电力行业近况研究报告.docx

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电力行业近况研究报告

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正文目录

图表目录

一.煤电去产能步入正轨，电力重组和自备电厂清理提速

1.电力行业近况

电力增速换挡，煤电产能过剩问题显现。

2004年-2011年间，用电需求尚处于高速增长阶段，产能过剩问题并未凸显，但随着用电量的增速逐步趋缓，2015年增速仅为0.5%的情况下，各类电源之间的竞争愈发明显。

2016年电力企业盈利出现断崖式下滑后，产能过剩问题不得不正视。

国家能源局在今年4月发布了《2020年煤电规划建设风险预警的通知》，将除了河南、湖北、湖南、江西、安徽和海南外的其他省份都列为红色预警省份，要求暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目，并合理安排在建煤电项目的建设投产时序。

图表1:

2013-2015年间用电增速大幅下滑

图表2:

中国存在大面积地区煤电产能过剩情况16%

利用小时自2011年呈下跌趋势。

根据中电联发布的《中国电力行业年度发展报告（2017）》综述部分提供的数字来看，五大发电集团（华能、华电、国电、大唐、国电投）在2016年电力业务收入同比下降7.3%，电力业务利润同比下降42.6%，其中火电业务利润大幅下滑58.4%。

个中原因除了煤价从2016年下半年一路崛起外，国内大部分省份都面临着产能过剩，机组利用率低而电力备用率高于标准值的现象。

火电机组的利用小时逐年下滑至2016年的4,165小时，低于可行性报告设计的5,500小时，也低于海外（美国，日本，韩国）火电机组利用小时。

图表3:

2013年起火电利用小时逐年下降

图表4:

五大发电集团2015-2016盈利情况

对标国外同类能源公司，规模占优但效益仍落后。

华能集团与世界同类能源企业对标报告（2016）中选取了13家国内外同类能源企业按规模、业绩、社会贡献等指标进行分析，数据显示我国的五大发电集团虽在规模上有明显的优势，但经营业绩和效益较国外电力企业仍有较大的差距。

就五大发电集团中，华能在国内同业中综合指标排第一，但在13家公司排名中，稳定在5或6位｡

图表5:

2016全球能源企业综合指数得分

图表6:

2016全球能源企业装机容量排名（GW）

图表7:

华能和法国电力公司对标

图表8:

华能和法国电力公司对标

2.煤电行业去产能刻不容缓

2016年政策方向初露端倪。

2016年上半年，政府开始重视对煤电产能的控制。

2月22日，国家能源局召开全面深化改革领导小组会议，要求严格控制煤电产能扩张。

在4月下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》以及《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》，对各省的煤电的建设情况作出了预警指示，宣布取消、缓核、缓建及淘汰13省的部分煤电产能。

但是这一系列的动作尚未涉及真正的具体淘汰目标，更多地旨在呼吁控制新增产能。

然后正是在2016年的11月，第一次下达了具体的2016年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知，计划淘汰容量总计491.8万千瓦，其中陕西占比最大，达到59.65万千瓦。

2017年供给侧改革大刀阔斧。

2017年一系列具体项目列表和目标出台，将煤电去产能归为政府工作内容。

1月，国家能源局电力司下发了对14个省份的十三五煤电投产规模的要求，预计推迟约1.27亿千瓦煤电建设至十四五。

在今年年初的工作会议上：

李克强总理提出2017具体目标：

淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。

之后在8月，国

家发改委、财政部、国家能源局等16部门近日联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

截止2016年底，全国纳入规划和核准在建的项目约为350GW，16年9月政府第一批取消项目量是12GW，今年年初政府要求停建缓建共计127.7GW，但是在实际执行中面临若干项目已经开工率超过30%，因此我们估算在上半年实际执行中应该只有10GW项目被真正停建。

