2、电煤价格大幅反弹，火电赢利“基石”松动

　　经历了2015年电煤价格的“跌跌不休”，进入2016年，煤炭市场实现了惊人的“大反转”：从低位加速回升。2016年上半年回升30元/吨，到11月初居然高达600多元/吨，累计回升230元/吨，涨幅62%。11月中旬起，煤企、电企以535元/吨开始签订中长期合约，进入12月，煤价开始高位回调。据统计，6月以来，部分电厂实际到厂煤价累计涨幅超过300元/吨。

　　2016年上半年火电板块仍有较丰厚的赢利。下半年，随着煤价的大幅反弹，火电企业加快获利“回吐”。据悉，五大发电集团煤电板块利润大幅缩水，2016年9月份由正转负，亏损2.59亿元；10、11月份亏损额扩大到7.91、12.86亿元。煤炭价格的大幅反弹远远突破年初的燃料成本预算，预计全年火电板块整体处于微利或盈亏边缘，西北、西南、华北、内蒙等区域出现严重亏损。在目前稳增长、降成本的大背景下，尽管有煤电联动政策，发电企业也提出诉求，但国家有关部门没有计划付诸实施。因此，煤价反弹，成为今年火电企业业绩加速下滑的一个主因。当然，也有利于发电集团的自产煤板块，大幅度减亏，甚至扭亏为盈。

　　3、政府、市场双管齐下，降电价成发电企业第一大减利因素，但社会分享了巨额红利

　　2015年12月，中央经济工作会议明确提出“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”。2016年8月，国务院颁布了《降低实体经济企业成本工作方案》(国发〔2016〕48号)，将进一步降低企业“用能成本”作为供给侧改革中“降成本”的重点任务之一。

　　2016年初，国家发展改革委决定降低燃煤发电上网电价3分/千瓦时和一般工商业用电价格；加上2015年下调2分/千瓦时的翘尾影响，影响发电利润超过千亿元。同时，新电改加大了试点范围，大幅缩小发电量计划，通过双边交易、集中竞价交易、跨区跨省送电等市场化方式，市场交易电量大幅增加，比重快速增加到近30%。尽管“折价”交易幅度缩小，仍对发电行业形成了更大的冲击。在一些西南、西北、东北“先行先试”区域和电力严重过剩区域表现得更加明显，已强力体会到来自电力市场竞争的压力。据统计，工商用户累计降低用电成本超过1000亿元，占2016年供给侧改革降成本近万亿元的10%。新电改释放的“降电价”的巨额红利，惠泽实体经济，增强了竞争能力。当然，对发电企业来讲，电价水平的下降成为今年造成业绩下滑最大的一个因素。

　　4、国家严控火电打出“组合拳”，通过“有形之手”对煤电发展举起“砍刀”。

　　2016年，国家发展改革委、国家能源局率先打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。

　　一是设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”。到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标煤，其中：煤炭消费41亿吨，占比控制在58%以下；非化石能源消费占比15%以上；单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。

　　二是严控煤电新建规模，积极化解过剩产能。建立煤电建设风险预警机制。推出限制煤电发展“三个一批”（取消、缓核、缓建），淘汰煤电落后产能。“十三五”期间，前3年原则上不上新的煤炭项目；前两年煤电核准处于“冰冻期”。

　　三是煤电环保政策层层加码、日益严苛。全面实施燃煤电厂超低排放改造，现役、新建燃煤发电机组平均煤耗分别低于310、300克/千瓦时。启动碳排放份额的分配和碳排放权交易市场，设置非水电可再生能源配额(9%)和煤电许可证证，下一步拟对煤电开征碳税。

　　可见，国家有关部门通过“有形之手”对煤电发展举起“砍刀”，发文之密，力度之大，史上罕见。2016年已取得初步成效。2016年1~11月份，火电完成投资928亿元，同比下降5.3%；火电新增3345万千瓦，比上年同期少投产1405万千瓦。这些宏观调控措施，从长远看，有利于缓解煤电产能过剩，实现电力市场的再平衡，促进可持续发展。　

