我国小水电行业分析报告12.docx
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我国小水电行业分析报告12
我国小水电行业
分析报告
二○一二年十二月
摘要
一、我国小水电概况
我国的小水电资源十分丰富,经济上可开发的容量约为1.2亿kW左右。
截至2007年底,全国已建成小水电站48934座,总装机容量5386万kW,截止到2010年，总装机容量已达到5840万kW，约占可开发容量的48.6%,约占全国水电总装机容量的27%。
二、我国小水电行业存在的问题
第一，我国小水电公益性和和社会性地位长期以来没有得到确认，国家对小水电开发缺乏资本金投入及其他必要的资金支持。
第二，小水电涉及的主管部门众多、管理主体的模糊、管理体制不顺，出现过度开发以及优惠政策难以落实的情况。
第三，电网建设严重滞后，小水电不得不遭遇“窝电”难题。
电网公司过于强势，让小水电上网较为困难。
第四，小水电上网电价低，小水电上网价格与大水电和国有水电存在差距，与火电、风电、太阳能、核电上网价差更加明显。
第五，小水电因季节因素导致的丰枯矛盾现象严重，发电量调节能力弱，与大水电相比，在设备、技术、人才、管理、规模等方面处于劣势。
第六，小水电资金实力较弱，融资渠道单一，主要以银行贷款为主，资产负债率较高，建设和经营压力较大。
三、未来小水电开发趋势
预计到2020年，我国小水电装机容量将达到7500万千瓦，开发率达到58.6%，主要集中在四川、云南、福建、湖南、广东等地，其中四川省装机容量超过1000万千瓦。
预计到2030年，我国小水电装机容量将达到1000万千瓦，小水电开发率达到72.7%，西部地区预计新增装机容量1400万千瓦。
四、小水电开发的机会与风险
小水电的开发的机会：
作为清洁能源，国家和地方各种支持政策较多；云贵川水力资源丰富，经济相对落后，未来经济增长空间大，局部机会依旧存在；小水电数量众多、设备落后，增容改造和技术服务的机会凸显；目前小水电行业处于低谷，收购和整合成本相对较低。
小水电开发的主要风险：
优惠政策难落实，国家和地方对小水电监管趋严；上网难、电价低，小水电经营形势非常严峻；小水电建设期有水文、地质方面的自然风险，移民费增加、物价变动带来的造价风险，运行期还会遇到水文、移民、电力市场等方面的风险。
五、建议意见
第一章我国电力行业现状及发展趋势
一、装机总量增长较快，未来增长空间十分可观
2004年我国电荒蔓延，主要原因是电源建设不足，因此我国加大了电源建设的投入，2007年-2010年我国电力行业装机容量一直保持在10%以上的高速增长，随着我国电力行业装机容量的不断发展，2011年我国电力行业装机容量为105576万千瓦，电源建设基本满足我国电力供应的需求，装机容量增速呈逐渐小幅下降趋势。
基于我国经济将长期高速发展的良好前景，国内电力装机总量的未来增长空间十分可观。
“十二五”和“十三五”期间，国内电力装机总量将分别增长49%和31%，在2015年和2020年分别达到14.33亿千瓦和18.80亿千瓦。
二、火电比例仍将长期保持较高水平，但投资已逐步放缓
2000年至2010年，火电占我国电力装机总量的比例长期稳定在70%以上，总体保持较高水平。
截至2010年底，我国火电装机总量为7.07亿千瓦。
2000年至2010年，国内火电装机总量的复合增长率为11.79%，保持较快增长。
2011年发电设备容量情况如下图：
根据我国相关电力规划的研究报告，2015年和2020年，火电占国内电力装机总量的比例尽管有所下降，但仍将分别保持65%和62%的较高水平。
我国“以煤炭为主”的能源结构特点，决定了火电占国内电力装机总量的比例仍将长期保持较高水平。
2000年至2009年，原煤占我国一次能源生产总量的比例稳定在70%以上，与火电同期占我国电力装机总量的比例保持基本一致。