若加上9月政府工作目标（停建35GW+缓建55GW），则还有238GW可建设。

我们预计要达到十三五停建缓建150GW的目标，在2018~2020年仍需喊停约38GW项目，而如果要达到2020年小于1100GW的目标需要再停23GW的项目（已经包含20GW的淘汰落后产能关停计划）。

图表9:

煤电去产能政策

图表10:

“十三五”期间煤电发电装机去产能总目标

3.细节不断落实：

2017年首批停建缓建和淘汰名单出炉，各省出台地方去产能政策

为了完成“十三五”缓建停建150GW和淘汰落后产能20GW的目标，2017年首批涉及落后关停、停建以及缓建的名单在9月底正式下发。

►淘汰的落后煤电产能装机容量为4.72GW，主要位于天津（占比18%）、北京（18%）、山西（10%）以及安徽（9%）。

列入淘汰目标任务的机组，除明确作为停机备用储备电源的外，必须在今年12月底前完成拆除工作。

•分企业来看，五大发电集团+华润电力在内，占比高达80%。

旗下上市公司在2017年中期业绩会上也纷纷表示，“十三五内”将不再新增火电建设投资，逐步降低火电装机占比。

►停建产能装机容量为35.2GW，主要位于山西（占比29%）、山东（17%）、内蒙古以及广东（分别13%）。

其中9GW包含在年初1月下发的名单中，而剩下的26GW则为新增停建项目。

►缓建产能装机容量为55.2GW，主要位于宁夏（占比17%）、山西（13%）、福建（12%）以及河南（11%）。

其中13GW包含在年初1月下发的名单中，而剩下的43GW则为新增缓建项目。

图表11:

淘汰落后煤电产能落实进度

图表12:

停建、缓建煤电产能落实进度

图表13:

2017年各省首批落后关停煤电项目地理分布

图表14:

2017年各省首批停建缓建煤电项目地理分布

图表15:

2017年各省首批停建项目vs.1月文件

图表16:

2017年各省首批停建缓建煤电项目地理分布

4.环保趋严加速煤电产能淘汰：

违规自备电厂逐步纳入清理范围，为火电发电腾出空间

近年来，政府对内有降低雾霾改善环境的压力，对外有实现排放指标的承诺，环保问题成为各个行业发展的重要条件。

政策不断趋严，而环保督察的力度也愈来愈严谨。

从去年7月开始第一批环保督察工作到现在第四批完成进驻，涉及30个省份，共问责超过16000人。

电力方面，在今年2月环保部牵头4部委6省市联合印发的《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》中，对火电行业实行了排污许可证的控制制度。

按照监管计划，发证后及时开展监管执法。

依据排污许可证对火电企业检查落实情况，审核排污单位台账记录和许可证执行报告，检查污染防治设施运行、自行监测、信息公开等排污许可证管理要求的执行情况，确保按证排污。

图表17:

2017年以来环保政策汇总

图表18:

环保督察紧锣密鼓

自备电厂基本情况。

自备电厂的规划和运营缺乏督察是电力市场管理遗漏的地带。

随着煤电去产能不断细节化，自备电厂逐步进入清理范围。

从政府下发的首批停建缓建名单中，我们发现自备电厂已经进入名单。

自备电厂崛起于80年代末-90年代初，经济发展加大了电力的需求，然后供不应求的局面导致电价高企。

在政府政策推动下，高耗能企业纷纷开始建立自己的自备电厂，试图降低电价成本，主要涉及行业包括钢铁、水泥、电解铝、石油化工、造纸等。

自备电厂存在以下特点：

►装机规模小、煤耗高、环保排放不达标的现象。

►违规先建，无证经营等审批程序的漏洞，导致自备电厂的统计存在困难性。

►不参与电网调峰，或可满负荷运行，利用小时高于公用火电厂平均水平。

►电价成本低廉，未承担相应社会费用。

图表19:

全国自备电厂规模

图表20:

新疆、山东为自备电厂主要所在地

图表21:

主要高耗能行业的用电占总生产成本比例

图表22:

