的嚴格監管以及市場化程度的提高，必將成為發電行業新業務板塊。
三是抓住新電改和經濟結構轉型新機遇，積極穩妥進入電力新業態。進入“十三五”，發電企業面對“一新三改”(經濟新常態、電力體制改革、國資國企改革、供給側結構性改革)，以及復雜多變的政策市場環境，國家嚴控煤電，風光電發展也受限，非電產業效益分化、整體虧損，開始探索進入電力新業態，包括：充電樁、抽水蓄能、儲能技術、地熱與生物質發電、電能替代產業、水務產業、油氣管網、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯網，綜合能源供應等。同時，實現能源基礎設施互聯、能源形式互換、能源技術數據與信息技術數據的互用、能源分配方式的互濟、能源與消費商業模式的互利。
7、2016年經營業績：與眾不同——“坐滑梯”
2015年，發電行業實現了“黃金四年”(2012～2015年)的“業績置頂”。然而，進入2016年，發電行業“與眾不同”，開始“坐滑梯”，業績逐季下滑，而且“加速度”。
據中電聯資料，2016年1～11月，五大發電集團煤電板塊利潤下降67.4%。梳理2016年增收因素，其實也不少：一是資金市場寬松，綜合融資成本為4.5%左右，比去年下降0.8個百分點，節約財務費用超過230億元。二是水情較好，水電增發增利;氣電氣價下降增利;風電、核電、光電等清潔能源發電量增幅較大。三是煤炭等非電產業減虧扭虧;四是“走出去”力度加大，來自境外產業的收入、利潤明顯增加;五是各發電集團響應國資委號召，打好“提質增效”攻堅戰，降低煤耗，積極化解煤炭過剩產能，大力處置“僵尸企業”、治理特困企業、壓縮管理鏈條，繼續執行“八項規定”，嚴控成本費用。但是，由于煤電板塊舉足輕重，處于盈虧中心位置，仍出現了整體業績的大幅下滑。2016年1～11月，五大發電集團共實現利潤542億元，比上年同期980億元下降45%，預計全年利潤600億元左右。
2017年發電行業能否“軟著陸”?
展望2017年，是供給側結構性改革的深化之年，中央明確經濟工作總基調是“穩中求進”，要繼續實施積極的財政政策和穩健的貨幣政策，繼續推動鋼鐵、煤炭行業化解過剩產能，著力振興實體經濟，防控金融風險，在電力、油氣等領域實現混合所有制改革新突破。由于發電行業面臨的宏觀環境、政策導向、市場形勢錯綜復雜，既有機遇，更有挑戰，既有增收因素，更有減利因素，2017年發電行業經營業績能否止跌企穩、實現“軟著陸”還存在很大的不確定性。從發電企業初步上報的2017年預算看，業績很不樂觀。
1、煤價漲跌是2017年影響發電行業經營業績最主要、最基礎的因素
2017年經濟基本面對煤炭需求拉動總體差不多，清潔替代、電能替代、氣候回歸正常將制約動力煤需求，減需約2%左右。煤炭有效供應量將受到退出煤礦、新增產能等因素影響，估計煤炭去產能、執行276個工作日制度還會堅持。部分煤礦受投入減少、采掘失調、運力制約等個體因素制約，產能可能不能有效發揮。有關政府部門正在制定政策，包括完善276個工作日產能儲備制度，減量置換和產能交易制度，煤炭最低和最高儲備制度、中長期合同制度和平抑煤炭價格異常波動機制等。據煤炭專家預測，2017年煤炭需求將基本持平或略有減少，市場供求將逐步回歸總體平衡、略顯寬松的狀態。因此，煤價不太可能再現暴漲現象。由于目前秦皇島港5500大卡市場動力煤平倉價(550～600元/噸)已超過火電企業盈虧平衡點的煤價(500元/噸)，煤企、電企以535元/噸簽訂中長期合約，第四季度冬貯了大量高價煤，火電虧損面將進一步擴大，2017年一季度最為嚴重;或許進入二、三季隨著煤價的回落，整體業績會有所企穩。全年預估，火電企業除了華南、華東仍有一定的贏利外，大部分區域的火電虧損加劇。
2、2017年用電量的增長將不上年，發電利用小時仍將持續下降
繼續深化供給側結構性改革(“三去一降一補”)，產業結構優化升級，單位能耗進一步下降。特別是新一輪房地產調控政策，將抑制鋼鐵、建材及部分工業用電;汽車購置稅政策能否延續將影響汽車、交通等行業用電;外貿出口負增長、固定資產投資包括民間投資能否穩定增長，也都是影響因素。剔除上年高溫天氣、閏月等因素影響，個人判斷2017年用電量增長3.5%左右。再加裝機容量較快增長(8%)，發電利用小時仍將下降。因此，增產增收的難度很大。
3、電價下降幅度小于上年，但仍是影響業績的重要因素。
由于煤價大幅反彈，煤電聯動又欠賬，火電整體虧損，政府2017年降低火電電價的可能性不大，但風光電標桿電價隨著技術進步、造價下降，存在繼續“下調”可能。同時，新電改試點范圍將覆蓋全國，將進一步縮小發電量計劃，提高市場電量至30%～50%，“折價”交易將席卷全國，對發電行業業績的沖擊不容忽視。
4、從其他增收、減收因素分析，會有影響，但構不成主要威脅
2017年國家降息降準，融資成本、財務費用會進一步下降;煤炭等非電產業可望扭虧為盈;繼續布局配售電公司，進入實質性運轉，以售促發，提升產業鏈的綜合效益;充電樁、抽水蓄能、儲能技術、電能替代產業、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯網，綜合能源供應等電力新業態突破發展，優化資源配置;處置“僵尸企業”、治理特困企業、壓縮管理鏈條，科技創新、精益管理，均將提質增效。當然，火電環保升級改造、新能源補貼拖欠，以及金融、科技、工程等非電產業效益下降將繼續影響整體效益的提升。
總之，2017年發電行業經營業績將明顯差于上年，總體處于保本微利或盈虧邊界，其中：火電板塊將出現大面積虧損。第二、三季度能否止跌企穩、實現“軟著陸”還存在很大的不確定性。一些電力嚴重過剩且市場電量大幅增加的西北、西南、內蒙、山西、東北等省份的發電企業，將再次出現2008～2011年嚴重虧損現象——“生存難，發展難，不能實現良性循環”。因此，當務之急：全行業要積極推進供給側結構性改革，化解電力過剩產能，改善目前嚴峻的政策市場環境，減少系統性風險;存量資產：要淘汰落后產能，處置低效資產、僵尸企業，兼并重組，并進行超低排放、超低能耗、熱電聯產等適應性改造，提質增效;增量發展：要依托規劃、面向市場、嚴控規模、精準布局、清潔轉型，并聚焦電力主業、著力向“下”延伸、積極對“外”拓展，實現清潔轉型、國際化轉型、商業模式的轉型。
(作者系中國華電集團公司企管法律部主任)
0 條