? —— 發(fā)電行業(yè)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(yè)的貢獻，預計2016年GDP增長6.7%，我國經濟避免了“硬著陸”，實現(xiàn)平穩(wěn)開局。2016年前10個月，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)生產緩中趨穩(wěn)、利潤同比增長8.6%，呈現(xiàn)良好發(fā)展的勢頭。發(fā)電行業(yè)在“十二五”期間經營發(fā)展實現(xiàn)了逆勢上揚、“業(yè)績置頂”。進入2016年，能否與全國工業(yè)企業(yè)“同頻共振”呢?2017年又是一個什么樣的走勢呢?
2016年發(fā)電行業(yè)業(yè)績“坐滑梯”
與全國工業(yè)企業(yè)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(xù)下降、電煤價格大幅反彈、環(huán)保政策層層加碼等因素的疊加影響，以五大發(fā)電集團為代表的發(fā)電行業(yè)2016年開始坐“坐滑梯”，出現(xiàn)了量價齊跌、效益下滑、區(qū)域分化的格局，引起業(yè)內外的廣泛關注。不過，2016年也是發(fā)電行業(yè)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(xù)下降
縱觀2016年，發(fā)電行業(yè)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(yè)績加速下滑的重要因素。2016年初，中電聯(lián)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(wěn)、穩(wěn)中向好”，中部、東部用電量較快增長(5.1%、4.9%)，第三產業(yè)、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(fā)電量增長4.2%，比去年同期提高4.1個百分點。五大發(fā)電集團基本上提前1個月完成了全年發(fā)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(fā)電利用小時“攤薄”效應明顯。全國發(fā)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(lián)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(chuàng)1969年以來的最低值。因此，盡管用電量、發(fā)電量的增長好于預期，但架不住裝機的快速增長，整體發(fā)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(xiàn)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(tǒng)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(yè)加快獲利“回吐”。據悉，五大發(fā)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(qū)域出現(xiàn)嚴重虧損。在目前穩(wěn)增長、降成本的大背景下，盡管有煤電聯(lián)動政策，發(fā)電企業(yè)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(yè)業(yè)績加速下滑的一個主因。當然，也有利于發(fā)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(fā)電企業(yè)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(lián)動機制”。2016年8月，國務院頒布了《降低實體經濟企業(yè)成本工作方案》(國發(fā)〔2016〕48號)，將進一步降低企業(yè)“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(fā)展改革委決定降低燃煤發(fā)電上網電價3分/千瓦時和一般工商業(yè)用電價格;加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發(fā)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(fā)電量計劃，通過雙邊交易、集中競價交易、跨區(qū)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(fā)電行業(yè)形成了更大的沖擊。在一些西南、西北、東北“先行先試”區(qū)域和電力嚴重過剩區(qū)域表現(xiàn)得更加明顯，已強力體會到來自電力市場競爭的壓力。據統(tǒng)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(fā)電企業(yè)來講，電價水平的下降成為今年造成業(yè)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(fā)展舉起“砍刀”
2016年，國家發(fā)展改革委、國家能源局率先打出了調控煤電過快發(fā)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(guī)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(fā)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(huán)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(xiàn)役、新建燃煤發(fā)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(fā)展舉起“砍刀”，發(fā)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(xiàn)電力市場的再平衡，促進可持續(xù)發(fā)展。