统调电厂和自备电厂-主要指标对比

5.政策频出，自备电厂进入清理环节，面临环保改造和缴费双重压力，或利好统调电厂

从2015年12月起，发改委和能源局对自备电厂的监督逐步加强，在今年7月会同工信部、财政部、环保部赴新疆、山东、内蒙古、江苏、广西、甘肃等地开展了燃煤自备电厂规范建设及运行专项督查，调研燃煤自备电厂的基本情况、燃煤自备电厂承担社会责任情况及燃煤自备电厂的达标排放情况。

我们整理了以下的重点：

►新建燃煤自备电厂，一律由省级政府在国家依据总量控制制定的建设规划内核准，不得超出规划核准，也不能放在工业项目中备案。

京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。

►自备电厂必须按照公用电厂的标准进行环保改造，并且限期完成。

根据山东省在今年7月发布了《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》，提出了详细的排放和能效要求：

•要求2017年6月底前，全省单机10万千瓦及以上燃煤电厂必须全部实现超低排放；2017年10月底前，7个传输通道城市单机10万千瓦以下燃煤电厂完成超低排放改造；2017年年底前，其余10个市单机10万千瓦以下燃煤电厂力争完成超低排放改造。

•供电煤耗、水耗高于同类机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组，要实施节能、节水升级改造。

2017年底前，全省常规燃煤自备机组能耗、水耗水平要与公用机组相当，达到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258-2013）标准要求。

►自备电厂一律要缴纳政府性基金和系统备用费，未缴纳的必须限期清收，实施中可以考虑给予一定的宽限期。

费用包括国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。

图表23:

2017年以来自备电厂相关的政策汇总

我们认为自备电厂的清理对公用火电电厂的影响存在中性及利好两方面情况：

►中性影响：

政府正在大力推进高耗能行业的供给侧改革（电解铝、煤炭、石化、钢铁等），而这些企业往往拥有自己的自备电厂。

由于用电需求的“一刀切”，这些自备电厂随公司整顿而关停往往不会对公用发电厂产生影响。

•例如：

山东发改委在7月24日印发《山东省2017年煤炭消费减量替代工作行动方案》，要求山东魏桥和信发分别关停电解铝产能268万吨和53万吨。

同时分别停运相应规模煤电机组（不含已纳入2017年及以前年度淘汰关停机组）。

►利好影响：

《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》指出能耗和污染物排放不符合国家和我省最新标准的自备电厂应限期实施升级改造，到期不能完成改造的一律予以关停。

而这一部分产能的淘汰有利于进一步优化煤电产能布局，提高公用火电厂的发电空间和利用小时。

•若环保改造费用+政府基金等缴费后的自备电厂用电成本较直购电优势不明显，有利于驱动企业转投购买公用电厂的发电量。

但是从行业的实际情况了解到，目前已有自备电厂去产能的情况是一个缓慢的过程，除了因为生产产能被关停而被关的电站之外，大多数自备电厂地方政府仍然给予较大的自由度，只是要补齐环保设备和各种税费。

电解铝用电成本情景预测

电解铝行业主要集中在新疆、山东、内蒙古、四川、河南等省份。

根据铝融网的统计，电解铝平均开工产能的平均电价约在0.165-0.553元/千瓦时，其中新疆电解铝用电成本最低0.182元/千瓦时，而河南成本最高约0.439元/千瓦时。

新疆和山东地区自备电厂配备占比高，新疆和山东自备电厂成本约0.15元/千瓦时和0.2-0.3元/千瓦时，而河南地区的电解铝配有自备电厂的占比较低，电力成本在0.4-0.5元/度。

在不计算环保改造费用的情况下，山东和河南当地自备电厂用低成本加上农网还贷资金、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加以及其他城市事业费，山东缴费后的自备电厂电价较当地直购电电价仍有33%的优势，而河南地区的优势仅为8%。

