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发电行业业绩“坐滑梯”能否“软着陆”

发表于:2017-01-10 09:41:16 来源:中国电力报 作者:陈宗法
 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。

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