—— 发电行业2016年回眸与2017年展望
2016年是“十三五”开局之年。随着国家“适度扩大总需求的同时，着力加强供给侧结构性改革”，特别是房地产、汽车工业的贡献，预计2016年GDP增长6.7%，我国经济避免了“硬着陆”，实现平稳开局。2016年前10个月，全国规模以上工业企业生产缓中趋稳、利润同比增长8.6%，呈现良好发展的势头。发电行业在“十二五”期间经营发展实现了逆势上扬、“业绩置顶”。进入2016年，能否与全国工业企业“同频共振”呢?2017年又是一个什么样的走势呢?
2016年发电行业业绩“坐滑梯”
与全国工业企业形成反差的是，由于政府下调上网电价、市场交易电量迅速增加、机组利用小时持续下降、电煤价格大幅反弹、环保政策层层加码等因素的叠加影响，以五大发电集团为代表的发电行业2016年开始坐“坐滑梯”，出现了量价齐跌、效益下滑、区域分化的格局，引起业内外的广泛关注。不过，2016年也是发电行业积极响应供给侧改革、调低电源投资力度、承担降低“用能成本”、积极为社会作贡献的一年。
1、用电量增长好于预期，机组利用小时仍持续下降
纵观2016年，发电行业最大的一个亮点是全社会用电量增长好于预期，成为阻挡业绩加速下滑的重要因素。2016年初，中电联年初预计当年用电量仅增长1%～2%，后来又适时作了两次调整，分别增加到2.5%、4.5%。实际上，由于实体经济“缓中趋稳、稳中向好”，中部、东部用电量较快增长(5.1%、4.9%)，第三产业、居民生活用电量快速增长(11.66%、11.43%)，以及第三季高温天气等因素的拉动(7.8%)，截至2016年11月底，全社会用电量增长5%，比去年同期提高4.2个百分点;全国发电量增长4.2%，比去年同期提高4.1个百分点。五大发电集团基本上提前1个月完成了全年发电量计划。
但是，由于2016年1～11月全国装机容量达到15.7亿千瓦，增长10.4%，比2015年同期提高0.7个百分点，发电利用小时“摊薄”效应明显。全国发电设备累计平均利用小时3434小时，同比下降195小时。根据中电联专家最新预测，2016年全社会用电量约6万亿千瓦时，增长“略高于5%”，但火电利用小时约为4150小时，比2015年4329小时减少179小时，创1969年以来的最低值。因此，尽管用电量、发电量的增长好于预期，但架不住装机的快速增长，整体发电利用小时仍处于下降通道，成为全年第二大减收因素。
2、电煤价格大幅反弹，火电赢利“基石”松动
经历了2015年电煤价格的“跌跌不休”，进入2016年，煤炭市场实现了惊人的“大反转”：从低位加速回升。2016年上半年回升30元/吨，到11月初居然高达600多元/吨，累计回升230元/吨，涨幅62%。11月中旬起，煤企、电企以535元/吨开始签订中长期合约，进入12月，煤价开始高位回调。据统计，6月以来，部分电厂实际到厂煤价累计涨幅超过300元/吨。
2016年上半年火电板块仍有较丰厚的赢利。下半年，随着煤价的大幅反弹，火电企业加快获利“回吐”。据悉，五大发电集团煤电板块利润大幅缩水，2016年9月份由正转负，亏损2.59亿元;10、11月份亏损额扩大到7.91、12.86亿元。煤炭价格的大幅反弹远远突破年初的燃料成本预算，预计全年火电板块整体处于微利或盈亏边缘，西北、西南、华北、内蒙等区域出现严重亏损。在目前稳增长、降成本的大背景下，尽管有煤电联动政策，发电企业也提出诉求，但国家有关部门没有计划付诸实施。因此，煤价反弹，成为今年火电企业业绩加速下滑的一个主因。当然，也有利于发电集团的自产煤板块，大幅度减亏，甚至扭亏为盈。
3、政府、市场双管齐下，降电价成发电企业第一大减利因素，但社会分享了巨额红利
2015年12月，中央经济工作会议明确提出“要降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制”。2016年8月，国务院颁布了《降低实体经济企业成本工作方案》(国发〔2016〕48号)，将进一步降低企业“用能成本”作为供给侧改革中“降成本”的重点任务之一。
