2015年發電行業業績“置頂”

2015年是“十二五”的收官之年。面對能源消費低迷、產能嚴重過剩、新電改沖擊、環保政策加碼等因素的不利影響，抓住電煤市場“跌跌不休”和金融市場相對寬松的有利時機，以五大發電集團為代表的發電行業經營發展“逆勢而上”，經營指標創2002年電改以來的“13年之最”，也實現了2012-2015“黃金四年”的業績“置頂”，穩居央企板塊前列。

電力市場“普遍過剩”

全國電力供求已告別“持續短缺”、“基本平衡”的歷史，進入“相對過剩”階段。2015年2月，我國人均裝機歷史性突破1千瓦，年底總裝機達14.7億千瓦。目前，電力市場“普遍過剩”、少數省份“絕對過剩”現象顯現。

預計2015年全年，全社會用電量增長不超過1%，遠低于“十五”、“十一五”、“十二五”（前3年）13%、11.1%、8.35%的增幅，也低于2014年3.8%的增長，創出13年來的最低水平。

在發電側，各類型發電設備利用小時同比下降，降幅擴大。火電發電量連續13個月負增長，1-11月火電平均利用小時3916小時，同比下降355小時。其中，川、滇、藏均低于2500小時，分別為2450小時、1403小時和68小時；云南和福建下降超過900小時。預計全年火電利用小時約4280小時。

電力市場的普遍過剩，不僅導致發電側“量價齊跌”，競爭加劇，而且還出現了多年來“罕見現象”：跨區輸送電量低速增長，跨省輸送電量負增長,表明電量在全國較大范圍內優化配置難度加大。

新電改掀起“沖擊波”

3月15日，新電改9號文正式發布。11月30日，國家發改委陸續出臺十多個配套文件及實施細則，內容涉及售電側改革、輸配電價改革、放開發用電計劃、電力市場建設、組建交易機構、鼓勵清潔發展等。截至年底，已有深圳、蒙西、寧夏等7省市開展輸配電價改革試點，云南、貴州2個省進行電改綜合試點，重慶、廣東開展售電側改革試點，北京、蘇州、佛山、唐山、上海等城市開展電力需求側響應試點，并在京、廣組建國家級跨區電力交易中心。一系列舉措，標志著新電改制度建設初步完成、正式進入落地實操階段，對電力企業、工商用戶、經濟發展的影響開始顯現。

新電改突出能源市場化改革精神，讓社會資本、電力用戶擁有參與權或選擇權，分享電改紅利，對發電側則是“雙刃劍”，機遇與挑戰并存，將重塑發電企業，對經營理念、商業模式、安全管理、發展空間產生重大而又深刻的影響。從長遠看，隨著能源轉型與電力供求矛盾的尖銳以及市場化競爭的加劇，發電行業未來將出現盈虧分化，優勝劣汰，兼并重組，尋求“后電改時代再平衡”。

2015年，云貴、蒙西等一些新電改“先行先試”省區出現了直接交易、集中撮合交易、發電權交易、掛牌交易等多種模式。由于電力市場過剩加劇，隨著市場交易電量比重的提高，無論是協商定價，還是市場競價，現有的標桿電價體系受到根本性沖擊，發電企業“打折讓利”將成新常態。云南省一季度市場交易電量達到49.51億千瓦時，電價因競價下降0.11元，電廠減收5.44億元，一年超過20億元；貴州省截至10月31日，交易電量累計完成142.42億千瓦時，交易均價比目錄電價降低5.48分；甘肅組織風光電與高載能自備電廠開展發電權交易，與常規電源打捆參與大用戶（酒鋼、蘭鋁等）直供電，風光電折價0.325元/千瓦時，火電讓利0.135-0.150元/千瓦時；蒙西電網開展電力增量市場、多邊交易，1-8月折價為2.73分/千瓦時。據最具代表性的某全國性發電集團統計，1-11月市場電量558億千瓦時，占銷售電量的比重比上年“翻一番”還多，達到13.4%，平均電價每千瓦時0.303元，比批復電價降低0.106元。其中：大用戶直購電占6.62%，降價0.0712元；競價電量占5.8%，降價0.127元；其他市場電量占0.96%，降價0.224元。按此推算，五大集團因市場電量減收約300億元，全行業超過600億元。

火電提速遭“吐槽”

不同往年，2015年火電發展技術創新步伐加快，8月華能安源電廠建成首座二次再熱超超臨界機組，11月國電泰州電廠成功應用百萬千瓦火電二次再熱技術，標志著我國火電發展又邁上了新臺階。同時，火電核準、在建、投產也明顯提速。1-11月份，全國基建新增裝機9044萬千瓦，其中，火電新增4751萬千瓦，同比多投產1346萬千瓦；火電完成投資980億元，同比增長25.2%，不僅扭轉了2006年以來火電投資連續下降的局面，而且還大大高于全國電源投資6.7%的平均增長水平。

在全球能源清潔轉型的大視野下，我國霧霾天氣頻現，火電的“提速”引起全社會的熱議。華北電力大學發布《中國煤電產能過剩及投資泡沫研究》，指出煤電項目大躍進式增長，“十三五”將造成2億千瓦的裝機過剩和7000億元的投資浪費。能源專家周大地也建言，未來能源消費增速下降，電力市場惡性競爭，應盡快停建、緩建火電。

