电力国企改革分析报告.docx

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电力国企改革分析报告

2015年电力国企改革分析报告

2015年7月

全社会用电量小幅增长，第三产业对用电量增长贡献率显著提升。

清洁能源重要性提高，水电设备平均利用小时持续走高。

预计2015年下半年用电量将回升，火电设备利用小时继续走低，水电利用小时偏乐观。

由于供大于求的局面在短期内很难得以改善，我们预计2015年煤价低位运行是大概率事件。

新一轮电改对未来发电、输配电、售电产业格局产生深远影响，发电端的大用户直供电稳步推进，售电端的市场开放也在加快。

2015年国企改革进程明显加快，已进入制度制定阶段，随着一系列重要文件的公布，国企改革越发升温。

一方面是电企的强强联合将催生行业巨头，另一方面是提高央企集团资产证券化率。

五大发电集团等持有大量未上市优质资产，母集团资产注入助力上市电企外延式扩张，增厚业绩。

电力行业孕育着新契机：

（1）电力上市公司受集团资产注入频繁，外延扩张明显；

（2）央企电力巨头间并购重组兴起；（3）受益于电改，区域性电企有望拓展售电端业务扩大利润、开展大用户直购电提升机组利用率；（4）涉足新领域开拓新业务尤其是金融类资产。

国企改革、清洁能源、区域整合、资产注入是投资主线。

一、火电：

景气度小幅回落，远期引入竞争

1、利用率：

供需平衡

（1）用电量分析

15年1-5月份，全社会用电量21889亿千瓦时，同比增长1.6%。

从分类用电量看，第一产业335亿千瓦时，同比下降0.6%；第二产业15732亿千瓦时，同比下降0.7%；第三产业2810亿千瓦时，同比增长8.5%；城乡居民生活3012亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，第二产业用电量占全社会用电量71.9%，同比下降0.8个百分点。

5月份，全国全社会用电量4567亿千瓦时，同比增长1.7%，环比增长3.4%。

5月份全社会用电量延续今年以来总体增长态势，第二产业用电对用电量增长贡献较去年同期下降，第三产业对用电量增长贡献率显著提升为93.2%。

1-5月份，全国工业用电量15452亿千瓦时，同比下降0.6%；其中，轻工业用电量同比增长2.0%，重工业用电量同比下降1.2%。

制造业累计用电量11598亿千瓦时，同比下降0.1%。

5月份，工业用电量同比下降0.5%；制造业同比增长0.2%。

1-5月份，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计6699亿千瓦时，同比下降0.7%。

其中建材同比下降幅度最大，达6.6%，比去年同期下降了16.6个百分点。

5月份，四大重点行业用电量合计1451亿千瓦时，同比下降1.1%。

（2）装机供给分析

截至5月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量135027万千瓦，比去年同期增长8.8%；全国6000千瓦及以上火电设备容量以及水电设备容量同比分别增长6.7%和7.0%。

1-5月份，全国基建新增发电生产能力3243万千瓦，比去年同期多投产307万千瓦。

1-5月份，水电新增装机容量达397万千瓦，核电109万千瓦、风电379万千瓦、太阳能发电427万千瓦，水电、核电、风电投产分别比去年同期下降438万千瓦、220万千瓦、26万千瓦，太阳能发电投产增加365万千瓦。

火电新增1932万千瓦，比去年同期多投产628万千瓦。

火电机组容量占全类型发电装机容量的70%。

为应对环境问题，清洁能源项目审批提速。

1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资983亿元，比上年同期增加8.1%。

在电源完成投资中，水电完成投资223亿元，同比减少11.0%；火电完成投资298亿元，同比增长10.1%；风电完成投资270亿元，同比增长48.6%；核电完成投资158亿元，同比降低15.0%。

水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.7%，比上年同期降低0.5个百分点。

1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资983亿元，比上年同期增加8.1%。

在电源完成投资中，水电完成投资223亿元，同比减少11.0%；火电完成投资298亿元，同比增长10.1%；风电完成投资270亿元，同比增长48.6%；核电完成投资158亿元，同比降低15.0%。

水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.7%，比上年同期降低0.5个百分点。

（3）利用率分析

1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时1601小时，同比下降7.6%，比去年同期降低132小时，5月份降幅较1-4月份有所增大。

分类型看，1-5月份，全国火电设备平均利用小时1813小时，降幅比2014年同期扩大186小时，利用小时同比持续呈现负值。

其中青海2493小时，海南、宁夏、江苏、江西、河北、陕西和贵州超过2000小时；云南和西藏火电设备利用小时低于1000小时，分别为878小时和48小时；与去年同期相比，共有27个省份火电利用小时同比下降，其中，北京、云南、宁夏、四川和重庆下降超过400小时。

全国水电设备平均利用小时1142小时，同比增加5.3%，比去年同期增加58小时。

在水电装机容量最大的7个省份中，湖南、青海和云南同比分别下降179小时、31小时和9小时，贵州和广西同比分别增加458小时、380小时。

去年部分河流汛期来水状况不佳，若今年汛期来水正常，受益于装机容量增长，则全年水电发电量将明显增长。

1-5月份，全国核电设备平均利用小时2793小时，比去年同期降低49小时。

全国风电设备平均利用小时857小时，比去年同期下降6小时。

（4）供需及利用率预测

我们预计后三季度用电量增速有望总体回升，预计上半年全社会用电量2.68万亿千瓦时、同比增长2%左右；预计2015年全社会用电量5.69-5.80万亿千瓦时、同比增长3%-5%。