2016年初，国家发展改革委决定降低燃煤发电上网电价3分/千瓦时和一般工商业用电价格;加上2015年下调2分/千瓦时的翘尾影响，影响发电利润超过千亿元。同时，新电改加大了试点范围，大幅缩小发电量计划，通过双边交易、集中竞价交易、跨区跨省送电等市场化方式，市场交易电量大幅增加，比重快速增加到近30%。尽管“折价”交易幅度缩小，仍对发电行业形成了更大的冲击。在一些西南、西北、东北“先行先试”区域和电力严重过剩区域表现得更加明显，已强力体会到来自电力市场竞争的压力。据统计，工商用户累计降低用电成本超过1000亿元，占2016年供给侧改革降成本近万亿元的10%。新电改释放的“降电价”的巨额红利，惠泽实体经济，增强了竞争能力。当然，对发电企业来讲，电价水平的下降成为今年造成业绩下滑最大的一个因素。
4、国家严控火电打出“组合拳”，通过“有形之手”对煤电发展举起“砍刀”
2016年，国家发展改革委、国家能源局率先打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。
一是设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”。到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标煤，其中：煤炭消费41亿吨，占比控制在58%以下;非化石能源消费占比15%以上;单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。
二是严控煤电新建规模，积极化解过剩产能。建立煤电建设风险预警机制。推出限制煤电发展“三个一批”(取消、缓核、缓建)，淘汰煤电落后产能。“十三五”期间，前3年原则上不上新的煤炭项目;前两年煤电核准处于“冰冻期”。
三是煤电环保政策层层加码、日益严苛。全面实施燃煤电厂超低排放改造，现役、新建燃煤发电机组平均煤耗分别低于310、300克/千瓦时。启动碳排放份额的分配和碳排放权交易市场，设置非水电可再生能源配额(9%)和煤电许可证证，下一步拟对煤电开征碳税。
可见，国家有关部门通过“有形之手”对煤电发展举起“砍刀”，发文之密，力度之大，史上罕见。2016年已取得初步成效。2016年1～11月份，火电完成投资928亿元，同比下降5.3%;火电新增3345万千瓦，比上年同期少投产1405万千瓦。这些宏观调控措施，从长远看，有利于缓解煤电产能过剩，实现电力市场的再平衡，促进可持续发展。
5、清洁发展：政策调整，投资下降，电量大幅增加
针对电力产能过剩的问题，国家一方面严控煤电，另一方面对清洁能源的发展政策也作了新的调整。在能源、电力“十三五”规划中，除了水电、核电超前规划，适度加大开发，做好风电、光伏发电全额保障性收购外，改变了过去对风光电一味鼓励发展的政策，调低新能源上网标杆电价，设立风电建设监测预警机制，并在“十三五”放缓发展节奏，优化空间布局，力争2年内将弃风、弃光控制在5%的合理水平。同时，2016年电力清洁发展也呈现出新的特点：
——投资结构：清洁能源投资仍占大头，但占全部投资的比重有所回落，且除光电外投资增速均同比大幅下降。2016年1～11月份，全国电源投资2689亿元，比上年同期下降12.7%。其中水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的65.5%，比上年同期回落2.7个百分点。
——电源结构：2016年1～11月份，全国新增8557万千瓦装机，其中：清洁装机新增5212万千瓦，占比60%。根据全国能源工作会透露，2016年电力装机达到16.5亿千瓦，非化石能源发电装机比重36.1%，同比提高2个百分点。
——电量结构：2016年1～11月份，全国发电量53701亿千瓦时，同比增长4.2%。其中：水电发电量9840亿千瓦时，同比增长6.4%，核电发电量1914亿千瓦时，同比增长23.5%，风电发电量2162亿千瓦时，同比增长30.3%。清洁装机发电量的增长，不仅大大超过火电发电量的增长，也超过平均发电量的增长。
