2016年是“十三五”開局之年。預(yù)計GDP增長6.7%，我國經(jīng)濟平穩(wěn)開局。前10個月，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)運行緩中趨穩(wěn)、利潤同比增長8.6%，呈現(xiàn)良好發(fā)展的勢頭。

      那么，以五大發(fā)電集團為代表的發(fā)電行業(yè)能否與全國工業(yè)企業(yè)“同頻共振”?2017年又是一個什么樣的走勢?

      2016年發(fā)電行業(yè)業(yè)績“坐滑梯”

      發(fā)電行業(yè)在“十二五”實現(xiàn)了逆勢上揚、“業(yè)績置頂”。2015年，無論是利潤總額、凈利潤、EVA值，還是凈資產(chǎn)收益率、銷售利潤率、保值增值率，創(chuàng)2002年電改以來的“13年之最”。

      其中，五大發(fā)電集團實現(xiàn)利潤總額1020億元，成為央企板塊和工業(yè)經(jīng)濟的一抹“亮色”，被國資委評為業(yè)績考核A級企業(yè)。

      進入2016年，發(fā)電行業(yè)開始坐“坐滑梯”，出現(xiàn)了量價齊跌、效益逐季下滑、區(qū)域明顯分化的格局，與全國工業(yè)企業(yè)形成了很大的反差，引起業(yè)內(nèi)外廣泛關(guān)注。

      據(jù)中電聯(lián)資料，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%。其中：煤電板塊利潤下降67.4%，1季度下降33.2%;2季度下降61.4%;7、8月份分別下降65.9%、74.4%，9、10、11月份出現(xiàn)虧損。

      造成這種局面的主要原因：

      一是政府、市場雙管齊下，降電價成發(fā)電企業(yè)第一大減利因素。

      全年降低燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價每千瓦時3分，2015年下調(diào)2分還有3個月的翹尾影響。

      同時，新電改加大了試點范圍，市場交易電量比重快速增加(25-30%)，盡管“折價”交易幅度比上年有所縮小(5-8分)，但與政府降價合在一起仍對發(fā)電業(yè)績形成了最大的沖擊。

      二是用電量、發(fā)電量的增長好于預(yù)期，發(fā)電利用小時仍持續(xù)下降，成為全年第二大減收因素。

      截止11月底，全社會用電量增長5%,發(fā)電量增長4.2%。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。但由于裝機容量達到15.7億千瓦，增長10.4%，發(fā)電利用小時“攤薄”效應(yīng)明顯。

      全國發(fā)電平均利用小時3434小時，同比下降195小時。分類看，除水電同比增加78小時外，火電、風電、核電分別下降204小時、39小時、385小時。

      預(yù)計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。

      三是電煤價格大幅反彈,火電盈利“基石”松動，下半年加快獲利“回吐”。

      2016年，煤炭市場出現(xiàn)驚人的“大反轉(zhuǎn)”：環(huán)渤海5500大卡市場動力煤價上半年每噸回升30元，7-11月回升200元，到11月初沖高607元，累計回升230多元，漲幅62%。11月中旬，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(diào)。

      據(jù)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豐厚的盈利。下半年，五大發(fā)電集團煤電板塊利潤大幅縮水，9月份由正轉(zhuǎn)負，虧損2.59億元;10、11月份虧損額擴大到7.91、12.86億元。

      煤價的大幅反彈遠遠突破年初的燃料成本預(yù)算，規(guī)定的煤電聯(lián)動政策國家有關(guān)部門又沒有付之實施，預(yù)計全年火電板塊整體處于盈虧邊緣，西北、西南、華北、內(nèi)蒙、山西等區(qū)域出現(xiàn)嚴重虧損。

      因此，煤價反彈成為第三大減收因素，也成為火電業(yè)績加速下滑的一個主因。

      當然，2016年增收因素也不少：

      綜合融資成本4.5%，同比下降0.8個百分點，有利于節(jié)約財務(wù)費用;

      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;

      自產(chǎn)煤產(chǎn)業(yè)減虧扭虧;“走出去”力度加大，境外產(chǎn)業(yè)收入、利潤增加;

      各發(fā)電集團響應(yīng)國資委號召，打好“提質(zhì)增效”攻堅戰(zhàn)，降低煤耗，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，由于煤電板塊在發(fā)電行業(yè)舉足輕重，仍收不抵支，出現(xiàn)了整體業(yè)績的大幅下滑，預(yù)計五大發(fā)電集團2016年實現(xiàn)利潤600億元左右，幾乎“腰斬”。

      值得一提的是，2016年也是發(fā)電行業(yè)積極響應(yīng)供給側(cè)改革、減緩電源投資力度、承擔降低“用能成本”、積極為社會作貢獻的一年。

      據(jù)統(tǒng)計，工商用戶累計降低用電成本超過1000億元，占供給側(cè)改革降成本近萬億元的10%。

      另外，新電改盡管爭議不斷，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(cè)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(wù)、開展售電業(yè)務(wù)熱情高漲，電力市場化架構(gòu)初步搭建。

      這對發(fā)電行業(yè)產(chǎn)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)”、“新商業(yè)模式”。

      2017年發(fā)電行業(yè)業(yè)績下滑能否“軟著陸”?