　　5、清洁发展：政策调整，投资下降，电量大幅增加。

　　针对电力产能过剩的问题，国家一方面严控煤电，另一方面对清洁能源的发展政策也作了新的调整。在能源、电力“十三五”规划中，除了水电、核电超前规划，适度加大开发，做好风电、光伏发电全额保障性收购外，改变了过去对风光电一味鼓励发展的政策，调低新能源上网标杆电价，设立风电建设监测预警机制，并在“十三五”放缓发展节奏，优化空间布局，力争2年内将弃风、弃光控制在5%的合理水平。同时，2016年电力清洁发展也呈现出新的特点：

　　——投资结构：清洁能源投资仍占大头，但占全部投资的比重有所回落，且除光电外投资增速均同比大幅下降。2016年1~11月份，全国电源投资2689亿元，比上年同期下降12.7%。其中水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的65.5%，比上年同期回落2.7个百分点。

　　——电源结构：2016年1~11月份，全国新增8557万千瓦装机，其中：清洁装机新增5212万千瓦，占比60%。根据全国能源工作会透露，2016年电力装机达到16.5亿千瓦，非化石能源发电装机比重36.1%，同比提高2个百分点。

　　——电量结构：2016年1~11月份，全国发电量53701亿千瓦时，同比增长4.2%。其中：水电发电量9840亿千瓦时，同比增长6.4％，核电发电量1914亿千瓦时，同比增长23.5%，风电发电量2162亿千瓦时，同比增长30.3%。清洁装机发电量的增长，不仅大大超过火电发电量的增长，也超过平均发电量的增长。

　　6、新电改热议中加速推进，催生发电行业“新业态”。

　　2016年新电改尽管议论、争执不断，但电力市场化交易仍在积极推进，跨区域、省级电力交易中心基本建立，发用电计划、竞争性环节电价不断放开，输配电价改革全面推开、配售电侧改革引爆社会，电力体制改革试点已覆盖全国29个省（区、市），社会资本投资增量配电业务、开展售电业务热情高涨，电力市场化架构初步搭建。这对发电行业产生了深刻影响，既带来严峻的挑战，也催生了“新理念”、“新业态”、“新模式”。

　　一是市场导向，用户为王。广东率先在全国进行有售电公司参与的月度集中竞价。2016年成交电量159.8亿千瓦时，平均结算价差从4月的-147.926厘/千瓦时，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦时，呈现出价跌量升的局面，发电企业整体让利空间围绕1.5亿/月波动。在7次竞价交易中，售电公司从最开始的13家猛增至154家，其中有53家售电公司完成了交易，市场占有率71.37%，大用户自行购电成交比例为28.63%。2016年10月，进入广东售电目录的企业达到210家。其中，传统发电企业或热电联产企业也积极参与 ，第一次真正感受到了电力市场的洗礼。

　　二是纷纷进军配售电业务，延伸产业链。据媒体统计，2016年经营范围中包含“售电”业务的公司已经增加至3512家；国家发展改革委《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》公布了105个第一批增量配电业务改革试点项目。除了工程公司、工业用户、科技公司、节能公司、环保公司、服务企业等社会企业不断加入外，各大发电集团改变了等待观望的态度，纷纷试水配售电业务。如华能集团领先进军配售电业务，系统各单位成立售电公司21家，占五大发电集团总数的43%；华能所在30个地区，共有25个增量配电业务试点项目上报了发改委，占五大发电集团总数的58%。配售电业务对传统发电行业是一个陌生的领域，也是一项开创性的战略产业。尽管阻力不小，竞争激烈，但随着电网的进一步开放、政府部门的严格监管以及市场化程度的提高，必将成为发电行业新业务板块。

　　三是抓住新电改和经济结构转型新机遇，积极稳妥进入电力新业态。进入“十三五”，发电企业面对“一新三改”（经济新常态、电力体制改革、国资国企改革、供给侧结构性改革），以及复杂多变的政策市场环境，国家严控煤电，风光电发展也受限，非电产业效益分化、整体亏损，开始探索进入电力新业态，包括：充电桩、抽水蓄能、储能技术、地热与生物质发电、电能替代产业、水务产业、油气管网、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。同时，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据的互用、能源分配方式的互济、能源与消费商业模式的互利。