截至2012年10月，全国电力工程建设完成投资5453亿元，同比增长2.22%，其中，电源工程建设完成投资2676亿元，较上年同期降低3.06%，电网工程建设完成投资2777亿元，较上年同期增长7.89%。
电源完成投资中，火电完成投资717亿元，同比下降12.40%，延续上年持续下降态势，火电完成投资占电源完成投资的比重下降至26.78%，较上年同期下降2.9个百分点；水电完成投资912亿元、同比增长28.85%，核电完成投资597亿元，同比降低0.35%，风电完成投资415亿元，同比下降24.61%，水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.93%，较上年明显上升。
三、经济增速放缓，用电量需求下降
近几年我国GDP与用GDP增速与用电量增速基本同趋势变化，相关性较高，用电量增速与GDP增速关系图如下：
2012年年我国将"稳中求进"的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济继续保持平稳较快发展，经济和电力增长速度将有所回落，预计全社会用电量将上升8.5%至10.5%左右，最有可能在9.5%左右，今全年社会用电量有望达5.14万亿千瓦时，将可能呈现“前低后高”发展态势。
2011年全社会用电结构
2012年1-10月份，全国工业用电量29534亿千瓦时，同比增长3.2%，低于全社会用电量增长幅度，占全社会用电量的比重为72.2%，对全社会用电量增长的贡献率为47.2%。
其中，轻工业用电量5020亿千瓦时，同比增长4.5%，占全社会用电量的比重为12.3%；重工业用电量24514亿千瓦时，同比增长2.9%，占全社会用电量的比重为60.0%。
水电发电量同比大幅增长，火电发电量延续下滑态势。
工业用电量同比增速较上月大幅上升，涨幅低于全社会用电量，高载能行业用电量同比增速有所回升。
全国跨省区送电量规模平稳增长，南方电网西电东累计送电量超过去年全年规模。
四、电源结构优化，新兴能源进入发展期
根据国家能源局发布的报告显示，2011年，水电重点流域开发力度继续加大，开工规模超过2000万千瓦，总装机容量将达到2.2亿千瓦；其次，核电机组建设工作加快推进，岭澳核电站二期二号机组实现投产，核电总装机将达1174万千瓦；再次，新疆哈密、内蒙古开鲁、吉林通榆、甘肃酒泉、江苏海上风电等项目开工建设，全年新增风电装机超过1400万千瓦；另外，西部地区的光伏电站特许权招标项目继续开展，2011年将新增装机50万千瓦；最后，生物质能产业将更趋多元化，产业创新模式和产业链加快培育，利用规模继续扩大，综合利用水平将进一步提高。
根据《中国能源政策2012》，到2015年，水电装机容量将达到2.9亿千瓦；核电装机容量将达到4000万千瓦；风电装机将突破1亿千瓦，其中海上风电装机达到500万千瓦；太阳能发电装机容量2100万千瓦以上，太阳能集热面积达到4亿平方米。
加强对潮汐能、波浪能、干热岩发电等开发利用技术的跟踪和研发。
“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目，以及10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域。
五、竞争格局复杂，行业壁垒较高
截至2010年底，全国6000千瓦以上发电企业共4640家。
目前，发电环节继续呈现多元化竞争格局。
2010年全国全口径装机容量为96219万千瓦，其中中央直属五大发电集团（中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国电力投资集团公司）2010年末总装机容量47176万千瓦，约占全国全口径装机容量的49.03%；其他七家中央发电企业（神华集团有限责任公司、中国长江三峡集团公司、华润电力控股有限责任公司、国家开发投资公司、中国核电集团公司、中国广东核电集团有限责任公司、新力能源开发有限公司）年末总装机容量10975万千瓦，约占全国全口径装机容量的11.41%。