6、新电改热议中加速推进，催生发电行业“新业态”
2016年新电改尽管议论、争执不断，但电力市场化交易仍在积极推进，跨区域、省级电力交易中心基本建立，发用电计划、竞争性环节电价不断放开，输配电价改革全面推开、配售电侧改革引爆社会，电力体制改革试点已覆盖全国29个省(区、市)，社会资本投资增量配电业务、开展售电业务热情高涨，电力市场化架构初步搭建。这对发电行业产生了深刻影响，既带来严峻的挑战，也催生了“新理念”、“新业态”、“新模式”。
一是市场导向，用户为王。广东率先在全国进行有售电公司参与的月度集中竞价。2016年成交电量159.8亿千瓦时，平均结算价差从4月的-147.926厘/千瓦时，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦时，呈现出价跌量升的局面，发电企业整体让利空间围绕1.5亿/月波动。在7次竞价交易中，售电公司从最开始的13家猛增至154家，其中有53家售电公司完成了交易，市场占有率71.37%，大用户自行购电成交比例为28.63%。2016年10月，进入广东售电目录的企业达到210家。其中，传统发电企业或热电联产企业也积极参与 ，第一次真正感受到了电力市场的洗礼。
二是纷纷进军配售电业务，延伸产业链。据媒体统计，2016年经营范围中包含“售电”业务的公司已经增加至3512家;国家发展改革委《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》公布了105个第一批增量配电业务改革试点项目。除了工程公司、工业用户、科技公司、节能公司、环保公司、服务企业等社会企业不断加入外，各大发电集团改变了等待观望的态度，纷纷试水配售电业务。如华能集团领先进军配售电业务，系统各单位成立售电公司21家，占五大发电集团总数的43%;华能所在30个地区，共有25个增量配电业务试点项目上报了发改委，占五大发电集团总数的58%。配售电业务对传统发电行业是一个陌生的领域，也是一项开创性的战略产业。尽管阻力不小，竞争激烈，但随着电网的进一步开放、政府部门的严格监管以及市场化程度的提高，必将成为发电行业新业务板块。
三是抓住新电改和经济结构转型新机遇，积极稳妥进入电力新业态。进入“十三五”，发电企业面对“一新三改”(经济新常态、电力体制改革、国资国企改革、供给侧结构性改革)，以及复杂多变的政策市场环境，国家严控煤电，风光电发展也受限，非电产业效益分化、整体亏损，开始探索进入电力新业态，包括：充电桩、抽水蓄能、储能技术、地热与生物质发电、电能替代产业、水务产业、油气管网、分布式能源、微网、泛能网、智能电(热)网、能源互联网，综合能源供应等。同时，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据的互用、能源分配方式的互济、能源与消费商业模式的互利。
7、2016年经营业绩：与众不同——“坐滑梯”
2015年，发电行业实现了“黄金四年”(2012～2015年)的“业绩置顶”。然而，进入2016年，发电行业“与众不同”，开始“坐滑梯”，业绩逐季下滑，而且“加速度”。
据中电联资料，2016年1～11月，五大发电集团煤电板块利润下降67.4%。梳理2016年增收因素，其实也不少：一是资金市场宽松，综合融资成本为4.5%左右，比去年下降0.8个百分点，节约财务费用超过230亿元。二是水情较好，水电增发增利;气电气价下降增利;风电、核电、光电等清洁能源发电量增幅较大。三是煤炭等非电产业减亏扭亏;四是“走出去”力度加大，来自境外产业的收入、利润明显增加;五是各发电集团响应国资委号召，打好“提质增效”攻坚战，降低煤耗，积极化解煤炭过剩产能，大力处置“僵尸企业”、治理特困企业、压缩管理链条，继续执行“八项规定”，严控成本费用。但是，由于煤电板块举足轻重，处于盈亏中心位置，仍出现了整体业绩的大幅下滑。2016年1～11月，五大发电集团共实现利润542亿元，比上年同期980亿元下降45%，预计全年利润600亿元左右。
2017年发电行业能否“软着陆”?
