7、2016年经营业绩：与众不同——“坐滑梯”
2015年，发电行业实现了“黄金四年”（2012～2015年）的“业绩置顶”。然而，进入2016年，发电行业“与众不同”，开始“坐滑梯”，业绩逐季下滑，而且“加速度”。
据中电联资料，2016年1～11月，五大发电集团煤电板块利润下降67．4％。梳理2016年增收因素，其实也不少：一是资金市场宽松，综合融资成本为4．5％左右，比去年下降0．8个百分点，节约财务费用超过230亿元。二是水情较好，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。三是煤炭等非电产业减亏扭亏；四是“走出去”力度加大，来自境外产业的收入、利润明显增加；五是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，积极化解煤炭过剩产能，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，由于煤电板块举足轻重，处于盈亏中心位置，仍出现了整体业绩的大幅下滑。2016年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％，预计全年利润600亿元左右。
2017年发电行业能否“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”，要继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，继续推动钢铁、煤炭行业化解过剩产能，着力振兴实体经济，防控金融风险，在电力、油气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，既有机遇，更有挑战，既有增收因素，更有减利因素，2017年发电行业经营业绩能否止跌企稳、实现“软着陆”还存在很大的不确定性。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2017年影响发电行业经营业绩最主要、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。有关政府部门正在制定政策，包括完善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。由于目前秦皇岛港5500大卡市场动力煤平仓价（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％左右。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、电价下降幅度小于上年，但仍是影响业绩的重要因素。
由于煤价大幅反弹，煤电联动又欠账，火电整体亏损，政府2017年降低火电电价的可能性不大，但风光电标杆电价随着技术进步、造价下降，存在继续“下调”可能。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”交易将席卷全国，对发电行业业绩的冲击不容忽视。
下一页> 余下全文
>
>
