电力行业市场调研分析报告.docx

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电力行业市场调研分析报告

2017年电力行业市场调研分析报告

本调研分析报告数据来源主要包含欧立信研究中心，行业协会，上市公司年报，国家相关统计部门以及第三方研究机构等。

目录

第一节宏观环境：

电改进展超出预期4

一、两大全国性电力交易中心成立，跨区电力交易初见雏形4

二、输配电价改革试点继续扩围，电改进入实操阶段4

三、电改综合试点扩围至四家5

四、广东省售电改革取得实质性进展6

第二节供需形势：

电力供应整体过剩，利用小时面临压力7

一、用电需求：

2016年用电需求预期好于去年7

二、电力装机：

总装机增速放缓，新能源增速较快7

三、利用小时：

水电明显增长，火电继续下降7

第三节火电盈利：

利用小时下降，盈利保持目前水平10

一、煤炭供应仍然过剩，煤价仍处底部10

二、2016年火电行业盈利预测及敏感性分析13

第四节水电盈利：

来水明显偏丰，盈利再创新高17

一、利用小时明显增长17

二、2016年水电行业盈利预测及敏感性分析17

第五节投资分析20

一、电力板块高股息率、低估值，水电板块盈利良好20

二、降息通道下，电力板块估值中枢上移20

三、售电改革重点方向21

四、来水偏丰和电改推进利好水电行业24

第六节部分相关企业分析26

图表目录

图表1：

2016年水电利用小时同比明显增长8

图表2：

2016火电机组利用小时预测9

图表3：

全国煤炭产量及增速预测10

图表4：

山西主要动力煤产地价格变动情况11

图表5：

秦皇岛动力煤价格变动情况12

图表6：

秦皇岛主要煤种平均价格涨幅比较12

图表7：

澳大利亚BJ煤价13

图表8：

火电行业历年度电利润统计15

图表9：

水电行业历年毛利率及度电利润统计18

图表10：

我国10年期国债到期收益率从2014年至今呈下降趋势20

表格目录

表格1：

我国煤炭产能预测10

表格2：

2016年火电行业盈利测算表14

表格3：

2016年火电行业盈利对煤价及利用小时的敏感度14

表格4：

2016年火电行业盈利对煤价及电价的敏感度15

表格5：

2016年火电行业盈利对利用小时及电价的敏感度15

表格6：

2016年水电行业盈利测算表17

表格7：

水电行业盈利对电价及利用小时的敏感度18

表格8：

5家公司今年预计水电利用小时24

第一节宏观环境：

电改进展超出预期

自2015年国家启动新一轮电力体制改革，出台指导性文件《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，电改后续进展顺利。

在2016年3月份北京和广州两大全国性电力交易中心成立，标志着我国电力市场化已正式启动。

在去年深圳、宁夏等7省市开展输配电价改革先行试点的基础上，截止目前已经有超20家省级电网都被纳入电改试点范围，国家发改委计划在2017年在所有电网都要进行输配电价改革。

继云南、贵州和山西之后，广西成为我国第四个电改综合试点。

一、两大全国性电力交易中心成立，跨区电力交易初见雏形

3月1日，北京电力交易中心和广州电力交易中心分别在北京和广州挂牌。

其中，北京电力交易中心由国家电网单独发起设立，广州电力交易中心由南方电网控股三分之二。

两大全国性电力交易中心的成立，标志着全国电力市场化正式启动，其中广州电力交易中心并非由电网公司独家控股，预示着南网的电改进度更值得期待，后续的电改进展也印证了这一点。

整体上南网区域的电改进度要快于国网。

目前国网最高领导层更迭之后，在电改方面预期会有较大进展。

跨区电力交易市场初见雏形。

根据《关于推进电力市场建设的实施意见》的要求，我国电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。

在全国较大范围内资源优化配臵的功能要通过北京和广州两大电力交易中心实现，负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易。

由于我国电力资源禀赋与经济发展格局长期逆向分布，跨区电力交易需求旺盛，两大电力交易中心的设立，标志着跨区电力交易市场初步建立，是电改的关键一步。

广州电力交易中心于5月12日完成工商注册后，组织开展的第一单市场化交易是云南送广东的跨省6亿千瓦时电力。

这标志着广州电力交易中心开始实质性运作。

二、输配电价改革试点继续扩围，电改进入实操阶段

由于全国大范围的售电市场放开仍需要一定时间，现阶段仍会采取在一些试点先推行再逐步向全国推进的做法。

优先完成输配电价改革，且电力供需较为宽松的地区有望率先开启售电市场改革试点。

在去年我国已经有7个实施输配电价改革试点的省份：

广东（深圳）、内蒙古（蒙西）、安徽、湖北、宁夏、云南和贵州，其中深圳市和蒙西地区已经率先完成了输配电价改革，特别是蒙西地区的输配电价改革方案具有典型意义，可以借鉴到其他地区的输配电价改革中，因此我国的输配电价改革进度有望加速。

今年3月份，国家发改委《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》进一步扩大输配电价改革试点范围，将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和经我委、国家能源局审核批复的电力体制改革综合试点省份的电网，以及华北区域电网纳入输配电价改革试点范围。

继北京和广州两大全国电力交易中心成立后，目前已经有上海、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北等省级电力市场交易中心纷纷成立。

各省市电力市场化交易平台的成立，意味着电力市场化的条件越来越充分，新电改已进入实际操作阶段。

三、电改综合试点扩围至四家

继云南、贵州、山西之后，国家发改委、国家能源局批复同意广西省开展电力体制改革综合试点，同时这也意味着南方电网辖区内除海南外都已经推动电改落地。

广西综合试点实施方案将从电价改革、电力交易市场机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革、南方区域市场的衔接等方面进行全方位改革，重点解决广西电价形成机制不顺、部分资源型优势企业“用不起电”与火电“发不出电”的矛盾日益突出、电网低买高卖统购统销、电网重复建设与不足并存等突出问题。

