那么，进入“十三五”，宏观经济、政策导向、改革举措、市场环境等因素出现了什么变化？发电行业的发展呈现出什么新的特点？经营业绩又出现了怎样的走势呢？回眸“十三五”，发电行业可谓风雨兼程，跌宕起伏，不禁让电力人感慨万千：“阳光总在风雨后”。
宏观环境：电力消费趋缓，发电利好不多、利空多
新常态贯穿整个“十三五”。由于经济减速、结构优化、动力转换，2016-2019年我国GDP增长“破7”，分别为6.8%、6.9%、6.7%、6.1%。特别是2020年受新冠疫情、中美对抗、世界经济萎缩的冲击，我国经济进入双循环新发展格局，GDP前三季仅为0.7%，IMF预计全年1.9%，实际将完成 2%以上，尽管我国将成为全球唯一增长的主要经济体，仍显著低于正常年份的增长。
我国能源消费2016-2019年年均增长只有2.7%，预计“十三五”为2.5%。同样，全社会用电量前4年年均增长6.1%，预计“十三五”为5.5%，两者均大幅低于“十一五”“十二五”的增长水平。
能源电力消费增速减缓，从社会角度看是进步，但从发电企业角度看，则意味着电力需求下降、产能趋于过剩、市场竞争加剧，意味着社会用电量的增长将更多地依赖电气化、电能替代、新能源车普及，意味着发展空间压缩、传统的规模扩张方式必须向高质量发展方式转变。正因为如此，倒逼“十三五”发电行业必须转型创新。
在习主席“四个革命，一个合作”能源安全新战略的指引下，十九大提出要“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。“十三五”期间，国家不仅推出了《能源发展战略行动计划》、《能源生产和消费革命战略》，而且还推出能源发展、电力发展“十三五”规划及配套子规划，描绘了中长期发展蓝图，并明确了到2020年的发展目标——“能源消费总量控制在50亿吨标煤内；非化石能源占一次能源消费比重15%以上、煤炭占比58%以下；电能占终端能源消费27%。全国发电装机20亿千瓦，年均增长5.5%。非化石能源装机7.7亿千瓦，占39%；煤电装机控制在11亿千瓦内，占比降至55%”，充分体现了绿色发展、清洁转型的战略趋向。
同时，国家除了建立煤电建设风险预警机制，推出取消、缓核、缓建“三个一批”项目，淘汰落后产能，实行峰值管控外，还对煤电环保政策层层加码。一是限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造9.8亿千瓦；二是实施世上最严的大气污染物排放标准，并率先对火电实施排污许可证，排污费改征环保税；三是推出碳排放强度控制政策，要求二氧化碳排放全国单位火电发电量、单位发电量分别控制在865、550克/千瓦时，启动碳排放份额的分配和碳交易市场；四是严格执行煤电项目取水、用水、水效、废水控制政策；五是设置非水电可再生能源配额，开展可再生能源绿证核发、认购；六是开展严格的中央环保督察、生态文明建设年度评价。环保要求日益严苛、环保成本增加是煤电“十三五”面临的重大挑战。
此外，为稳增长，“降低用能成本”成了“十三五”国家重要会议的主要议题之一。近年来，降低电价政府、市场双管齐下，力度之大史上罕见。一方面，政府直接下调各类电源的上网电价。除了燃煤标杆电价下调，也调整了对新能源一味鼓励的政策。另一方面，通过新电改市场化交易降价。以某发电集团为例，2016-2019年综合交易电价分别比标杆电价每千瓦时降低6.3分、4.7分、5.2、4.2分。“十三五”用电成本的下降，以电力企业直接减收为代价，但确实提升了工商企业竞争力，减轻了我国经济下滑的压力。
当然，“十三五”国家对发电行业也采取了一些正向激励政策。如允许水电、核电超前规划，适度加大开发；鼓励“两个替代”以及“源网荷储一体化”“风光水火储一体化”发展；稳定可再生能源价补机制和核电、气电、跨省跨区送电等价格形成机制；明确煤电环保电价政策不变；市场机制形成煤机参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格；对煤机利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制。另外，针对煤炭去产能形成的供应短缺、煤价暴涨的“后遗症”，国家也开展了“控产量、保长协、稳煤价、抑消费、调进口”“构建铁路大通道运输网”等一系列调控。