展望2017年，是供给侧结构性改革的深化之年，中央明确经济工作总基调是“稳中求进”，要继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，继续推动钢铁、煤炭行业化解过剩产能，着力振兴实体经济，防控金融风险，在电力、油气等领域实现混合所有制改革新突破。由于发电行业面临的宏观环境、政策导向、市场形势错综复杂，既有机遇，更有挑战，既有增收因素，更有减利因素，2017年发电行业经营业绩能否止跌企稳、实现“软着陆”还存在很大的不确定性。从发电企业初步上报的2017年预算看，业绩很不乐观。
1、煤价涨跌是2017年影响发电行业经营业绩最主要、最基础的因素
2017年经济基本面对煤炭需求拉动总体差不多，清洁替代、电能替代、气候回归正常将制约动力煤需求，减需约2%左右。煤炭有效供应量将受到退出煤矿、新增产能等因素影响，估计煤炭去产能、执行276个工作日制度还会坚持。部分煤矿受投入减少、采掘失调、运力制约等个体因素制约，产能可能不能有效发挥。有关政府部门正在制定政策，包括完善276个工作日产能储备制度，减量置换和产能交易制度，煤炭最低和最高储备制度、中长期合同制度和平抑煤炭价格异常波动机制等。据煤炭专家预测，2017年煤炭需求将基本持平或略有减少，市场供求将逐步回归总体平衡、略显宽松的状态。因此，煤价不太可能再现暴涨现象。由于目前秦皇岛港5500大卡市场动力煤平仓价(550～600元/吨)已超过火电企业盈亏平衡点的煤价(500元/吨)，煤企、电企以535元/吨签订中长期合约，第四季度冬贮了大量高价煤，火电亏损面将进一步扩大，2017年一季度最为严重;或许进入二、三季随着煤价的回落，整体业绩会有所企稳。全年预估，火电企业除了华南、华东仍有一定的赢利外，大部分区域的火电亏损加剧。
2、2017年用电量的增长将不上年，发电利用小时仍将持续下降
继续深化供给侧结构性改革(“三去一降一补”)，产业结构优化升级，单位能耗进一步下降。特别是新一轮房地产调控政策，将抑制钢铁、建材及部分工业用电;汽车购置税政策能否延续将影响汽车、交通等行业用电;外贸出口负增长、固定资产投资包括民间投资能否稳定增长，也都是影响因素。剔除上年高温天气、闰月等因素影响，个人判断2017年用电量增长3.5%左右。再加装机容量较快增长(8%)，发电利用小时仍将下降。因此，增产增收的难度很大。
3、电价下降幅度小于上年，但仍是影响业绩的重要因素。
由于煤价大幅反弹，煤电联动又欠账，火电整体亏损，政府2017年降低火电电价的可能性不大，但风光电标杆电价随着技术进步、造价下降，存在继续“下调”可能。同时，新电改试点范围将覆盖全国，将进一步缩小发电量计划，提高市场电量至30%～50%，“折价”交易将席卷全国，对发电行业业绩的冲击不容忽视。
4、从其他增收、减收因素分析，会有影响，但构不成主要威胁
2017年国家降息降准，融资成本、财务费用会进一步下降;煤炭等非电产业可望扭亏为盈;继续布局配售电公司，进入实质性运转，以售促发，提升产业链的综合效益;充电桩、抽水蓄能、储能技术、电能替代产业、分布式能源、微网、泛能网、智能电(热)网、能源互联网，综合能源供应等电力新业态突破发展，优化资源配置;处置“僵尸企业”、治理特困企业、压缩管理链条，科技创新、精益管理，均将提质增效。当然，火电环保升级改造、新能源补贴拖欠，以及金融、科技、工程等非电产业效益下降将继续影响整体效益的提升。
总之，2017年发电行业经营业绩将明显差于上年，总体处于保本微利或盈亏边界，其中：火电板块将出现大面积亏损。第二、三季度能否止跌企稳、实现“软着陆”还存在很大的不确定性。一些电力严重过剩且市场电量大幅增加的西北、西南、内蒙、山西、东北等省份的发电企业，将再次出现2008～2011年严重亏损现象——“生存难，发展难，不能实现良性循环”。因此，当务之急：全行业要积极推进供给侧结构性改革，化解电力过剩产能，改善目前严峻的政策市场环境，减少系统性风险;存量资产：要淘汰落后产能，处置低效资产、僵尸企业，兼并重组，并进行超低排放、超低能耗、热电联产等适应性改造，提质增效;增量发展：要依托规划、面向市场、严控规模、精准布局、清洁转型，并聚焦电力主业、着力向“下”延伸、积极对“外”拓展，实现清洁转型、国际化转型、商业模式的转型。
(作者系中国华电集团公司企管法律部主任)
