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。
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