根据国家质量监督检验检疫总局的公开信息，工业企业采取招标方式，由环保企业对机组实施改造（如湿法脱硫、布袋除尘等），每台机组的改造费用都在数千万甚至过亿元。

考虑到潜在的追缴之前拖欠的各类社会责任和繁复的节能排放改造，环保督察的趋严或可推动直购电的开展，利好公用电厂的效益。

图表24:

2017年4月中国电解铝按照开工产能加权平均电价

图表25:

山东地区电解铝企业用电费用预测

图表26:

河南地区电解铝企业用电费用预测

6.去产能影响

煤电去产能已经阻止利用小时数继续下跌的趋势。

2016年火电利用小时降至4,165小时，低于机组设计利用小时5,500小时以及发达国家水平（2016年美国：

4,617小时/日本4,643小时），但是2017年截至8月火电利用小时2793小时，同比回升2.3%，已经出现止跌。

我们认为在去产能的严格调控下，煤电存量机组的利用小时有望进一步回稳，但考虑到以下3个因素回到4,500小时将遇到挑战，主要是煤电仍然面对其他电源的竞争，并且发电优先级较低，因此去产能并不一定意味着获得市场空间：

►能源结构转换，可再生能源保障发电，煤电进行灵活性改造，积极参与调峰。

►“十三五”用电需求趋稳在3.6%-4.8%，低于“十二五”期间的6.27%。

►自备电厂淘汰过程缓慢，且可选择缴费和改造保留发电权。

我们测算如果2020年中国的用电需求达到7.8万亿度电（我们现在的测算为7.4万亿度电）将会使得火电利用小时回到4500小时。

但是同时需要注意我们在测算中使用的风电利用小时2000小时和核电7000小时的假设仍然表示，这两种电源存在限电影响。

因此考虑到执行可再生能源和核电的保障性消纳政策的优先性，那么我们认为火电利用小时未来的合理水平可能更接近4200小时。

图表27:

2014-2016火电机组利用率对比

图表28:

“十三五”火电利用小时预测

但有助于降低资本开支及负债；新增火电投资及投产规模控制初见成效。

从政府2016年开始严格控制煤电新增产能后，火电新增装机从2015年的67GW下降28%至2016年的48GW，火电投资也实现同比下降16%至1,174亿元。

而中电联发布的2017年前8个月的数据来看，这两个指标进一步得到了有效的控制，分别同比下降10%/7%。

考虑到150GW的停建缓建，将使得电力行业减少4800亿的贷款规模（相当于目前行业总有息负债的10%），而我们看到上市公司层面，今年龙头火电公司，比如华能和华润在减少资本开支之后已经可以见到正现金流，而明年大多数火电公司都将完成正现金流的改善。

图表29:

火电新增装机情况

图表30:

火电电源投资情况

小机组关停等举措使得行业集中度回升。

五大发电集团的市场份额不断缩减，从2012年火电装机和总发电量占比53%/47%，逐年下降至2016年47%/41%。

然而从2016年三季

度起，沿海六大电厂的煤耗占比出现回升态势，从11%上升到13%。

我们进而计算了2016/2017年上半年五大发电集团旗下的上市公司以及上海电力和浙能电力在沿海省份的火电发电量数据，以及占全国沿海省份总火电发电量比例，发现占比也从2016年上半年的31%上升到2017年上半年的33%。

我们认为行业集中度的回升或是小机组关停举措的结果。

图表31:

五大集团–火电装机市场份额

图表32:

五大集团–发电量市场份额

图表33:

六大沿海电厂耗煤量占全国总耗煤量占比提升

图表34:

上市公司沿海省份1H17发电量占比同比提升

7.整合重组的机会

在2016年12月召开的中央经济工作会议中要求电力等七个行业在国企改革中迈出实质性步伐。

为了响应政府解决燃煤发电企业间竞争加剧的问题（如重复性建设和严重内耗）并进一步推动供给侧改革（关停落后产能），电力企业之间或进行重组。

当前发电企业面临的问题：

►过度投资：

2014年中央下放火电新项目审批权至升级政府，迎来了电力投资热，2015年火电新增装机达到66.78GW。

目前在建和纳入规划的发电装机容量为350GW。

►杠杆高：

2015/16年，五大发电集团的资产负债率达到82%左右，已超过国企80%的限定红线，与海外目前同样受财务问题影响的EDF和东京电力类似80-85%，但是高于西班牙Iberdrola和韩国电力公司的50%-65%。

►回报率低：

2016年，五大发电集团的ROE为-1-4.9%。

由于煤价上涨，ROE较2015年下降了7-10个百分点。

而海外电力在2015/2016年的核心ROE水平稳定在9-10%。

图表35:

火电新增装机在2015年达到历史最高值

图表36:

电力企业–2015/2016年ROE

图表37:

电力企业–2015/2016年资产负债率

我们认为以下几个方面改善公司的经济效益：

1）减少同业竞争，降低过度投资和负债，提升话语权à横向重组（电电重组）当前五大发电集团仍占电力行业市场份额的半壁江山。

通过梳理发电集团旗下的上市平台，我们发现除了地区型上市平台外，每一发电集团都具备一家传统火电上市公司和一家新能源上市公司。

经过对五大发电集团地理分布的分析，可以看到五大发电集团旗下上市公司在分布上有所重合，其中6个省份的竞争尤为激烈，包括河北，山西，内蒙古，江苏，浙江和广东。

发电集团可以通过有效的同类资产整合，改善众多发展雷同问题，增强区域话语权，在资产和盈利方面做大做强。

图表38:

五大发电集团的同业竞争分析（及在旗下上市公司中持股情况）

图表39:

五大发电集团各省份竞争

2）降低成本波动、实现上下游一体化布局à纵向整合（比如：

煤电整合）

我们通过对于煤炭和火电两个行业综合去看，可以看到如果我们按照过去10年的煤电和煤炭的行业加总来看，ROE的区间是5%-15%，标准方差是3%，而煤电净资产回报率-5-13%，标准方差是5%，而煤炭的净资产回报率是0-24%，标准方差是7%。

如果我们将两个行业看成一个综合行业，那么行业的回报率将一直保持（仅15年例外）在政府对国企规定的5.5%的资本回报要求之上，并且回报的波动将会大幅的减少。

另外在今年的9月11日，国务院发布了《国务院关于支持山西省进一步深化改革促进资源型经济转型发展的意见》，其中要求促进产业转型升级，推进煤炭、电力、运输、煤化工等上下游企业进行重组或交叉持股，打造全产业链竞争优势，同时鼓励有条件的煤炭和电力企业着力推进煤矿和电站联营。

图表40:

火电煤炭纵向整合的ROE影响

3）业务扩张，寻找新的盈利增长点à跨电源重组（煤电vs.水电/核电等）

2017年，我国制定了到2030年非化石能源发电量（如水电、风电、核电和光伏发电）占电力供应的50%的发展目标。

因此，传统的发电企业在燃煤发电和水电增长方面面临着挑战（仅有少量河流具备发展新增水电装机容量的潜力）。

五大发电企业正在积极拓展新业务，特别是在核电领域，如原中国电力投资集团与国家核电技术公司（SNPTC）并为国家电力投资集团公司（SPIC）。

核电企业往往在前期的核能环节具备优势，而火电企业在最后的发电环节经验更丰富，煤核的结合将可以弥补核电企业在此环节相对短板，进一步提高发电效率。

同时核电企业ROE水平较为稳定。

法国电力公司（EDF）在全球共有132.3GW在运机组，其中72.9GW为核电，占全部装机的55%，其余的23%为火电，22%为水电和新能源。

2014-2016年该公司的ROE分别稳定在10.5%/10.6%/10.1%。

而中广核电力（纯核电运营标的）在2014-2016年的ROE分别为13.7%/11.4%/12.4%。

煤电和核电的合并或可帮助煤电企业提升资产回报率此外核电较新能源（风电光伏）有较好的现金流，不存在补贴回收延迟造成应收账款高企等困扰。

图表41:

