2015年是“十二五”的收官之年。面对能源消费低迷、产能严重过剩、新电改冲击、环保政策加码等因素的不利影响，抓住电煤市场“跌跌不休”和金融市场相对宽松的有利时机，以五大发电集团为代表的发电行业经营发展“逆势而上”，经营指标创2002年电改以来的“13年之最”，也实现了2012-2015“黄金四年”的业绩“置顶”，稳居央企板块前列。
电力市场“普遍过剩”
全国电力供求已告别“持续短缺”、“基本平衡”的历史，进入“相对过剩”阶段。2015年2月，我国人均装机历史性突破1千瓦，年底总装机达14.7亿千瓦。目前，电力市场“普遍过剩”、少数省份“绝对过剩”现象显现。
预计2015年全年，全社会用电量增长不超过1%，远低于“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%的增长，创出13年来的最低水平。
在发电侧，各类型发电设备利用小时同比下降，降幅扩大。火电发电量连续13个月负增长，1-11月火电平均利用小时3916小时，同比下降355小时。其中，川、滇、藏均低于2500小时，分别为2450小时、1403小时和68小时；云南和福建下降超过900小时。预计全年火电利用小时约4280小时。
电力市场的普遍过剩，不仅导致发电侧“量价齐跌”，竞争加剧，而且还出现了多年来“罕见现象”：跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长,表明电量在全国较大范围内优化配置难度加大。
新电改掀起“冲击波”
3月15日，新电改9号文正式发布。11月30日，国家发改委陆续出台十多个配套文件及实施细则，内容涉及售电侧改革、输配电价改革、放开发用电计划、电力市场建设、组建交易机构、鼓励清洁发展等。截至年底，已有深圳、蒙西、宁夏等7省市开展输配电价改革试点，云南、贵州2个省进行电改综合试点，重庆、广东开展售电侧改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市开展电力需求侧响应试点，并在京、广组建国家级跨区电力交易中心。一系列举措，标志着新电改制度建设初步完成、正式进入落地实操阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响开始显现。
新电改突出能源市场化改革精神，让社会资本、电力用户拥有参与权或选择权，分享电改红利，对发电侧则是“双刃剑”，机遇与挑战并存，将重塑发电企业，对经营理念、商业模式、安全管理、发展空间产生重大而又深刻的影响。从长远看，随着能源转型与电力供求矛盾的尖锐以及市场化竞争的加剧，发电行业未来将出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，寻求“后电改时代再平衡”。
2015年，云贵、蒙西等一些新电改“先行先试”省区出现了直接交易、集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易等多种模式。由于电力市场过剩加剧，随着市场交易电量比重的提高，无论是协商定价，还是市场竞价，现有的标杆电价体系受到根本性冲击，发电企业“打折让利”将成新常态。云南省一季度市场交易电量达到49.51亿千瓦时，电价因竞价下降0.11元，电厂减收5.44亿元，一年超过20亿元；贵州省截至10月31日，交易电量累计完成142.42亿千瓦时，交易均价比目录电价降低5.48分；甘肃组织风光电与高载能自备电厂开展发电权交易，与常规电源打捆参与大用户（酒钢、兰铝等）直供电，风光电折价0.325元/千瓦时，火电让利0.135-0.150元/千瓦时；蒙西电网开展电力增量市场、多边交易，1-8月折价为2.73分/千瓦时。据最具代表性的某全国性发电集团统计，1-11月市场电量558亿千瓦时，占销售电量的比重比上年“翻一番”还多，达到13.4%，平均电价每千瓦时0.303元，比批复电价降低0.106元。其中：大用户直购电占6.62%，降价0.0712元；竞价电量占5.8%，降价0.127元；其他市场电量占0.96%，降价0.224元。按此推算，五大集团因市场电量减收约300亿元，全行业超过600亿元。
火电提速遭“吐槽”
不同往年，2015年火电发展技术创新步伐加快，8月华能安源电厂建成首座二次再热超超临界机组，11月国电泰州电厂成功应用百万千瓦火电二次再热技术，标志着我国火电发展又迈上了新台阶。同时，火电核准、在建、投产也明显提速。1-11月份，全国基建新增装机9044万千瓦，其中，火电新增4751万千瓦，同比多投产1346万千瓦；火电完成投资980亿元，同比增长25.2%，不仅扭转了2006年以来火电投资连续下降的局面，而且还大大高于全国电源投资6.7%的平均增长水平。
在全球能源清洁转型的大视野下，我国雾霾天气频现，火电的“提速”引起全社会的热议。华北电力大学发布《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》，指出煤电项目大跃进式增长，“十三五”将造成2亿千瓦的装机过剩和7000亿元的投资浪费。能源专家周大地也建言，未来能源消费增速下降，电力市场恶性竞争，应尽快停建、缓建火电。