广西省一次能源匮乏，主要依赖于水电，而水电丰枯期出力波动大，导致电力输入与输出阶段性交替，综合购电成本有较大波动，但由于之前售电价格固定，购电成本不能顺利传导到下游，因此推动输配电价改革，建立成本联动机制意义重大。

此外广西省多网并存，地方电网通过趸售获取中间差价，一定程度上推高电价水平。

因此综合实施方案暗示未来电价有加大下降空间。

方案还确定了直接交易电量目标，“2016年直接交易电量不低于当年全区用电量的20%，2017年以后根据市场发育程度，逐步放开全部工商业用电计划。

”在电力交易中心组建上，广西电力交易中心由主电网企业相对控股，地方电网、发电企业、部分电力用户、第三方机构参股。

同时，支持来宾市河南工业园区组建配售电主体，先行开展售电侧市场改革试点，并逐步扩大到河池市大任产业园、粤桂合作特别试验区、贺州市信都工业园区等园区以及部分城市拓展区。

5月10日发改委批准了云南和贵州的综合改革试点方案，我国首批两个电改综合试点正式起步。

云南省根据《试点方案》，在操作层面上将按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。

同时，云南将有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电力电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现。

此外，云南将积极参与跨省跨区跨境电力市场交易。

按照国家的统一安排和省级政府间的合作协议，支持电力企业将省内富余的电力电量，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场交易，促进电力资源在更大范围内优化配臵。

贵州将形成独立输配电价体系，组建相对独立的贵州电力交易中心。

同时，培育社会资本参与的配售电主体，建立规范的跨省跨区电力交易机制。

作为“西电东送”的重要基地，贵州还将按照市场化机制，与广东省、南方电网公司协商建立和完善黔电送粤（含黔电送深）交易机制，积极争取扩大与广西、重庆、湖南等周边省（市、区）的跨区电力交易，促进电力资源在更大范围内优化配臵。

按照试点方案的部署，2016年6月底前，建成省级电力市场电子交易平台，完善贵州电力交易中心。

四、广东省售电改革取得实质性进展

广东省目前售电公司即将从13家扩充到67家，并已完成三次月度集中竞价交易，累计竞价交易电量39亿千瓦时。

广东省计划今年直购电规模为420亿千瓦时，其中280亿千瓦时为年度长期协议，其余的140亿千瓦时为月度竞价，从3月到12月的10个月内，平均每个月14亿千瓦时。

广东省电力竞价交易的成功运行，为其他区域提供了最佳的示范样本。

预期未来更多的省份会推行类似的售电改革措施。

第二节供需形势：

电力供应整体过剩，利用小时面临压力

2016年前4个月全社会用电量同比增长2.9%。

中电联预测全年用电量同比增长

1%-2%。

2016年全年装机预计达到16.3亿千瓦时，全国机组利用小时预计为3677小时，水电利用小时为3898小时，火电利用小时降至3917小时。

一、用电需求：

2016年用电需求预期好于去年

目前我国宏观经济正处于底部调整，增长速度由过去的高速换挡到中速，2015年GDP同比增长6.9%，创25年新低。

而从今年开局来看，经济运行呈现稳中有进的发展态势，结构调整深入推进。

虽然一季度GDP同比增长仅为6.7%，但从固定资产投资来看，同比增长10.7%，比上年全年增加0.7个百分点。

从用电量上看，今年前4个月，全国全社会累计用电量达到18093亿千瓦时，同比增长2.9%，增速环比略有提升，高于去年同期约2.0个百分点。

第三产业和居民生活用电快速增长，第二产业和工业用电增速均实现由负转正。

根据中电联预测，综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年，预计全年全社会用电量同比增长1%-2%。

因此我们假定2016年全年全社会用电同比增长1.5%，为56332亿千瓦时。

二、电力装机：

总装机增速放缓，新能源增速较快

截至4月底，全国6000千瓦以上装机容量达到149960万千瓦，同比增长11.9%。

其中：

水电、火电、核电、风电装机容量分别达到27903、101233、2813.5、13497万千瓦，累计增速分别为4.8%、9.5%、33.7%、33.5%。

2016年，中电联预计电力装机达16.3亿千瓦。

预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。

预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右。

我们预计2016年全国新增水电1000万千瓦，火电5000万千瓦，核电800万千瓦，风电3200万千瓦，太阳能发电2200万千瓦。

2016年装机增长8.1%，较去年10.4%的同比增长率下降2.3个百分点。

三、利用小时：

水电明显增长，火电继续下降

1～4月份全国累计发电量17986亿千瓦时，同比上升0.9%，全部机组平均利用小时为1180小时，比上年同期减少97小时，降幅为7.6%。

其中，水电设备平均利用小时为965小时，比去年同期增加99小时，火电设备平均利用小时为1322小时，比去年同期减少140小时。

由于厄尔尼诺气候影响，今年预期来水较丰，水电利用小时有明显增长。

从今年前4个月来看，水电利用小时为965，创十年之最，同比增长11.4%。

我们利用2005-2015年的每月水电利用小时数据，预测发现今年水电利用小时有望达到3898小时，同比增长7.63%。

图表1：

2016年水电利用小时同比明显增长

资料来源：

Wind数据、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库

根据以上假设。

我们预计2016年全年利用小时3677小时，火电由于来水偏丰挤压