煤电vs.核电ROE水平对比

7.海外案例：

我们通过两个海外的合并案例可以看到，电力板块虽然看似产能之间的相关性较小，但是通过横向电电整合，加大市场占比（Iberdrola案例），以及优化成本管理（东京电力案例），可以在电力市场改革开放的过程中，逐步确立自己的话语权和议价能力，完成对于资本回报率的提升和杠杆的下降。

1）横向整合：

东京电力公司和中部电力公司整合火电业务，成立合资公司2017年3月，东京电力和中部电力签订基本协议，将各自的火电业务合并至合资企业JERA中，预计该整合将于2019年4-9月完成。

东京电力旗下燃料和电力公司拥有火电装机43GW，占全国火电装机比例~40%，中部电力拥有火电装机24GW，占比~20%。

整合后的合资公司约占全国的一半发电能力。

此次整合按由易到难的顺序经历四个步骤：

2015年首先统一燃料运输与贸易业务；到2016年中，开始梳理上游燃料投资采购以及相关的海外发电、能源基础设施；进入2017年，形成火电资产整合的基本协定，并于6月签订正式的合资协议；基于前三个步骤较为顺利的前提，东电预计2019年上半年能完成最为复杂的业务整合工作，最终完成合并过程。

图表42:

东京电力公司和中部电力公司整合时间线

参与整合的两个集团：

东京电力和中部电力，都是布局全产业链的能源集团。

业务范围覆盖天然气及液化天然气的批发，进口接收，储存到供应以及发电的上下游全部领域。

上述分阶段的整合过程也体现了这一特点。

而整合的平台选择了东电与中部电力此前成立的合资公司JERA，通过逐步注入各类型资产，最终实现整合。

图表43:

整合途径

图表44:

参与整合公司概况

在前两阶段两家公司已将上游燃料投资、采购以及海外发电业务注入该合资公司，此次火电业务合并将正式实现产业链整合。

公司预计此次合并可带来成本控制超过1,000亿日元，主要来自于三个方面：

（1）提高在日本国内的火电业务竞争力并减轻环境负担。

整合后占市场半壁江山的发电能力将给管理层提供优化能源投资组合更高的自由度，预计会积极调整各类型电源及区域布局。

同时，更大市场份额的联合体，在材料、设备的采购过程中将获得更多优势，提升利润空间。

另一方面，利用优秀的电力设施管理经验，进一步构建参与全球市场竞争的O&M服务模型，延伸业务线，实现利润来源的扩展。

（2）利用海外市场交易经验实现利润扩张。

东电与中部电力都有海外市场投资、交易的经验。

整合后团队协同，预计会更积极参与海外拓展，发掘并投资有潜力的市场。

反过来，两者在海外资深的贸易经验也可以在国内火电运营中产生叠加效应，通过加强原料采购环节的投入和上游环节的把控，提高效益。

（3）提高新业务领域的盈利能力。

两间公司的天然气业务在合并和将具有更强的竞争实力，有望扩大批发业务的市场份额。

同时在能源服务领域，也预期会通过客户资源与市场的整合，进一步扩大收益。

在整个价值链上实现管理优化。

基于这三个领域的协同效应假设，东电测算整合后国内发电业务可以获得600亿日元（约合35亿元人民币）每年的收益增长，海外业务和能源交易业务则有每年400亿日元（约合24亿元人民币）。

这样在整合实施的五年内，可以实现超过1000亿日元的综合效果。

图表45:

合并协同效应来源

图表46:

合并协同效果

2）横向合并+运用市场改革红利：

西班牙电力公司Iberdrola

Iberdrola是西班牙第二大电力公司。

在1992年合并发生之前，仍是一间负债率超过200%，PB不足1的企业。

而市场方面，自1990