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电力行业分析报告

2014-2015年电力行业分析报告

2014年12月

目录

一、电力供需分析：

供需整体宽松3

1、需求：

经济下行和低温因素叠加影响，用电量持续低迷3

2、供给：

电力装机增速趋缓，装机清洁化大势所趋，电源投资向清洁能源倾斜4

3、供需：

电力供需呈现宽松格局6

二、电力体制改革：

利好优质火电、中小水电、小电网和新能源7

1、国际电改浪潮始于20世纪80年代，改革成效不一7

2、国内电改回顾：

进一步推动电改的时机已成熟8

3、新一轮电改基本思路：

管住中间、放开两头9

（1）管住中间：

核定输配电价，改变电网盈利模式10

（2）放开两头：

发售电11

4、优质火电、中小水电、小电网、新能源受益电改11

三、火电行业分析13

1、煤价单边下行，火电盈利屡创历史新高13

2、燃煤火电电价调整到位，未来继续大幅调整概率不大16

四、水电行业分析17

1、来水偏丰、大中型水电持续投产，水电利润大增17

2、大中型项目新投产规模有所降低，“十三五”仍有不小空间18

3、水电享成本优势，价值有待重估19

五、主要风险20

一、电力供需分析：

供需整体宽松

1、需求：

经济下行和低温因素叠加影响，用电量持续低迷

2014年下半年以来，受宏观经济持续下行和夏季低温因素的叠加影响，国内用电需求低迷，2014年1-10月，全社会用电量累计同比仅增3.8%，下半年以来呈现加速下行态势。

单月看10月用电同比增3.1%，较9月回升0.4个百分点，较去年同期回落6.4个百分点。

从目前宏观经济先行指标看，宏观经济仍将继续探底，用电需求难言乐观，预计全年用电增速不超过4%。

分产业看用电需求，今年1-10月，一产、二产、三产及城乡居民用电同比分别增长1.1%、3.9%、6.0%和1.7%，各产业用电占全社会用电量的比重分别为1.9%、73.0%、12.2%和12.9，各产业用电对用电增速的贡献率分别为-0.1%、75.9%、18.8%和5.4%，用电结构和用电增速贡献率基本保持稳定，城乡居民用电受夏季全国普遍低温影响贡献较常年偏小，而二产用电受低温影响较小，用电增速贡献度同比提升。

2、供给：

电力装机增速趋缓，装机清洁化大势所趋，电源投资向清洁能源倾斜

电力装机增速趋缓，装机清洁化大势所趋。

截止2014年10月，全国6000千瓦以上发电设备装机容量为12.72亿千瓦，同比增长8.5%，增速较2013年同期下降1.5个百分点。

其中，水电同比增9.4%，增速较去年同期回落，主要源自西南大中型水电投产最高峰已过，火电同比增5.3，增速回落明显，核电项目进入投产高峰期，装机同比增21.7%，风电等新能源装机继续保持较快增长。

整体而言，电力装机增速趋缓，装机结构正在发生显著变化。

1-10月，全国发电设备新增容量为5770万千瓦，同比多增32.4%，其中水电新增1698万千瓦，同比少增530万千瓦，尽管西南水电投产最高峰已过，但雅砻江等流域大型水电持续投运，新增装机绝对数仍处于近年来较高水平；火电新增2811万千瓦，同比多增111万千瓦；保持平稳。

“十一五”期间密集开工的核电项目进入投产期，核电新增装机329万千瓦。

未来，电力装机清洁化大势所趋，核电、风电、光伏等新型清洁能源在新增装机中的比例有望进一步提升。

电源投资整体下行，未来电源投资向清洁能源倾斜。

1-10月，全国电源基建投资2457亿，同比降7.6%，其中水电投资665亿，同比降32.7%，火电投资659亿，大趋势下行；风光核等清洁能源在电源投资中的占比持续提升。