除上述中央电力企业之外，行业内的主要企业还包括地方性国有电力企业、私营和外资电力企业。
但是由于电网行业目前全国联网格局尚未完全形成，各发电企业主要竞争对手为各自区域内的其它发电企业，并且一般在供电紧张时各企业不存在竞争关系，在供电形势缓解、供给大于需求的情况下，各区域内的发电企业存在一定的竞争关系。
未来，随着电力建设高潮中开发的电源点集中投产，在今后的一段时期内，电力市场可能出现阶段性供过于求的局面，发电企业之间的市场竞争将日趋激烈。
电力行业属于资源依赖、资金密集、技术和安全稳定性要求高的行业。
首先，发电企业是将煤炭、水、燃油等能源转化为电力的能源转化型企业，对能源的依赖性较强；其次，发电企业属于资金密集型企业，具有高投入、固定资产高、沉淀成本大的特点，投资者必须具有雄厚的资金实力；再次，发电企业应用了众多的专业技术，包括热能动力、电气、自动化控制、继电保护、化学以及计算机信息技术等，对投资者和运营者的技术要求较高；而且，国家对电力行业进行严格监管，电力项目必须符合国家规定和总体规划，并须经过有关部门的严格审批和验收。
最后，从环保角度考虑，火电企业对环保的要求较高，电力项目的建设和运营必须具有符合国家有关环保标准的技术和设备，污染物排放标准必须达到国家环保部门的相关要求。
六、水电企业利润空间缩小，“水火同价”是未来长期发展趋势
目前各省水电平均上网电价都低于火电平均上网电价，加上近几年国家加大了对移民和环保问题的补偿力度，提高了水电发电的度电成本，因水电电价调整时间和幅度落后于成本的提高，使利润空间缩小。
2002年以来，水电平均上网电价逐步提高，水电、火电上网电价的价差呈逐步缩小的趋势。
2002年水电和火电平均上网电价分别为0.1500元/千瓦时和0.2943元/千瓦时，二者价差为0.1443元/千瓦时；2008年水电和火电平均上网电价分别为0.2661元/千瓦时和0.3546元/千瓦时，二者价差为0.0885元/千瓦时，价差收窄幅度和趋势较为明显。
水火同网同价是未来长期发展趋势，若水火同网同价政策确定实施，将大幅提升水电企业的利润。
第二章我国水电行业现状及发展趋势
一、水电行业概况
我国水电经济可开发装机容量为4亿千瓦，技术可开发容量为5.4亿千瓦。
发达国家水电开发率一般达到60%以上，截止2011年底，我国水电开发率仅为43%。
截止2011年底，我国水电装机容量达到2.3亿千瓦，是世界上水电装机容量最大的国家。
相对其他清洁能源而言，水电成本低，技术成熟，出力特性较好，是实现2020年15%非化石能源目标的首选能源。
（一）“十一五”水电投资完成情况
“十一五”期间，全国水电完成投资4178亿元，占全国电源投资比例为23.9%。
水电工程建设累计完成投资最多的省份是四川，达到1380亿元，占同期全国水电工程建设累计完成投资的三分之一；云南、湖北水电投资分别为650亿元和555亿元，四川、云南、湖北3省水电投资合计2586亿元，占全国水电投资的61.9％。
2010年，水电工程建设完成投资较多的省份基本分布在华中、南方、西北区域等水资源比较丰富的地区，其中，水电投资排在前三位的省份与上年相同，依次为四川（主要项目有向家坝、瀑布沟、锦屏一级和二级等大型水电站）、云南（主要项目有溪洛渡、小湾、功果桥等水电站）、湖北（主要项目为三峡工程及三峡地下电站），3省水电投资合计占全国水电投资的68.4％。
（二）“十一五”期间水电新增装机容量
“十一五”期间，全国水电新增装机容量8303.06万千瓦，占全国新增电源装机容量的比例为17.08%。
四川、云南、湖北三省水电新增装机容量分别为1396万千瓦、1298万千瓦和1236万千瓦，3省水电新增装机容量合计占同期全国水电新增装机容量的47.3％。
2010年，四川基建新增水电装机容量接近400万千瓦，占全国基建新增水电装机容量的24.1％；云南新增363万千瓦，贵州、青海新增超过200万千瓦；上述4省基建新增水电装机容量占全国基建新增水电装机容量的72.8％。
