2015年是“十二五”的收官之年。面對能源消費低迷、產(chǎn)能嚴重過剩、新電改沖擊、環(huán)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(fā)電集團為代表的發(fā)電行業(yè)經(jīng)營發(fā)展“逆勢而上”，經(jīng)營指標創(chuàng)2002年電改以來的“13年之最”，也實現(xiàn)了2012-2015“黃金四年”的業(yè)績“置頂”，穩(wěn)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(xù)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(shù)省份“絕對過剩”現(xiàn)象顯現(xiàn)。
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(chuàng)出13年來的最低水平。
在發(fā)電側(cè)，各類型發(fā)電設(shè)備利用小時同比下降，降幅擴大。火電發(fā)電量連續(xù)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(fā)電側(cè)“量價齊跌”，競爭加劇，而且還出現(xiàn)了多年來“罕見現(xiàn)象”：跨區(qū)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(nèi)優(yōu)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(fā)布。11月30日，國家發(fā)改委陸續(xù)出臺十多個配套文件及實施細則，內(nèi)容涉及售電側(cè)改革、輸配電價改革、放開發(fā)用電計劃、電力市場建設(shè)、組建交易機構(gòu)、鼓勵清潔發(fā)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(cè)改革試點，北京、蘇州、佛山、唐山、上海等城市開展電力需求側(cè)響應試點，并在京、廣組建國家級跨區(qū)電力交易中心。一系列舉措，標志著新電改制度建設(shè)初步完成、正式進入落地實操階段，對電力企業(yè)、工商用戶、經(jīng)濟發(fā)展的影響開始顯現(xiàn)。
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(quán)或選擇權(quán)，分享電改紅利，對發(fā)電側(cè)則是“雙刃劍”，機遇與挑戰(zhàn)并存，將重塑發(fā)電企業(yè)，對經(jīng)營理念、商業(yè)模式、安全管理、發(fā)展空間產(chǎn)生重大而又深刻的影響。從長遠看，隨著能源轉(zhuǎn)型與電力供求矛盾的尖銳以及市場化競爭的加劇，發(fā)電行業(yè)未來將出現(xiàn)盈虧分化，優(yōu)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(qū)出現(xiàn)了直接交易、集中撮合交易、發(fā)電權(quán)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(xié)商定價，還是市場競價，現(xiàn)有的標桿電價體系受到根本性沖擊，發(fā)電企業(yè)“打折讓利”將成新常態(tài)。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(fā)電權(quán)交易，與常規(guī)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(wǎng)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(jù)最具代表性的某全國性發(fā)電集團統(tǒng)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(yè)超過600億元。
火電提速遭“吐槽”
不同往年，2015年火電發(fā)展技術(shù)創(chuàng)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(shù)，標志著我國火電發(fā)展又邁上了新臺階。同時，火電核準、在建、投產(chǎn)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(chǎn)1346萬千瓦；火電完成投資980億元，同比增長25.2%，不僅扭轉(zhuǎn)了2006年以來火電投資連續(xù)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(zhuǎn)型的大視野下，我國霧霾天氣頻現(xiàn)，火電的“提速”引起全社會的熱議。華北電力大學發(fā)布《中國煤電產(chǎn)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(xiàn)一個“小高峰”，一方面是因為火電發(fā)展空間非常有限，各發(fā)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(quán)，下放火電項目審批權(quán)，地方政府為穩(wěn)增長、保就業(yè)，加快了核準進度；三是煤炭價格持續(xù)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(fā)改委下發(fā)《關(guān)于做好電力項目核準權(quán)限下放后規(guī)劃建設(shè)有關(guān)工作的通知》，要求強化項目規(guī)劃管理，突出項目優(yōu)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(jié)能改造，使所有現(xiàn)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(chǎn)能和不符合環(huán)保強制性標準的堅決淘汰，東、中部地區(qū)要提前至2017年和2018年達標。
清潔發(fā)展“喜中有憂”
2015年我國電力清潔發(fā)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(shè)“華龍一號”三代核電技術(shù)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(shù)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(xiàn)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(fā)電類型。同時，電力清潔發(fā)展也呈現(xiàn)出新的特點與問題：
在投資結(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)方面，水電、核電、風電機組利用小時均出現(xiàn)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(fā)電企業(yè)業(yè)績“置頂”
發(fā)電行業(yè)在經(jīng)歷長達四年（2008-2011）的“苦難歲月”后，2012年終于迎來“重大轉(zhuǎn)機”，2013年經(jīng)營業(yè)績“持續(xù)改善”，2014年各項技術(shù)經(jīng)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(chǎn)收益率、銷售利潤率、保值增值率，創(chuàng)2002年電改以來的“13年之最”，也實現(xiàn)了“黃金四年”的“業(yè)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(yè)經(jīng)濟的一抹“亮色”。
煤價超跌、煤耗降低是今年“業(yè)績置頂”最重要的原因。煤炭市場持續(xù)低迷，電煤價格“跌跌不休”，成為發(fā)電行業(yè)盈利的堅強“基石”。水電、新能源產(chǎn)業(yè)，科技環(huán)保、金融服務等非電產(chǎn)業(yè)以及境外產(chǎn)業(yè)發(fā)展，財務費用下降，也有不小的利潤貢獻。值得一提的是，各發(fā)電集團繼續(xù)執(zhí)行“八項規(guī)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(diào)火電上網(wǎng)電價2分/千瓦時，發(fā)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(chǎn)業(yè)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(fā)電行業(yè)將現(xiàn)“拐點”
展望2016年，中央明確經(jīng)濟工作“去產(chǎn)能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板”五大任務。發(fā)電行業(yè)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(zhuǎn)，有可能挖得“第一桶金”；能源互聯(lián)網(wǎng)、智能電網(wǎng)、儲能技術(shù)突破發(fā)展，資源配置進一步；科技創(chuàng)新、對標管理等因素都將發(fā)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(lián)動機制”。火電上網(wǎng)電價既有上年下調(diào)的翹尾影響，國家又決定平均新降3分/千瓦時，影響發(fā)電利潤1263億元。風光電標桿電價隨著技術(shù)進步、造價下降，也開始進入“下調(diào)”通道。而且，新電改將加大試點范圍，大幅縮小發(fā)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(chǎn)業(yè)產(chǎn)能嚴重過剩，再加電力裝機的剛性增長，發(fā)電利用小時將繼續(xù)下降，增產(chǎn)增收的難度進一步加大。三是煤炭、煤化工、鋁業(yè)等非電產(chǎn)業(yè)虧損增加，以及火電環(huán)保升級改造、新能源補貼拖欠、氣電缺乏競爭力等因素，繼續(xù)影響整體效益的提升。
總之，發(fā)電行業(yè)經(jīng)營業(yè)績在2015年“置頂”后，2016年將現(xiàn)“拐點”，轉(zhuǎn)折向下，電力嚴重過剩省份的一些發(fā)電企業(yè)有可能再次出現(xiàn)“生存難，發(fā)展難，不能實現(xiàn)良性循環(huán)”，但全行業(yè)總體上仍有一定的利潤空間，處于相對穩(wěn)定、溫飽的狀態(tài)。