预计今明两年，在国家层面不出台大规模刺激政策的情况下，电源侧投资整体呈现稳中趋降格局，核电、风电、光伏等清洁能源投资增速有望进一步提升。

3、供需：

电力供需呈现宽松格局

2014年，全国电力供需总体呈宽松格局，电源装机供给增速显著高于需求增速，除水电外，其他发电设备利用小时大幅下滑，前10个月，发电设备利用小时数3547小时，同比下降达199小时，水电来水偏丰，加之去年同期较低的基数，利用小时数达到3103小时，同比升227小时，受整体需求不振和水电大发的挤压，火电利用小时数同比大降235小时至3867小时。

二、电力体制改革：

利好优质火电、中小水电、小电网和新能源

1、国际电改浪潮始于20世纪80年代，改革成效不一

全球范围内电力体制改革浪潮始于20世纪80年代，智利是最早进行电力市场化改革的国家，早在1982年就对电力行业进行重组和私有化，建立批发电力市场。

1990年前后，英国开始实施电力工业市场化改革，引发全球关注，欧美国家开始效仿，由此形成电力市场化改革潮流。

由于国情差异，不同国家电力改革模式多种多样，既有早期的英国、阿根廷和俄罗斯等发、输、配、售电各环节完全分开的改革模式，也有法国、日本、巴西等目前采取的发、输、陪、售集中在一个集团公司的模式，从竞争性电力市场构建方式看，既有早期英国的全电量电力库（POWERPOOL）模式，也有目前欧盟各国采用的双边交易为主、集中交易为辅的电力市场模式，同时还有以美国PJM为代表的集中交易、电量市场和容量市场并存的电力市场模式。

从改革的成效看，部分国家电改在提高电力行业运营效率和服务水平方面取得了很好的效果，典型的如美国的PJM和英国NETA，但也有一些国家和地区在电力体制改革后出现电力供应紧张、电价快速上涨、投资出现不足的问题，如美国的加州电改。

2、国内电改回顾：

进一步推动电改的时机已成熟

国内电改肇始于20世纪90年代，1995年前后国家“独家办电”弊端日益显露，政府开始允许外商参与电力项目投资，1997年1月国家电力公司成立，推出政企分开、厂网分开、竞价上网等改革方略，但推进缓慢，2000年以后社会各界对国内电力体制诟病愈发增加，引发电力体制改革的大讨论，2001年底国家计委经过充分调研论证后，向国务院上报更新版电力体制改革方案，并于2002年3月正式获国务院批准（俗称电改5号文）。

根据电改5号文，电力体制改革的总体目标是，打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配臵，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系，5号文提出16字方针，即厂网分开、主辅分开、输配分开、竞价上网。

依照5号文制定的改革框架，自2002开始的5年间，国家电力公司拆分、电监会成立、煤电联动机制确立、区域电力交易试点等一系列配套改革措施推出，一定程度上促进了我国电力工业的发展，特别是厂网分开后，发电侧逐步实现多元化投资，电源装机实现快速增长，一定程度上保障了经济高速增长期的电力供应。

但自2007年以来，电力体制改革逐步进入停滞期，我们认为主要原因在于政府自上而下的推动力度不足和行业整体经营困难所致，彼时推动电改很难避免电价越改越高的局面出现。

在当前的国际国内宏观环境下，新一届政府上任以来，改革释放红利渐成高层共识，十一届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》提出继续完善主要由市场决定价格的机制，推进相关领域的价格改革。

以“电价”为核心的电力市场化改革再次受到市场关注，始于2002年的电改有望继厂网分离后取得实质性突破。

同时，目前我国经济增速逐渐放缓，电力供需整体呈现宽松格局，煤炭等原材料价格大幅下跌使得行业盈利迎来历史较好时期，从整个电力工业产业链上下游看，电力体制改革的阻力正在减小，电改外部环境进入理想状态，进一步推动电改的时机已然成熟。

3、新一轮电改基本思路：

管住中间、放开两头

十一届三中全会以来，新一轮电力体制改革酝酿已久，特别是2014年下半年，多家媒体持续报道，有关《深化电力体制改革若干意见》的新电改方案已起草完成，待上报国务院批准后正式下发，新一轮电改得到实质性推动仅是时间问题。