（三）未来水电发展预测
2015年，水电建设装机总容量将至28400万千瓦，占全国电源总装机容量的20.4%。
2020年，水电建设装机总容量将至33000万千瓦，占全国电源总装机容量的21.7%。
二、水电行业竞争状况分析
（一）水电行业集中度
2009年国内主要电力集团水电装机份额情况（6000千瓦以上）
单位：
万千瓦，%
所有电源合计
水电装机
水电增速
公司内水电份额
行业内水电份额
行业合计（全口径）
79253
17152
15.7
21.64%
100.00%
主要企业合计
54535
7736
25.2
14.19%
45.10%
三峡
2252
2250
20
99.81%
13.11%
大唐
10007
1388.74
87.3
16.56%
8.1%
中电投
4884
1463
4.3
21.8%
7.07%
华电
6833
942
13.5
12.82%
5.83%
国投电力
1453
465
0.7
35.93%
2.71%
华能
10438
859
44.1
6.04%
3.03%
国电
8000
464.94
7.8
6.59%
2.71%
湖北能源
419
361.83
63
85.20%
2.08%
粤电
2105
214.1
-
10.17%
1.25%
万家寨
108
108
-
100.00%
0.63%
甘肃电投
166
81
146.2
48.80%
0.47%
浙能
1860
31
178.2
1.67%
0.18%
中广核
458
23
-
5.02%
0.13%
华润
1974
21
-
1.06%
0.12%
1．今后五年，三峡集团公司计划实现三峡地下电站、向家坝、溪洛渡三个水电站建成投产，力争开工建设白鹤滩、乌东德等项目。
水电装机将新增２５００万千瓦，装机总量达到４７００万千瓦，在建项目２５００万千瓦以上。
“十二五”末，装机容量水电市场份额为16.5%。
2．到2020年，中电投集团水电、核电、风电装机容量将分别达到4000万千瓦、1400万千瓦和2100万千瓦。
3．截至2011年底，中国华电装机容量9410万千瓦，其中，火电7491万千瓦，水电1595万千瓦，风电等其他能源324万千瓦，清洁能源占总装机容量的25.4%。
4．截至2012年5月底，华能集团在全国29个省、市、自治区及海外拥有全资及控股装机容量1.28亿千瓦，到2020年，水电装机容量达到4000万千瓦。
从前几名的集中度来看，水电行业的集中度相对比较高，前三名接近26%，前十名超过了44%，而前15名则超过了45%，从变化趋势上能够看出，水电行业的特点是大中型项目比较集中，小水电非常分散。
从发展趋势上来看，未来拟在建的水电项目中，大中型电站和小水电都占有重要地位，两者共同作用将会导致水电行业集中度变动较小。
（二）行业竞争结构分析
1．上游供应商
水电行业上游供应商主要是电力设备生产商以及和争夺水电资源开发权的相关方。
无论是水电设备生产市场还是水电工程设计建设市场都是集中度非常高的垄断市场，水电设备集中于三大动力集团，设计建设集中于两大电力辅业集团，而水电资源也大部分集中于三峡公司和五大集团等中央所属的大型集团。
上游的垄断对于民营企业来说不是很有利，在对上游的议价上处于不利地位。
2．下游客户
水电行业下游直接客户主要是电网行业。
从直接客户的角度来看，电网行业有义务优先调度水电，而且从经济性上看，水电通常较火电便宜，而且调解能力强的大型水电站会对电网调峰起到很大的作用。
总的来看，相对于火电而言，水电在对下游的关系上占有比较大的优势。
间接客户包括三次产业的企业客户和城乡居民客户，居民用电量比较稳定，增速也很稳定，一般在分析时不予考虑，影响水电行业的最大下游客户当属第二产业中的制造业，尤其是一些高耗能行业。
例如钢铁、有色、化工和建材等。
这些行业都是原材料行业，为更加下游的房地产、轻工业等提供原材料，这些基础性的行业具有投资大，周期长，产能易增不易减等特点，因此在经济周期中处于不利的地位，2008年下半年以来，随着经济形式的走弱，金属价格，建材等价格纷纷大幅下跌，导致这些原材料产业开始限产，直接影响了电力用量。
