2017年发电业绩下滑能否“软着陆”？
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。
（作者系中国华电集团公司企管与法律部主任）
