2、電煤價格大幅反彈，火電贏利“基石”松動

　　經歷了2015年電煤價格的“跌跌不休”，進入2016年，煤炭市場實現了驚人的“大反轉”：從低位加速回升。2016年上半年回升30元/噸，到11月初居然高達600多元/噸，累計回升230元/噸，漲幅62%。11月中旬起，煤企、電企以535元/噸開始簽訂中長期合約，進入12月，煤價開始高位回調。據統計，6月以來，部分電廠實際到廠煤價累計漲幅超過300元/噸。

　　2016年上半年火電板塊仍有較豐厚的贏利。下半年，隨著煤價的大幅反彈，火電企業加快獲利“回吐”。據悉，五大發電集團煤電板塊利潤大幅縮水，2016年9月份由正轉負，虧損2.59億元；10、11月份虧損額擴大到7.91、12.86億元。煤炭價格的大幅反彈遠遠突破年初的燃料成本預算，預計全年火電板塊整體處于微利或盈虧邊緣，西北、西南、華北、內蒙等區域出現嚴重虧損。在目前穩增長、降成本的大背景下，盡管有煤電聯動政策，發電企業也提出訴求，但國家有關部門沒有計劃付諸實施。因此，煤價反彈，成為今年火電企業業績加速下滑的一個主因。當然，也有利于發電集團的自產煤板塊，大幅度減虧，甚至扭虧為盈。

　　3、政府、市場雙管齊下，降電價成發電企業第一大減利因素，但社會分享了巨額紅利

　　2015年12月，中央經濟工作會議明確提出“要降低電力價格，推進電價市場化改革，完善煤電價格聯動機制”。2016年8月，國務院頒布了《降低實體經濟企業成本工作方案》(國發〔2016〕48號)，將進一步降低企業“用能成本”作為供給側改革中“降成本”的重點任務之一。

　　2016年初，國家發展改革委決定降低燃煤發電上網電價3分/千瓦時和一般工商業用電價格；加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發電利潤超過千億元。同時，新電改加大了試點范圍，大幅縮小發電量計劃，通過雙邊交易、集中競價交易、跨區跨省送電等市場化方式，市場交易電量大幅增加，比重快速增加到近30%。盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發電行業形成了更大的沖擊。在一些西南、西北、東北“先行先試”區域和電力嚴重過剩區域表現得更加明顯，已強力體會到來自電力市場競爭的壓力。據統計，工商用戶累計降低用電成本超過1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬億元的10%。新電改釋放的“降電價”的巨額紅利，惠澤實體經濟，增強了競爭能力。當然，對發電企業來講，電價水平的下降成為今年造成業績下滑最大的一個因素。

　　4、國家嚴控火電打出“組合拳”，通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”。

　　2016年，國家發展改革委、國家能源局率先打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。

　　一是設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”。到2020年，能源消費總量控制在50億噸標煤，其中：煤炭消費41億噸，占比控制在58%以下；非化石能源消費占比15%以上；單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。

　　二是嚴控煤電新建規模，積極化解過剩產能。建立煤電建設風險預警機制。推出限制煤電發展“三個一批”（取消、緩核、緩建），淘汰煤電落后產能。“十三五”期間，前3年原則上不上新的煤炭項目；前兩年煤電核準處于“冰凍期”。

　　三是煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。全面實施燃煤電廠超低排放改造，現役、新建燃煤發電機組平均煤耗分別低于310、300克/千瓦時。啟動碳排放份額的分配和碳排放權交易市場，設置非水電可再生能源配額(9%)和煤電許可證證，下一步擬對煤電開征碳稅。

　　可見，國家有關部門通過“有形之手”對煤電發展舉起“砍刀”，發文之密，力度之大，史上罕見。2016年已取得初步成效。2016年1~11月份，火電完成投資928億元，同比下降5.3%；火電新增3345萬千瓦，比上年同期少投產1405萬千瓦。這些宏觀調控措施，從長遠看，有利于緩解煤電產能過剩，實現電力市場的再平衡，促進可持續發展。　