      展望2017年，是供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的深化之年，中央明確經(jīng)濟工作總基調(diào)是“穩(wěn)中求進”，繼續(xù)實施積極的財政政策和穩(wěn)健的貨幣政策，推動煤炭等行業(yè)化解過剩產(chǎn)能，著力振興實體經(jīng)濟，防控金融風險，在電力等領(lǐng)域?qū)崿F(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(dǎo)向、市場形勢錯綜復(fù)雜，2017年既有機遇，更有挑戰(zhàn)，既有增收因素，更有減利因素。從發(fā)電企業(yè)初步上報的2017年預(yù)算看，業(yè)績很不樂觀。

      1、煤價漲跌是影響發(fā)電行業(yè)2017年經(jīng)營業(yè)績最主要、最基礎(chǔ)的因素。

      2017年經(jīng)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(yīng)量將受到退出煤礦、新增產(chǎn)能等因素影響，估計煤炭去產(chǎn)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(diào)、運力制約等個體因素制約，產(chǎn)能可能不能有效發(fā)揮。有關(guān)政府部門正在完善276個工作日產(chǎn)能儲備制度，減量置換和產(chǎn)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(jù)煤炭專家預(yù)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。

      由于目前環(huán)渤海5500大卡市場動力煤價格(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(yù)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如上年，發(fā)電利用小時仍將持續(xù)下降。

      繼續(xù)深化供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革(“三去一降一補”)，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級，單位能耗進一步下降。

      特別是新一輪房地產(chǎn)調(diào)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(mào)出口負增長、固定資產(chǎn)投資包括民間投資能否穩(wěn)定增長，也都是影響電力需求因素。

      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3.5-4.5%。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(chǎn)增收的難度很大。

      3、電價下降整體幅度將小于上年，但仍是影響業(yè)績的重要因素。

      由于上年煤價大幅反彈，煤電聯(lián)動政府又欠賬，火電整體虧損，2017年政府進一步降低火電電價的可能性不大，但要上調(diào)也困難重重。風光電標桿電價，隨著技術(shù)進步、造價下降，將繼續(xù)“下調(diào)”。

      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”交易繼續(xù)席卷全國，對發(fā)電行業(yè)業(yè)績的沖擊不容忽視。

      4、其他增收、減收因素對整體業(yè)績會有影響，但構(gòu)不成主要威脅。

      2017年煤炭板塊可望扭虧增盈，成為業(yè)績提升的重要因素;國家能否繼續(xù)降息降準有待觀察，但融資成本、財務(wù)費用會穩(wěn)中有降;繼續(xù)布局配售電業(yè)務(wù)，進入實質(zhì)性運轉(zhuǎn)，以售促發(fā)，將會提升產(chǎn)業(yè)鏈的綜合效益;

      充電樁、抽水蓄能、儲能技術(shù)、電能替代產(chǎn)業(yè)、分布式能源、微網(wǎng)、泛能網(wǎng)、智能電(熱)網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)，綜合能源供應(yīng)等電力新業(yè)態(tài)以及“走出去”將有所突破，有利于資源優(yōu)化配置;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(zhì)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(chǎn)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)第一季度業(yè)績將繼續(xù)下滑，第二、三季度能否止跌企穩(wěn)、實現(xiàn)“軟著陸”，第四季度能否改觀，需要且行且觀察。

      但全年經(jīng)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;清潔能源板塊業(yè)績將會小幅提升。

      一些電力嚴重過剩且市場電量大幅增加的西北、西南、內(nèi)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(wù)之急：

      全行業(yè)要積極推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，化解電力過剩產(chǎn)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(chǎn)：要淘汰落后產(chǎn)能，處置低效資產(chǎn)、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(chǎn)等適應(yīng)性改造，提質(zhì)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(zhuǎn)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(zhuǎn)型、國際化轉(zhuǎn)型、綜合能源供應(yīng)商轉(zhuǎn)型。

文章來源：國際電力網(wǎng)