火電項目之所以在近期出現一個“小高峰”，一方面是因為火電發展空間非常有限，各發電集團希望能抓住“最后機會”，搶占市場份額；二是投資體制改革，中央簡政放權，下放火電項目審批權，地方政府為穩增長、保就業，加快了核準進度；三是煤炭價格持續低迷，火電邊際收益可觀，客觀上促進了火電投資的增長。

對此，11月25日，國家發改委下發《關于做好電力項目核準權限下放后規劃建設有關工作的通知》，要求強化項目規劃管理，突出項目優選工作，控制燃煤電站總量。12月2日，國務院召開常務會議，決定2020年前對燃煤機組全面實施超低排放和節能改造，使所有現役電廠每千瓦時平均煤耗低于310克、新建電廠低于300克，對落后產能和不符合環保強制性標準的堅決淘汰，東、中部地區要提前至2017年和2018年達標。

清潔發展“喜中有憂”

2015年我國電力清潔發展大事、喜事不斷。5月19日，世界水電大會在京召開；11月25日，三峽集團中標巴西499萬千瓦的兩個水電項目。3月10日，紅沿河核電二期項目獲批，成為4年來首個核準的核電項目；4月、12月，國家兩次核準建設“華龍一號”三代核電技術示范機組，落地福建福清等核電項目；10月21日，“華龍一號”技術有望挺入英國布拉德韋爾B項目；7月15日，中電投與國核技重組成立國電投。2月底，我國風電裝機首次突破1億千瓦，實現10年百倍增長，成為世界上第一個達到1億千瓦的國家，也成為我國“1億千瓦俱樂部”的發電類型。同時，電力清潔發展也呈現出新的特點與問題：

在投資結構方面，清潔可再生能源裝機投資仍占大頭，但占比因火電回升有所回落。1-11月，在全國電源完成投資中，水電、核電、風電等占比68.2%，同比降低4.7個百分點。風電投資增速最快，同比增長26.8%。但水電投資回落明顯，同比減少23.1%；核電同比降低10.9%。

在電量結構方面，水電、核電、風電機組利用小時均出現了不同程度的下降，分別下降139、32、74小時，在西北、西南、吉林等地仍存在較為嚴重的“棄水、棄風、棄光”等問題。

電煤價格跌入“3”時代發電企業業績“置頂”

發電行業在經歷長達四年（2008-2011）的“苦難歲月”后，2012年終于迎來“重大轉機”，2013年經營業績“持續改善”，2014年各項技術經濟指標“鞏固提升”，2015年進入第四個“好年景”。截至11月底，五大集團無論是利潤總額、凈利潤、EVA值，還是凈資產收益率、銷售利潤率、保值增值率，創2002年電改以來的“13年之最”，也實現了“黃金四年”的“業績置頂”。五大集團利潤總額已超過2014年達到980億元，預計全年可能突破1080億元，在國企利潤大幅度下降的背景下，成為央企板塊和工業經濟的一抹“亮色”。

煤價超跌、煤耗降低是今年“業績置頂”最重要的原因。煤炭市場持續低迷，電煤價格“跌跌不休”，成為發電行業盈利的堅強“基石”。水電、新能源產業，科技環保、金融服務等非電產業以及境外產業發展，財務費用下降，也有不小的利潤貢獻。值得一提的是，各發電集團繼續執行“八項規定”，嚴控成本費用，也是一個重要原因。當然，4月8日，國家下調火電上網電價2分/千瓦時，發電機組利用小時減少，新電改市場化改革沖擊，煤炭等非電產業虧損增加，以及氣電減利等因素，也影響了整體效益的提升。

2016年發電行業將現“拐點”

展望2016年，中央明確經濟工作“去產能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板”五大任務。發電行業面臨的形勢錯綜復雜，既有增收因素，更有減利因素。

從增收因素分析，明年火電燃料成本總體將低于2015年水平；國家降息降準，融資成本、財務費用會進一步下降；布局售電公司，進入試運轉，有可能挖得“第一桶金”；能源互聯網、智能電網、儲能技術突破發展，資源配置進一步；科技創新、對標管理等因素都將發揮降本增效的作用。

從減利因素分析，一是政策導向明朗，“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”。火電上網電價既有上年下調的翹尾影響，國家又決定平均新降3分/千瓦時，影響發電利潤1263億元。風光電標桿電價隨著技術進步、造價下降，也開始進入“下調”通道。而且，新電改將加大試點范圍，大幅縮小發電量計劃，市場電量“折價”交易，“降價潮”將席卷全國。二是鋼鐵、建材、化工、有色等高載能產業產能嚴重過剩，再加電力裝機的剛性增長，發電利用小時將繼續下降，增產增收的難度進一步加大。三是煤炭、煤化工、鋁業等非電產業虧損增加，以及火電環保升級改造、新能源補貼拖欠、氣電缺乏競爭力等因素，繼續影響整體效益的提升。

總之，發電行業經營業績在2015年“置頂”后，2016年將現“拐點”，轉折向下，電力嚴重過剩省份的一些發電企業有可能再次出現“生存難，發展難?不能實現良性循環”，但全行業總體上仍有一定的利潤空間，處于相對穩定、溫飽的狀態。