5、清潔發(fā)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(fā)展政策也作了新的調整。在能源、電力“十三五”規(guī)劃中，除了水電、核電超前規(guī)劃，適度加大開發(fā)，做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購外，改變了過去對風光電一味鼓勵發(fā)展的政策，調低新能源上網標桿電價，設立風電建設監(jiān)測預警機制，并在“十三五”放緩發(fā)展節(jié)奏，優(yōu)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(fā)展也呈現(xiàn)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(fā)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(fā)電量53701億千瓦時，同比增長4.2%。其中：水電發(fā)電量9840億千瓦時，同比增長6.4%，核電發(fā)電量1914億千瓦時，同比增長23.5%，風電發(fā)電量2162億千瓦時，同比增長30.3%。清潔裝機發(fā)電量的增長，不僅大大超過火電發(fā)電量的增長，也超過平均發(fā)電量的增長。
6、新電改熱議中加速推進，催生發(fā)電行業(yè)“新業(yè)態(tài)”
2016年新電改盡管議論、爭執(zhí)不斷，但電力市場化交易仍在積極推進，跨區(qū)域、省級電力交易中心基本建立，發(fā)用電計劃、競爭性環(huán)節(jié)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(qū)、市)，社會資本投資增量配電業(yè)務、開展售電業(yè)務熱情高漲，電力市場化架構初步搭建。這對發(fā)電行業(yè)產生了深刻影響，既帶來嚴峻的挑戰(zhàn)，也催生了“新理念”、“新業(yè)態(tài)”、“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(xiàn)出價跌量升的局面，發(fā)電企業(yè)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(yè)達到210家。其中，傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)或熱電聯(lián)產企業(yè)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(yè)務，延伸產業(yè)鏈。據媒體統(tǒng)計，2016年經營范圍中包含“售電”業(yè)務的公司已經增加至3512家;國家發(fā)展改革委《關于規(guī)范開展增量配電業(yè)務改革試點的通知》公布了105個第一批增量配電業(yè)務改革試點項目。除了工程公司、工業(yè)用戶、科技公司、節(jié)能公司、環(huán)保公司、服務企業(yè)等社會企業(yè)不斷加入外，各大發(fā)電集團改變了等待觀望的態(tài)度，紛紛試水配售電業(yè)務。如華能集團領先進軍配售電業(yè)務，系統(tǒng)各單位成立售電公司21家，占五大發(fā)電集團總數(shù)的43%;華能所在30個地區(qū)，共有25個增量配電業(yè)務試點項目上報了發(fā)改委，占五大發(fā)電集團總數(shù)的58%。配售電業(yè)務對傳統(tǒng)發(fā)電行業(yè)是一個陌生的領域，也是一項開創(chuàng)性的戰(zhàn)略產業(yè)。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(jiān)管以及市場化程度的提高，必將成為發(fā)電行業(yè)新業(yè)務板塊。
三是抓住新電改和經濟結構轉型新機遇，積極穩(wěn)妥進入電力新業(yè)態(tài)。進入“十三五”，發(fā)電企業(yè)面對“一新三改”(經濟新常態(tài)、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(huán)境，國家嚴控煤電，風光電發(fā)展也受限，非電產業(yè)效益分化、整體虧損，開始探索進入電力新業(yè)態(tài)，包括：充電樁、抽水蓄能、儲能技術、地熱與生物質發(fā)電、電能替代產業(yè)、水務產業(yè)、油氣管網、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯(lián)網，綜合能源供應等。同時，實現(xiàn)能源基礎設施互聯(lián)、能源形式互換、能源技術數(shù)據與信息技術數(shù)據的互用、能源分配方式的互濟、能源與消費商業(yè)模式的互利。
7、2016年經營業(yè)績：與眾不同——“坐滑梯”
2015年，發(fā)電行業(yè)實現(xiàn)了“黃金四年”(2012～2015年)的“業(yè)績置頂”。然而，進入2016年，發(fā)電行業(yè)“與眾不同”，開始“坐滑梯”，業(yè)績逐季下滑，而且“加速度”。