我们认为，从电力工业整个产业链看，目前阻碍电力工业健康发展主要症结在电网一家独大、统购统销的经营模式使得产业链价格传导机制（市场机制）失效，电力体制改革的核心目的是恢复市场在电力资源配臵中的决定性作用，构建主体多元、竞争有序的电力市场，让电力供需直接见面，让价格反映电力商品的稀缺程度；同时电力作为一种特殊商品，电力安全涉及到民生保障和国家利益，因而电力体制改革又必然要在确保电力安全的前提下推动，基于此，我们认为，由于电力传输和配送具有自然垄断性，改变电网一家独大的局面不现实，实现输配横向和纵向的分离均暂不具备可操作性，本轮电改的基本思路将是管住中间（而不是拆分中间）、放开两头（形成多买多卖格局），改变电网统购统销的经营模式，将是本轮电改的核心切入点。

同时为吸取02年5号文电改的经验教训，本轮电改将采取分步实施、试点推进的方式来降低改革的阻力。

（1）管住中间：

核定输配电价，改变电网盈利模式

按照自然垄断环节政府定价的原则，在考虑电网企业成本和合理收益基础上，按电压等级核定输配电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，改变电网统购统销、调度交易一体的状况，主要从事电网投资、电力输配和电网服务。

（2）放开两头：

发售电

在管住中间的基础上，培育市场化的售电主体，逐步实现发售电价格由市场形成，在市场化交易机制下推动电力直接交易，并同步缩减发电计划。

2014年11月4日，国家发改委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国新一轮电力体制改革试点，我们认为，输配电价的核定是“管住中间、放开两头”的最重要环节，未来深圳试点将逐步向全国推广，为未来售电环节放开、计划电量放开、输配以外电价放开等更多改革内容扫清制度障碍。

4、优质火电、中小水电、小电网、新能源受益电改

对于火电而言，在目前宽松的电力供需格局下，多数火电企业受制于固定上网电价和计划电量，机组利用率持续降低，随着电改的推进，大用户直购有望逐步从试点向全国铺开，火电发电商与电力大用户直接交易比例将逐步提升，而该部分交易在量和价上全部有发电商和用户自行协商决定，这将有利于具备成本优势（如度电煤耗等）和区位优势（如靠近大用户负荷中心）的燃煤火电企业通过市场化手段增收增利。

此外，随着售电市场逐步放开，符合条件的发电企业也有望获得售电准入，从而组建售电公司进入售电市场，实现发售一体化，届时在市场化经营方面走在前列的发电商将充分受益。

我们建议关注内蒙华电、皖能电力、长源电力等。

对于水电而言，在目前所电源类型中，由于没有燃料成本，相对于火电、核电，水电成本优势明显，在输配电价以外的电价逐步由市场形成的背景下，水电将以其成本优势在未来的电力市场竞争中充分受益。

但考虑到大水电的大比例参与电力市场直接交易可能会影响到下游农业和居民用户电价，电改初期放开大水电概率不大，因而中小水电有望成为最先受益者，建议关注桂冠电力、黔源电力等。

对于小电网而言，目前A股市场总共有10家左右拥有配售电资产的电力企业，多数为区域小水电+小电网，小水电自发自售，但远不能满足区域负荷需求，剩余电量向上级电网公司采购，由于面对的是唯一的卖方，上游议价能力较差，此类电力企业历史盈利能力普遍较差。

电改后，电力市场放开，为此类地方小电网企业提供更多的外购电的选择，向区域发电企业直购电将大概率降低其外购电成本，提升其整体盈利性；同时资产盈利的提升将很大程度上激发该类企业经营的积极性，有望在未来电力市场中发挥更加积极的作用。

我们建议关注郴电国际、文山电力、广安爱众等。

对于新能源发电，现有电力体制下，风电、光伏发电上网问题是制约其盈利的主要矛盾，未来随着电网企业盈利模式由赚取购销差价向赚取过网费转变，将进一步推动电网企业对于各类电源形式的公平接入，届时将有效减少电网企业出于自身利益考量，借电力调度需要之名，对风电和光伏的限制上网。

我们认为，整体而言，新一轮电改将长期利好