改革驱动：三大改深刻影响着发电行业
“十三五”是全面深化改革的推进期，改革达1500项之多。其中：供给侧改革、新一轮电改、国企改革等“三项”重大改革，尽管政出多门，目标差异，但到了发电企业层面均需贯彻落实，给发电行业营商环境、经营业绩、体制机制产生了深远的影响。
1. 供给侧改革
“十三五”期间，供给侧改革从煤炭扩大到煤电领域。到2019年底，煤炭去产能10亿吨任务已完成，煤矿减少到5,800处，平均产能提高到92万吨/年。但晋陕蒙新四省区呈现“煤矿少，单产高，区域集中，应急调运难”等特点，导致“十三五”煤价前期大幅度反弹、呈“厂”型波动，后期高位震荡、小幅回落，最终救起煤炭、伤及煤电，煤炭行业大幅增盈，煤电再现行业性困难。
同时，为化解煤电产能过剩风险，16部委采取了淘汰落后产能、清理违规项目、严控新增产能、加快煤机升级改造、规范自备电厂管理等一系列举措，共淘汰3500万千瓦，停缓建1.5亿千瓦，合计1.85亿千瓦，保证2020年完成“煤电装机控制在11亿千瓦内，占比降至55%”的目标没有问题。尽管短期对煤电企业产生不小的影响，但煤电投资与装机增速的连年下降，促使煤电利用小时短期止跌回升，“三弃”现象逐年好转。
2. 新一轮电改
2015年以9号文正式推出，其主要内容为“三放开、一独立、三强化”，意味着市场竞价揭开大幕。发用电计划加速放开，电力市场的主体数量、交易品种不断增加，中长期交易规模不断扩大，现货市场、辅助服务市场进行了试点、探索，工商业用户不仅增加了选择权，更分享了电改不断释放的红利。2016—2019年全国市场交易电量占全社会用电量比重由19%大幅增加到39%，其中：云南、蒙西、江苏、青海接近或超过50%；煤电上网电量市场化率高达56%。预计2020年全国市场交易电量占全社会用电量比重将超过50%。由于产能过剩，竞争激烈，电力交易价格普遍低于标杆电价，尽管后期降幅收窄，但因市场化率大幅提高，发电企业减收仍在持续。2016—2019年某发电集团四年累计减收397亿元，是同期利润393亿元的1倍还多。
目前，新电改正在途中，也存在行政干预、捆绑交易、单纯降价、市场壁垒、配电受阻、监管不力、现货与辅助服务市场建设滞后等问题。但不可否认，新电改在很大程度上重塑了发电企业，第一次真正比拚的是市场竞争力，对经营理念、投资决策、安全运维、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响，促使发电企业由单纯生产型向综合能源供应商转型。
3. 国企改革
“十三五”，国资委积极推动“1+N”国企改革政策落地，2016年推出十项改革试点，2020年部署国企改革三年行动方案。
2017年，国资委根据国办《关于推动央企结构调整与重组的指导意见》提出的巩固加强、创新发展、重组整合、清理推出等“四个一批”，为解决央企布局存在的“多、散、低、同、长、重”问题，决定将国电、神华重组为国家能源，引起业内外的热烈议论与广泛关注。这次跨界大重组，突破了电力、煤炭产业界限，有利于形成煤电路港航产业链，发挥产业协同优势、推动转型升级；有利于缓解煤电矛盾，形成收益、风险对冲机制，稳定业绩预期，从而增强核心竞争力，争创世界一流企业。
2019年，国资委针对15省区煤电企业整体亏损、资产负债率高、经营困难的问题，决定用3年时间开展央企重点区域煤电资产整合。首先在西北开展试点，确定华能牵头甘肃、大唐牵头陕西、华电牵头新疆、国家电投牵头青海、国家能源牵头宁夏，以优化资源配置，淘汰落后产能，减少同质化竞争，“整体减亏超过50%”，促进健康可持续发展。
结果引起很大争议，当时有学者认为与新电改目标相悖，容易形成寡头垄断、操纵市场，不利于构建有效竞争的市场体系。但目前仍在组织实施，有关各方正在协商推进，整合效果有待进一步观察。
市场变化：系统性风险总体偏高
“十三五”发电行业市场化程度提高，竞争特征更加明显，面临的市场环境复杂多变。货币市场、并购市场、境外市场、人才市场对发电行业虽有影响，但有利有弊，总体影响不大。但电力市场、煤炭市场的影响则是决定性的，总体系统性风险偏高。
1. 电力市场
