利用率下降，限电上升：因此，尽管电力需求有一定的复苏，但由于发电容量仍在以2倍的速度增长，最终各类发电设施的利用率均有所下降（水电除外）。

挑战四部分地区规则的漏洞和偏颇，已经形成了受惠的利益主体，这些利益主体也将发出大量的反对声音。在没有现货市场的背景下，必然产生偏差电量，随着交易量放大，偏差电量会越来越大，引发市场主体间的矛盾。

基本规则作为一个市场的交易手册，通盘考虑了现存和潜在的中长期交易品种，不管过去是否参加过交易，市场主体只要手持这本手册，就可以依规则参加全部交易，做到心里有底。甚至有些地方计划部门指出：双轨制是改革的必然，没有优先发电这个开口可调的计划手段，怎么能保证市场交易合同的执行?确实，在目前实操过程中，市场交易电量优先执行，产生的所有不平衡均由调整计划这个手段进行调整。在现货市场(平衡机制)缺失的情况下，通过计划调度执行中长期合同，发、用双方不必同步，发、用电功率可以不对应，甚至可以发电厂正在停机检修，而用户仍在用电，这种做法实质上违反了电力的客观物理规律，在一定程度上造成了电力价格的扭曲(本文不赘述)，更麻烦的是这种发用功率解耦会造成发用双方之间的合同偏差。有人说优先发电是中国特色，就是按照过去计划分配和计划调整方式开展。基本规则为市场主体提供了年度、月度、3日(合同转让)三个避险的时间机会，合同转让、互保协议、次月分解计划调整(交易双方均可提出只改当月)三种手段，总共7种主动避险的机会。

调用上调机组的过程中，是皆大欢喜的，因为机组虽然电价较低，但是获得了额外的利用小时;但是调用下调机组的过程中，可能存在用户的偏差考核费用不足以支付下调费用，需要全体发电机组分摊差额的情况，尽管这种概率很小，但仍可能招致发电主体的不满。基本规则出台之前的主要市场交易规则基本上只考虑单一的交易品种，如跨省区交易、直接交易、发电权交易等的交易规则。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。

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。分类看，除水电同比增加78小时外，火电、风电、核电分别下降204小时、39小时、385小时。其中，五大发电集团实现利润总额1020亿元，成为央企板块和工业经济的一抹亮色，被国资委评为业绩考核A级企业。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。

当然，2016年增收因素也不少：综合融资成本4.5%，同比下降0.8个百分点，有利于节约财务费用;水情较好，水电增发增利，气电气价下降增利，风电、核电、光电等清洁能源发电量增幅较大;自产煤产业减亏扭亏;走出去力度加大，境外产业收入、利润增加;各发电集团响应国资委号召，打好提质增效攻坚战，降低煤耗，大力处置僵尸企业、治理特困企业、压缩管理链条，继续执行八项规定，严控成本费用。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%。

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。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。五大发电集团基本上提前1个月完成了全年发电量计划。据统计，工商用户累计降低用电成本超过1000亿元，占供给侧改革降成本近万亿元的10%。

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。因此，煤价反弹成为第三大减收因素，也成为火电业绩加速下滑的一个主因。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。二是用电量、发电量的增长好于预期，发电利用小时仍持续下降，成为全年第二大减收因素。

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。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、新商业模式。

从发电企业初步上报的2017年预算看，业绩很不乐观。11月中旬，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。

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。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。2016年，煤炭市场出现惊人的大反转：环渤海5500大卡市场动力煤价上半年每吨回升30元，7-11月回升200元，到11月初冲高607元，累计回升230多元，涨幅62%。其中：煤电板块利润下降67.4%，1季度下降33.2%;2季度下降61.4%;7、8月份分别下降65.9%、74.4%，9、10、11月份出现亏损。因此，煤价不太可能再现暴涨现象。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。

全国发电平均利用小时3434小时，同比下降195小时。下半年，五大发电集团煤电板块利润大幅缩水，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。

风光电标杆电价，随着技术进步、造价下降，将继续下调。2015年，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。

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。全年降低燃煤发电上网电价每千瓦时3分，2015年下调2分还有3个月的翘尾影响。

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。前10个月，全国规模以上工业企业运行缓中趋稳、利润同比增长8.6%，呈现良好发展的势头。据中电联资料，1-11月，五大发电集团共实现利润542亿元，比上年同期980亿元下降45%。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。

2016年是十三五开局之年。值得一提的是，2016年也是发电行业积极响应供给侧改革、减缓电源投资力度、承担降低用能成本、积极为社会作贡献的一年。

2016年上半年火电板块仍有丰厚的盈利。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

上述电力人士表示，明确的监管制度体系，既可以有效控制电网的过度投资，更关键的是，也严控其额外成本的支出，比如电力系统医院、学校的建设运营成本，就不能再计算到电网企业成本中，更无法转嫁到用户身上。相关数据显示，自2015年以来，我国通过电价改革、推进电力市场化交易等综合方式，累计降低用电成本1800亿元。

从成本监审情况来看，电网历史成本平均核减比例为16.3%。他举例，如一地区输配电价格明显高于周边地区或平均水平，相关部门就可能要求当地电网通过优化环节等方式降低输配电成本。此外由于额外成本无法再转嫁到两端，为了争取更多盈利，电网企业也会主动进行降本工作，从而带动电价下降。无论放开市场、引进社会资本还是加强中间监管，最终目的都是形成市场化的电力交易和使用体制。

绰创能源相关负责人张先生表示，此次的《办法》，主要遵循的就是供给侧结构性改革提出的降成本要求，这也是目前推进电力体制改革的重要内容。隔离不合理成本建立独立输配电价体系在引入竞争机制开放买卖两端之后，中国电力改革终于将目标集中在最难啃的中间端。

根据发改委的部署，积极推进电力市场化交易是电力体制改革和价格机制改革的重要要求。新乡市一家发电企业人士认为，目前我国积极推进电力市场化改革，但如果在输配电环节无法监管到位，就无法防范具有极强垄断属性的电网公司利用垄断地位，来损害发电企业和电力用户的合法权益。

而此次公布的《省级电网输配电电价定价办法(试行)》，则标志着输配电价体系和计算方法率先在省级电网中明确，使包括河南在内的试点省级电网的输配电价透明化，电网输配电价监管框架体系初步形成。上述电力人士称，目前售电公司已可以代理中小用户来参与电力市场，但因为输配电费用的不明确，阻碍了其与发电企业的交易。