预计2015年电力供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余，华北区域供需总体平衡、部分省份供应偏紧。

预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电超过5300万千瓦。

预计年底全国发电装机容量14.6亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占总装机比重35%左右。

预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中15年1-5月份，全国火电设备平均利用小时1813小时，比去年同期减少186小时，我们预计2015年全年火电设备利用小时将跌破4600小时，再创新低。

全国水电设备平均利用小时1142小时，较去年同期增加5.3%，1-3月份来水充沛，4月份来水与往年相似，2015年全体水电利用小时将取决于之后主要汛期来水量。

2、煤价：

低位徘徊

2012年以来煤价持续低迷，电煤需求不旺、上游煤炭行业产能过剩，导致煤炭市场供大于求为主要原因。

进入2015年第二季度，动力煤价格继续呈现下跌趋势。

7月13日最新报价，秦皇岛沿海山西优混（5500大卡热值）煤种价格为395元/吨，较2014年同期下跌100元/吨，降幅为20.2%。

由于供大于求的局面在短期内很难得以改善，我们预计2015年煤价低位运行是大概率事件。

截至7月13日，秦皇岛库存为643万吨，较去年同期下降12%。

从2015年全年来看，由于用电需求增长缓慢，煤炭需求整体仍处于低迷趋势，各大煤企产量随着下降明显。

国内坑口煤价走势与沿海煤价走势相似，但具有一定滞后性。

以山西大同动力煤（6000大卡）为例，7月10日最新报价为275元/吨，较2014年同期下跌125元/吨，降幅为31.3%。

安徽淮南动力煤（5000大卡）7月10日最新报价为370元/吨，较2014年同期下跌146元/吨，降幅为28.2%。

国际煤价也呈现持续走低的态势，澳大利亚BJ动力煤7月1日价格为61.3美元/吨，较2014年同期下跌9.6美元/吨，降幅为13.5%。

二、电力改革触发产业格局再造

新一轮电改对未来发电、输配电、售电产业格局产生深远影响，是2015年行业一大重要投资领域。

输配电价改革、分布式与微电网建设等制度性调整，推进电改“软件工程”，同时统筹各区域交易平台，初步形成全国统一的电力交易市场雏形，发展一批售点公司，逐步发展全用户、多品种的电力批发市场，实现“硬件工程”的建立。

刚刚召开的2015全国能源工作会议透露，我国将2015年能源发展方向定调为“积极发展水电、安全发展核电，大力发展风电、光伏、生物质等新能源”。

因此，优质水电类企业有望在政府的支持下拥有更多机遇。

在发电端方面“竞价上网”是发电端的最大变化，企业的边际成本优势将充分显现。

从发电企业的成本和竞争优势来看，作为清洁能源的水电公司发电成本低，竞价能力强，在电价市场化的过程中将明显受益。

1、电力改革纲领性文件出台

《关于深化电力体制改革的若干意见》的“新”电力体制改革方案终于以中共中央（中发2015年9号文）的高规格于2015年3月正式下发。

《意见》是纲领性文件，核心理念是市场化，指导方向是“三放开、一独立、三加强”。

“三放开”：

放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，放开公益性调节性以外的发电计划；“一独立”交易机构相对独立；“三加强”：

加强政府监管，加强电力统筹规划，加强和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。

在《意见》之后，国家发改委会同有关部门分别就促进清洁能源持续健康发展、加强电力需求侧管理、加快推进输配电价改革、推进跨省跨区电力市场化交易陆续出台了四个配套文件。

各地方的试点也在陆续展开，电力改革大幕开启。

（1）国家发展改革委国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见

2015年3月20日，为改善电力运行调节，促进清洁能源持续健康发展，国家发展改革委和国家能源局提出该意见。

《指导意见》中主要指出：

1）应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电；2）在编制年度发电计划时，优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间；鼓励清洁能源发电参与市场，对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量，可从发电计划中扣除；3）省（区、市）政府主管部门在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求原则上优先用于安排清洁能源发电和消纳区外清洁能源，以及奖励为保障清洁能源多发满发而调峰的煤电机组发电；4）能源资源丰富地区、清洁能源装机比重较大地区在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求如无法满足清洁能源多发满发，应采取市场化方式，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源。

该《指导意见》是《关于深化电力体制改革的若干意见》之后的首个政策，足见政府对于新能源消纳的高度重视，进一步验证了新能源重要的战略地位。

此前发布的《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》倡导积极发展分布式能源，全面放开用户侧分布式电源市场，大力发展以分布式光伏为代表的新能源已经上升为国家意志。

但消纳问题是当前新能源发展的主要障碍。

值得关注的是，《指导意见》提及电力需求侧管理平台、在线监测与互联网技术，要求帮助用户实现用电精细化，宣告能源互联网正式进入官方视野。

（2）国家发展改革委财政部关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知

2015年4月7日，针对电力需求侧，国家发改委、财政部联合发布新电改第二个配套文件《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》。

要求在北京市、苏州市、唐山市、佛山市电力需求侧管理城市综合试点和上海市需求相应试点建立长效机制，制定、完善尖峰电价或季节电价，实施需求侧管理，以化解多年来反复出现的高峰电力短缺问题。

试点城市及所在省份要加强电力需求侧管理平台建设。

电网企业要大力支持试点工作，于6月底前，通过手机APP等方式，向试点地区的用户提供其准实时用电数据，以便吸引用户参与需求响应。

（3）国家发展改革委关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知

为贯彻落实《意见》，4月份，国家发展改革委印发《加快推进输配电价改革的通知》，部署扩大输