社会用电需求减缓、新增装机不断增加、产能普遍过剩仍是发电行业的风险源，是改善营商环境的重中之重。据统计，社会用电量增长“十五”13%；“十一五”11.1%；“十二五”6.27%；“十三五”预计5.5%。其中：2016年5.0%，2017年6.6%，2018年8.4%，2019年4.4%，2020年1-9月1.3%、预计2.8%。相应地，2016-2019年全国发电利用小时平均为3815小时，比“十二五”4414小时下降14%、减少599小时。其中，反映市场供需关系最具代表性的火电利用小时连年下降、低水平震荡，2016-2019年平均4261小时，比“十二五”4861小时下降12%、减少600小时，远低于5000-5500的设计利用小时，与本世纪以来最高的2004年5991利用小时更是相去甚远。2020年的情况更不容乐观，全国发电利用小时1-9月2758小时，同比下降98小时；火电1-9月3047小时，同比下降127小时。
因此，电力市场竞争激烈，如何开展市场营销、制定交易策略，构建发配售产业链、提供综合能源服务，力争发电量达到“三同”水平 、市场电量超过装机占比、综合电价降幅收窄，实现增产增收成为当前发电企业最大的难题。
2. 煤炭市场
煤炭供需状况、煤价涨落，直接影响煤电企业的盈亏；“煤电过半”的电源结构，仍左右着发电行业整体的盈利水平。“十三五”期间，随着退出、减量重组10亿煤炭过剩产能任务的推进、限产以及安全、环保的严格监管、督查，煤炭市场一改“十二五”单边下跌的颓势。2016年，5500大卡吨煤综合均价较年初大涨59.8%；2017年，供需紧张，涨到650-700元，导致入厂标煤单价同比上涨34%，全国增加电煤采购成本2000亿元；2018年，前紧后缓，供需趋衡，煤价高位震荡，维持在571-635元；2019年，供需平衡，小幅回落，平均降到576元，比上年降低19元；2020年，涨少跌多，1-9月央企煤电板块入炉标煤单价同比下降48元。总体而言， 2016-2017前两年“供需紧张、大幅反弹、厂型走势、居高不下”，2018-2020后三年“产能释放、供需趋衡、高位震荡、小幅回落”，煤炭市场综合均价都超过国家规定500-570元/吨的绿色区间，发电燃料成本整体高于“十二五”同期水平，导致煤电企业盈利基石松动，中期再现大面积亏损。
行业转型：符合“十三五”电力规划预期
1. 绿色发展，清洁转型。
“十三五”，发电行业更加注重清洁转型，加快绿色发展步伐，特别是风光电实现了超越式发展。到2019年底，我国发电装机达到20.1亿千瓦，其中：非化石能源装机8.2亿千瓦，占比41%，较2015年提高5.8个百分点；非化石能源消费占比从2015年的12.1%提高到 2019年的15.3%；非化石能源发电量增量占全社会用电增量的49.5%。特别是风光电，双双超过2亿千瓦，占比均超10%；年均增速分别达到12.4%、48.5%，远超7.1%的全国装机年均增速，成为发展的最大亮点。目前，我国能源清洁转型成效显著，如国家电投清洁装机占比超过50%，光伏突破2000万千瓦；国家能源风电装机突破4000万千瓦，世界第一；青海开展“绿电15日”活动，成功实现全清洁能源连续供电；北京基本实现“无煤化”，清洁能源占比超过96%；山东第一个发布氢能省级规划；张家口成为国家一个可再生能源示范区。可以预见，清洁能源成为主体能源不再遥不可及。
2. 峰值管理，煤电减速。
“十三五”，煤电告别了传统的规模扩张阶段，与新能源快速发展形成很大的反差，进入了“投资下降、增速减低、淘汰落后、升级改造、重组整合、结构优化、提质增效”的减量发展阶段，走上了“少新建、多延寿”的路子。到2019年底，煤电装机完成10.41亿千瓦，年均增速3.7%，比全国装机年均增速7.1%低了3.4个百分点；每年新增装机从“十二五”5000万千瓦以上下降到目前3000万千瓦左右，预计“十三五”将少投9300万千瓦以上。而且，“两个占比”持续下降，煤电装机占比下降到52%，煤机发电量占比下降到62%。预计到2020年底，煤电装机完成10.8亿千瓦，可以较好地实现控制在11亿千瓦内的目标。此外，机组结构持续优化，热电联产机组、超超临界机组、超低排放机组比例明显提高。
3. 抓住机遇，介入新业态。
