2016利润或腰斩 2017年发电行业日子会怎么样

2016年是“十三五”开局之年。预计GDP增长6.7%，我国经济平稳开局。前10个月，全国规模以上工业企业运行缓中趋稳、利润同比增长8.6%，呈现良好发展的势头。

那么，以五大发电集团为代表的发电行业能否与全国工业企业“同频共振”?2017年又是一个什么样的走势?

2016年发电行业业绩“坐滑梯”

发电行业在“十二五”实现了逆势上扬、“业绩置顶”。2015年，无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率，创2002年电改以来的“13年之最”。

其中，五大发电集团实现利润总额1020亿元，成为央企板块和工业经济的一抹“亮色”，被国资委评为业绩考核A级企业。

进入2016年，发电行业开始坐“坐滑梯”，出现了量价齐跌、效益逐季下滑、区域明显分化的格局，与全国工业企业形成了很大的反差，引起业内外广泛关注。

据中电联资料，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%。其中：煤电板块利润下降67.4%，1季度下降33.2%;2季度下降61.4%;7、8月份分别下降65.9%、74.4%，9、10、11月份出现亏损。

造成这种局面的主要原因：

一是政府、市场双管齐下，降电价成发电企业第一大减利因素。

全年降低燃煤发电上网电价每千瓦时3分，2015年下调2分还有3个月的翘尾影响。

同时，新电改加大了试点范围，市场交易电量比重快速增加(25-30%)，尽管“折价”交易幅度比上年有所缩小(5-8分)，但与政府降价合在一起仍对发电业绩形成了最大的冲击。

二是用电量、发电量的增长好于预期，发电利用小时仍持续下降，成为全年第二大减收因素。

截止11月底，全社会用电量增长5%,发电量增长4.2%。五大发电集团基本上提前1个月完成了全年发电量计划。但由于装机容量达到15.7亿千瓦，增长10.4%，发电利用小时“摊薄”效应明显。

全国发电平均利用小时3434小时，同比下降195小时。分类看，除水电同比增加78小时外，火电、风电、核电分别下降204小时、39小时、385小时。

预计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。

三是电煤价格大幅反弹,火电盈利“基石”松动，下半年加快获利“回吐”。

2016年，煤炭市场出现惊人的“大反转”：环渤海5500大卡市场动力煤价上半年每吨回升30元，7-11月回升200元，到11月初冲高607元，累计回升230多元，涨幅62%。11月中旬，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丰厚的盈利。下半年，五大发电集团煤电板块利润大幅缩水，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。

煤价的大幅反弹远远突破年初的燃料成本预算，规定的煤电联动政策国家有关部门又没有付之实施，预计全年火电板块整体处于盈亏边缘，西北、西南、华北、内蒙、山西等区域出现严重亏损。

因此，煤价反弹成为第三大减收因素，也成为火电业绩加速下滑的一个主因。

当然，2016年增收因素也不少：

综合融资成本4.5%，同比下降0.8个百分点，有利于节约财务费用;

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;

自产煤产业减亏扭亏;“走出去”力度加大，境外产业收入、利润增加;

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，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，由于煤电板块在发电行业举足轻重，仍收不抵支，出现了整体业绩的大幅下滑，预计五大发电集团2016年实现利润600亿元左右，几乎“腰斩”。

值得一提的是，2016年也是发电行业积极响应供给侧改革、减缓电源投资力度、承担降低“用能成本”、积极为社会作贡献的一年。

据统计，工商用户累计降低用电成本超过1000亿元，占供给侧改革降成本近万亿元的10%。

另外，新电改尽管争议不断，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”、“新商业模式”。

2017年发电行业业绩下滑能否“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”，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，推动煤炭等行业化解过剩产能，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，2017年既有机遇，更有挑战，既有增收因素，更有减利因素。从发电企业初步上报的2017年预算看，业绩很不乐观。

1、煤价涨跌是影响发电行业2017年经营业绩最主要、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。

由于目前环渤海5500大卡市场动力煤价格(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如上年，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，也都是影响电力需求因素。

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3.5-4.5%。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、电价下降整体幅度将小于上年，但仍是影响业绩的重要因素。

由于上年煤价大幅反弹，煤电联动政府又欠账，火电整体亏损，2017年政府进一步降低火电电价的可能性不大，但要上调也困难重重。风光电标杆电价，随着技术进步、造价下降，将继续“下调”。

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”交易继续席卷全国，对发电行业业绩的冲击不容忽视。

4、其他增收、减收因素对整体业绩会有影响，但构不成主要威胁。

2017年煤炭板块可望扭亏增盈，成为业绩提升的重要因素;国家能否继续降息降准有待观察，但融资成本、财务费用会稳中有降;继续布局配售电业务，进入实质性运转，以售促发，将会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以及“走出去”将有所突破，有利于资源优化配置;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年发电行业第一季度业绩将继续下滑，第二、三季度能否止跌企稳、实现“软着陆”，第四季度能否改观，需要且行且观察。

但全年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;清洁能源板块业绩将会小幅提升。

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、综合能源供应商转型。