火电项目之所以在近期出现一个“小高峰”，一方面是因为火电发展空间非常有限，各发电集团希望能抓住“最后机会”，抢占市场份额；二是投资体制改革，中央简政放权，下放火电项目审批权，地方政府为稳增长、保就业，加快了核准进度；三是煤炭价格持续低迷，火电边际收益可观，客观上促进了火电投资的增长。
对此，11月25日，国家发改委下发《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》，要求强化项目规划管理，突出项目优选工作，控制燃煤电站总量。12月2日，国务院召开常务会议，决定2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂低于300克，对落后产能和不符合环保强制性标准的坚决淘汰，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。
清洁发展“喜中有忧”
2015年我国电力清洁发展大事、喜事不断。5月19日，世界水电大会在京召开；11月25日，三峡集团中标巴西499万千瓦的两个水电项目。3月10日，红沿河核电二期项目获批，成为4年来首个核准的核电项目；4月、12月，国家两次核准建设“华龙一号”三代核电技术示范机组，落地福建福清等核电项目；10月21日，“华龙一号”技术有望挺入英国布拉德韦尔B项目；7月15日，中电投与国核技重组成立国电投。2月底，我国风电装机首次突破1亿千瓦，实现10年百倍增长，成为世界上第一个达到1亿千瓦的国家，也成为我国“1亿千瓦俱乐部”的发电类型。同时，电力清洁发展也呈现出新的特点与问题：
在投资结构方面，清洁可再生能源装机投资仍占大头，但占比因火电回升有所回落。1-11月，在全国电源完成投资中，水电、核电、风电等占比68.2%，同比降低4.7个百分点。风电投资增速最快，同比增长26.8%。但水电投资回落明显，同比减少23.1%；核电同比降低10.9%。
在电量结构方面，水电、核电、风电机组利用小时均出现了不同程度的下降，分别下降139、32、74小时，在西北、西南、吉林等地仍存在较为严重的“弃水、弃风、弃光”等问题。
电煤价格跌入“3”时代 发电企业业绩“置顶”
发电行业在经历长达四年（2008-2011）的“苦难岁月”后，2012年终于迎来“重大转机”，2013年经营业绩“持续改善”，2014年各项技术经济指标“巩固提升”，2015年进入第四个“好年景”。截至11月底，五大集团无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率，创2002年电改以来的“13年之最”，也实现了“黄金四年”的“业绩置顶”。五大集团利润总额已超过2014年达到980亿元，预计全年可能突破1080亿元，在国企利润大幅度下降的背景下，成为央企板块和工业经济的一抹“亮色”。
煤价超跌、煤耗降低是今年“业绩置顶”最重要的原因。煤炭市场持续低迷，电煤价格“跌跌不休”，成为发电行业盈利的坚强“基石”。水电、新能源产业，科技环保、金融服务等非电产业以及境外产业发展，财务费用下降，也有不小的利润贡献。值得一提的是，各发电集团继续执行“八项规定”，严控成本费用，也是一个重要原因。当然，4月8日，国家下调火电上网电价2分/千瓦时，发电机组利用小时减少，新电改市场化改革冲击，煤炭等非电产业亏损增加，以及气电减利等因素，也影响了整体效益的提升。
2016年发电行业将现“拐点”
展望2016年，中央明确经济工作“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”五大任务。发电行业面临的形势错综复杂，既有增收因素，更有减利因素。
从增收因素分析，明年火电燃料成本总体将低于2015年水平；国家降息降准，融资成本、财务费用会进一步下降；布局售电公司，进入试运转，有可能挖得“第一桶金”；能源互联网、智能电网、储能技术突破发展，资源配置进一步；科技创新、对标管理等因素都将发挥降本增效的作用。
从减利因素分析，一是政策导向明朗，“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”。火电上网电价既有上年下调的翘尾影响，国家又决定平均新降3分/千瓦时，影响发电利润1263亿元。风光电标杆电价随着技术进步、造价下降，也开始进入“下调”通道。而且，新电改将加大试点范围，大幅缩小发电量计划，市场电量“折价”交易，“降价潮”将席卷全国。二是钢铁、建材、化工、有色等高载能产业产能严重过剩，再加电力装机的刚性增长，发电利用小时将继续下降，增产增收的难度进一步加大。三是煤炭、煤化工、铝业等非电产业亏损增加，以及火电环保升级改造、新能源补贴拖欠、气电缺乏竞争力等因素，继续影响整体效益的提升。
总之，发电行业经营业绩在2015年“置顶”后，2016年将现“拐点”，转折向下，电力严重过剩省份的一些发电企业有可能再次出现“生存难，发展难，不能实现良性循环”，但全行业总体上仍有一定的利润空间，处于相对稳定、温饱的状态。
（作者系中国华电集团公司企管法律部主任）