一些发电企业抓住新电改、能源转型、经济结构优化的新机遇, 积极稳妥地进入电力“新业态”。如清洁热源供热、燃煤耦合生物质发电、蓝色海洋纳米发电，分散式、低风速与海上风电，光热发电；氢能、充电桩、天然气水合物、智慧能源项目、综合能源服务；分布式能源、配售电业务、微网、泛能网、能源互联网；碳捕集、碳资产与绿证交易、能源金融服务；储能、智能高效热力网、天然气销售与管网等。目前，能源电力系统，呈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互用、能源分配方式互济、能源与消费商业模式互利的新格局。例如，新能源大发展，给储能带来了难得的发展机遇，风电+储能有利于平滑输出，风光+储能有利于调节输出，火电+储能有利于辅助调频。近三年，我国电化学储能发展迅速，占国内储能装机2017年为1.35%，2018年为3.43%，2019年达到159.23万千瓦，增长为4.9%，全国储能累计装机3230万千瓦，占全球18%，储能发展方兴未艾。
4. 规划目标，大多符合预期。
电力发展“十三五”规划提出了到2020年23项目标任务。根据目前完成的情况评估，其中：人均装机、煤电、常规水电、非化石能源消费在一次能源消费中的比重、现役煤机平均供电煤耗等9项指标符合规划预期；总装机、非化石能源装机、太阳能发电、风电、生物质发电、非化石能源发电装机比重、化石能源发电装机比重、煤电装机比重等10项指标提前超额完成；以上两类合计占83%。滞后规划进度的只有抽蓄装机、核电、气电、充电桩等4项，只占17%。
经营业绩：前降后升，V型反弹
“十三五”，受宏观经济、政策导向、改革举措、市场环境、发展成果等因素的综合影响，发电行业整体业绩呈现“前降后升，V型反弹”走势，在2015年业绩“置顶”的基础上，表现为2016年“腰斩”、2017年“跌地板”、2018年“坐起”、2019年“前行”、2020年“奔小康”。
——2016年“腰斩”。由于火电标杆电价政府下调3分/千瓦时，煤价下半年大幅反弹，新电改市场交易电价下降等因素的影响，经营业绩开始“坐滑梯”，规模以上发电企业实现利润（下同）2608亿元，比2015年3479亿元下降25.4%，其中：火电板块利润下降43.54%。
——2017年“跌地板”。由于煤价涨至高位，全行业增加电煤采购成本2000亿元，火电板块亏损面超过60%，非电产业、清洁能源成盈利主角，再现行业盈利模式“不正常”“不合理”，盈利增长“逆大势”，盈利水平“不理想”。实现利润1763亿元，同比下降32.4%，其中：火电只有207亿元利润，同比下降83.3%。与13.3万亿资产规模极不匹配，与全国工业企业利润增长21%形成很大反差。下半年，有关部门不得不取消、降低政府性基金及附加，腾出电价空间用于提高标杆电价，缓解火电的经营困难。
——2018-2019年“坐起、前行”。发电行业抓住2018年宏观经济企稳、用电量快速增长8.4%、“三弃”现象持续好转的有利时机，大力开展市场营销，增产增收；利用2018-2019年“产能释放、供需趋衡、高位震荡”的煤炭市场积极开展集约采购，降本增效。同时，电力市场竞争回归理性，交易电价降幅收窄，上调火电标杆电价翘尾影响，再加金融等非电产业、清洁可再生能源利润贡献的显著增加，2018、2019年实现利润2210亿元、2876亿元，分别增长23.8%、28.4%。其中：火电利润分别为323亿元、680亿元，实现了恢复性增长。
——2020年“奔小康”。发电行业克服疫情冲击、经济下行、用电量减少、市场电量扩大等不利因素，抓住电煤、天然气市场“小幅回落”与资金市场宽松的窗口期，坚持外拓市场与内控成本并举、资本运营与生产运营并重，加强考核、过程与目标的统一。1-9月，清洁可再生能源发电量增长7.3%，煤电平均入炉综合标煤单价同比下降48元/吨，对冲了发电量增速下降的影响，实现利润同比增长26.5%，其中：火电利润增长41%。可以预见，2020年发电业绩增长将走在全国工业企业前列。
总之，“十三五”发电行业发展目标大多符合预期甚至提前超额完成，经营业绩V型反弹、理想收官、实现“小康”，但盈利总额与装机、资产规模增长不匹配，整体盈利水平不如“十二五”。特别是煤电经营形势严峻，再现行业性困难。“十四五”，发电行业面对百年未有之大变局以及市场化改革过渡期、能源清洁转型期、全球经济萎缩期，如何按照国资委创建世界一流企业的部署以及“碳中和”的远景目标，在危机、挑战、变革中寻找机遇，在“绿、下、外、新”四字上下功夫，继续实现转型创新与高质量发展，将是全体发电人需要破解的共同课题。