據中電聯(lián)資料，2016年1～11月，五大發(fā)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(jié)約財務費用超過230億元。二是水情較好，水電增發(fā)增利;氣電氣價下降增利;風電、核電、光電等清潔能源發(fā)電量增幅較大。三是煤炭等非電產業(yè)減虧扭虧;四是“走出去”力度加大，來自境外產業(yè)的收入、利潤明顯增加;五是各發(fā)電集團響應國資委號召，打好“提質增效”攻堅戰(zhàn)，降低煤耗，積極化解煤炭過剩產能，大力處置“僵尸企業(yè)”、治理特困企業(yè)、壓縮管理鏈條，繼續(xù)執(zhí)行“八項規(guī)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(xiàn)了整體業(yè)績的大幅下滑。2016年1～11月，五大發(fā)電集團共實現(xiàn)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(fā)電行業(yè)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(wěn)中求進”，要繼續(xù)實施積極的財政政策和穩(wěn)健的貨幣政策，繼續(xù)推動鋼鐵、煤炭行業(yè)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(xiàn)混合所有制改革新突破。由于發(fā)電行業(yè)面臨的宏觀環(huán)境、政策導向、市場形勢錯綜復雜，既有機遇，更有挑戰(zhàn)，既有增收因素，更有減利因素，2017年發(fā)電行業(yè)經營業(yè)績能否止跌企穩(wěn)、實現(xiàn)“軟著陸”還存在很大的不確定性。從發(fā)電企業(yè)初步上報的2017年預算看，業(yè)績很不樂觀。
1、煤價漲跌是2017年影響發(fā)電行業(yè)經營業(yè)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(zhí)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(fā)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(tài)。因此，煤價不太可能再現(xiàn)暴漲現(xiàn)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(yè)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(yè)績會有所企穩(wěn)。全年預估，火電企業(yè)除了華南、華東仍有一定的贏利外，大部分區(qū)域的火電虧損加劇。
2、2017年用電量的增長將不上年，發(fā)電利用小時仍將持續(xù)下降
繼續(xù)深化供給側結構性改革(“三去一降一補”)，產業(yè)結構優(yōu)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(yè)用電;汽車購置稅政策能否延續(xù)將影響汽車、交通等行業(yè)用電;外貿出口負增長、固定資產投資包括民間投資能否穩(wěn)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(fā)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(yè)績的重要因素。
由于煤價大幅反彈，煤電聯(lián)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(xù)“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(fā)電量計劃，提高市場電量至30%～50%，“折價”交易將席卷全國，對發(fā)電行業(yè)業(yè)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(yè)可望扭虧為盈;繼續(xù)布局配售電公司，進入實質性運轉，以售促發(fā)，提升產業(yè)鏈的綜合效益;充電樁、抽水蓄能、儲能技術、電能替代產業(yè)、分布式能源、微網、泛能網、智能電(熱)網、能源互聯(lián)網，綜合能源供應等電力新業(yè)態(tài)突破發(fā)展，優(yōu)化資源配置;處置“僵尸企業(yè)”、治理特困企業(yè)、壓縮管理鏈條，科技創(chuàng)新、精益管理，均將提質增效。當然，火電環(huán)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(yè)效益下降將繼續(xù)影響整體效益的提升。
總之，2017年發(fā)電行業(yè)經營業(yè)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(xiàn)大面積虧損。第二、三季度能否止跌企穩(wěn)、實現(xiàn)“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(fā)電企業(yè)，將再次出現(xiàn)2008～2011年嚴重虧損現(xiàn)象——“生存難，發(fā)展難，不能實現(xiàn)良性循環(huán)”。因此，當務之急：全行業(yè)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(huán)境，減少系統(tǒng)性風險;存量資產：要淘汰落后產能，處置低效資產、僵尸企業(yè)，兼并重組，并進行超低排放、超低能耗、熱電聯(lián)產等適應性改造，提質增效;增量發(fā)展：要依托規(guī)劃、面向市場、嚴控規(guī)模、精準布局、清潔轉型，并聚焦電力主業(yè)、著力向“下”延伸、積極對“外”拓展，實現(xiàn)清潔轉型、國際化轉型、商業(yè)模式的轉型。
(作者系中國華電集團公司企管法律部主任)