总的来看，水电下游客户除了在用电总量上对行业造成较大拖累外，在具体购电方式上不具有很多话语权，电力销售市场是典型的卖方市场。
3．替代品
电源类型替代总的趋势是可再生发电方式替代非可再生的发电方式、清洁发电方式替代有污染有排放的发电方式。
而水电作为最具规模的、国内技术最为成熟的清洁能源发电方式本身对其他电源具有较强的替代作用，而自身则不容易被替代。
4．潜在进入者
潜在进入者主要包括各种有意于进入水电行业的国内其他行业投资主体，以及有意于进入中国水电市场的国外电力投资主体。
水电行业的进入壁垒比较高，首要的也是主要的特点是资源壁垒较高，例如水电资源虽然丰富但是毕竟有限，当前中国主要河流的水电开发权限基本划分完毕，其他企业想要进入水电开发行业势必需要高价收购这种开发权，这将直接提高开发成本。
此外，政策和技术方面也存在一些壁垒，例如在中国境内从事普通电力行业开发经营必须要获得电监会的许可证，相应技术积累，专业人员积累都是问题。
具体到水力发电行业，由于大中型水利设施，涉及灌溉、粮食安全、城市供水、上下游通航以及抗旱防洪等等关系国计民生的方面，国家政策对此也管治的比较严。
所以跨行业投资的难度很大。
总之，我们认为，水电行业的潜在进入者比较少，对国内水电竞争格局基本没有影响。
5．竞争者
水电行业的竞争者主要在资源争夺方面开展激烈的竞争，这主要是因为，一旦流域开发权确定以后，剩下的工作就是勘探设计建设电厂，然后运营发电。
由于水电站上网电价都是国家单独确定，上网电量则大体根据来水情况和水文地质情况确定，和参与运行的公司无关，因此，水电行业的竞争大部分集中在可开发资源上面。
目前的水电资源争夺已经告一段落，国内除了西藏地区以外基本分配完毕，东南亚领国水域和我国西藏地区还有部分资源没有确定下来，这些地区的竞争应该继续存在，甚至有可能加剧。
（三）水电行业生命周期分析
由于技术的限制，短期内电力行业没有替代品，电力行业生命周期的问题主要研究对象是各种具体的电源类型，比较的是这些电源类型之间的替代和生命周期。
水电行业具有长久的生命力，即使只算爆发式增长的时期应该也有20年左右。
如下图所示，水电行业不会出现明显的衰退期，因为水电是可再生能源，按照现在每年1500-2000万千瓦的开发速度再有30年左右的时间中国的水电资源就基本开发殆尽，行业也随之进入饱和期，在此之前，水电行业发展速度将十分可观。
即使到了水电行业的饱和衰退期，其衰退速度也将很慢，这也是由如下所述的水电优良特性所决定的。
水电行业生命周期图
三、水电企业上网价格分析
近年来，为舒缓上下游价格压力，多个省份在2008年、2009年、2011年先后3次上调了上网电价，但目前水电行业平均价不到0.3元/千瓦时，远低于同类可再生能源、核电和火电的电价。
目前，全国核电上网电价大约是0.50元/千瓦时，风电约为0.55元/千瓦时，太阳能标杆电价1.09元/千瓦时。
根据各省份水电上网价格不完全统计，情况如下：
地区
上网平均价格
甘肃
0.1612
云南
0.1866
湖北
0.2506
四川
0.288
广西
0.29
山西
0.335
河南
0.339
湖北
0.349
湖南
0.355
江西
0.375
山东
0.383
江苏
0.42
浙江
0.459
广东
0.466
全国平均
0.3546
注：
其中小水电平均电价0.265元/度（云南和四川有的地方小网几分钱至一毛多钱），国家电网和地方电网水电上网价格有一定差异。
四、十八大以后，水电行业或将出现投资热潮
中国正式进入第五代中央领导集体10年任期的第一年，在全球形势不明朗的大背景下，预计中国将会掀起一轮投资热潮。
在政府支持性政策的鼓励下，这轮热潮将持续3-5年，可能带来中国经济的又一个“黄金十年”。
如下图所示，中国过去两届政府上台后都出现固定资产的投资热潮，预计这一效应将在明年再次出现。