　　5、清潔發展：政策調整，投資下降，電量大幅增加。

　　針對電力產能過剩的問題，國家一方面嚴控煤電，另一方面對清潔能源的發展政策也作了新的調整。在能源、電力“十三五”規劃中，除了水電、核電超前規劃，適度加大開發，做好風電、光伏發電全額保障性收購外，改變了過去對風光電一味鼓勵發展的政策，調低新能源上網標桿電價，設立風電建設監測預警機制，并在“十三五”放緩發展節奏，優化空間布局，力爭2年內將棄風、棄光控制在5%的合理水平。同時，2016年電力清潔發展也呈現出新的特點：

　　——投資結構：清潔能源投資仍占大頭，但占全部投資的比重有所回落，且除光電外投資增速均同比大幅下降。2016年1~11月份，全國電源投資2689億元，比上年同期下降12.7%。其中水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的65.5%，比上年同期回落2.7個百分點。

　　——電源結構：2016年1~11月份，全國新增8557萬千瓦裝機，其中：清潔裝機新增5212萬千瓦，占比60%。根據全國能源工作會透露，2016年電力裝機達到16.5億千瓦，非化石能源發電裝機比重36.1%，同比提高2個百分點。

　　——電量結構：2016年1~11月份，全國發電量53701億千瓦時，同比增長4.2%。其中：水電發電量9840億千瓦時，同比增長6.4％，核電發電量1914億千瓦時，同比增長23.5%，風電發電量2162億千瓦時，同比增長30.3%。清潔裝機發電量的增長，不僅大大超過火電發電量的增長，也超過平均發電量的增長。

　　6、新電改熱議中加速推進，催生發電行業“新業態”。

　　2016年新電改盡管議論、爭執不斷，但電力市場化交易仍在積極推進，跨區域、省級電力交易中心基本建立，發用電計劃、競爭性環節電價不斷放開，輸配電價改革全面推開、配售電側改革引爆社會，電力體制改革試點已覆蓋全國29個省（區、市），社會資本投資增量配電業務、開展售電業務熱情高漲，電力市場化架構初步搭建。這對發電行業產生了深刻影響，既帶來嚴峻的挑戰，也催生了“新理念”、“新業態”、“新模式”。

　　一是市場導向，用戶為王。廣東率先在全國進行有售電公司參與的月度集中競價。2016年成交電量159.8億千瓦時，平均結算價差從4月的-147.926厘/千瓦時，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦時，呈現出價跌量升的局面，發電企業整體讓利空間圍繞1.5億/月波動。在7次競價交易中，售電公司從最開始的13家猛增至154家，其中有53家售電公司完成了交易，市場占有率71.37%，大用戶自行購電成交比例為28.63%。2016年10月，進入廣東售電目錄的企業達到210家。其中，傳統發電企業或熱電聯產企業也積極參與 ，第一次真正感受到了電力市場的洗禮。

　　二是紛紛進軍配售電業務，延伸產業鏈。據媒體統計，2016年經營范圍中包含“售電”業務的公司已經增加至3512家；國家發展改革委《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》公布了105個第一批增量配電業務改革試點項目。除了工程公司、工業用戶、科技公司、節能公司、環保公司、服務企業等社會企業不斷加入外，各大發電集團改變了等待觀望的態度，紛紛試水配售電業務。如華能集團領先進軍配售電業務，系統各單位成立售電公司21家，占五大發電集團總數的43%；華能所在30個地區，共有25個增量配電業務試點項目上報了發改委，占五大發電集團總數的58%。配售電業務對傳統發電行業是一個陌生的領域，也是一項開創性的戰略產業。盡管阻力不小，競爭激烈，但隨著電網的進一步開放、政府部門的嚴格監管以及市場化程度的提高，必將成為發電行業新業務板塊。

　　三是抓住新電改和經濟結構轉型新機遇，積極穩妥進入電力新業態。進入“十三五”，發電企業面對“一新三改”（經濟新常態、電力體制改革、國資國企改革、供給側結構性改革），以及復雜多變的政策市場環境，國家嚴控煤電，風光電發展也受限，非電產業效益分化、整體虧損，開始探索進入電力新業態，包括：充電樁、抽水蓄能、儲能技術、地熱與生物質發電、電能替代產業、水務產業、油氣管網、分布式能源、微網、泛能網、智能電（熱）網、能源互聯網，綜合能源供應等。同時，實現能源基礎設施互聯、能源形式互換、能源技術數據與信息技術數據的互用、能源分配方式的互濟、能源與消費商業模式的互利。