这将是多个因素共同作用的结果，包括2012年5月和9月已经批准的大量基础设施项目建设将继续兴建，同时新任领导层还将会出台新的政策。
预计投资将集中于高铁、公路、机场、地铁、港口、能源（包括水电）等领域。
第三章我国水电行业政策及分析
一、行业管理或监管部门
目前我国电力行业的监管部门主要为国家发改委和国家电监会、能源局（能源委）。
（一）国家发改委
国家发改委负责制定我国的电力发展规划、电价政策，并具体负责电力项目及电价的审批。
（二）国家电监会
国家电监会为正部级单位，负责市场准入和市场运行监管，主要相关职责如下：
制定电力监管规章，制定电力市场运行规则；拟定电力市场发展规划和区域电力市场设置方案，审定电力市场运营模式和电力调度交易机构设立方案；颁发和管理电力业务许可证；按照国务院的部署，组织实施电力体制改革方案，提出深化改革的建议。
（三）国家能源局
2008年设立国家能源局（副部级），为国家发改委管理的国家局。
主要相关职责如下：
拟订能源发展规划、产业政策并组织实施，推进能源体制改革；负责煤炭、石油、天然气、电力（含核电）、新能源和可再生能源等能源的行业管理，组织制定能源行业标准；审批、核准、审核国家规划内和年度计划规模内能源固定资产投资项目。
2010年1月28日国务院成立国家能源委员会，国务院总理温家宝任主任，国务院副总理李克强任副主任。
国家能源委研究拟订能源发展战略，审议能源安全和能源发展中的重大问题，统筹协调国内能源开发和国际能源合作的重大事项。
（四）其他部门
此外，国资委对国有资产进行管理和业绩考核，财政部和国家税务总局对电力企业股份制改造、税务政策等进行监管，水利部对水利水电项目进行指导和监督等。
二、行业管理体制
2002年3月，国务院正式批准《电力体制改革方案》，电力体制改革进入逐步实施阶段。
根据《电力体制改革方案》，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，优化资源配置，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、健康发展的电力体系。
根据《电力体制改革方案》的相关要求，我国发电行业由厂网分开、竞价上网的新体制代替垂直一体化的电力垄断经营模式；新的电价机制将代替过去的单一电量电价，建立合理的电价形成机制；由政府直接控制、行政审批为主的行业管理体制转变为通过成立国家电监会进一步加强行业监管。
三、电源开发产业政策
根据《产业结构调整指导目录》（2011年本），“水力发电”属于国家鼓励类项目。
根据《外商投资产业指导目录》（2011年修订），“发电为主水电站的建设、经营”属于鼓励外商投资产业目录。
2004年7月，国务院发布《关于投资体制改革的决定》规定，在主要河流上建设的项目和总装机容量25万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准，其余项目由地方政府投资主管部门核准。
2004年9月，发改委发布《企业投资项目核准暂行办法》，对电力项目的开发、核准程序等进行了明确规定。
2009年5月，国务院公布了《关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（国发〔2009〕27号），电力资本金比例未调整，为20%及以上。
2011年3月，国务院发布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中明确指出要推进能源多元清洁发展。
在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电，重点推进西南地区大型水电站建设，因地制宜开发中小河流水能资源。
2011年5月，国家能源局出台《关于加强水电建设管理的通知》，通知要求在
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