2010电力行业分析.doc

2010年电力行业分析电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业，是关系国计民生的基础产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。电力行业与社会经济和社会发展有着十分密切的关系，它不仅是关系国家经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。一、2010年我国电力行业的总体发展情况（一） 2010年末的全国发电装机分布情况2010年全国新增发电装机9127万千瓦，其中水电1661万千瓦，火电5872万千瓦，核电174万千瓦，风电1399万千瓦。截至2010年底，全国发电装机累计达到9.6亿千瓦，同比增长10，其中水电2.1亿千瓦，同比增长8；火电7亿千瓦，同比增长8；核电1080万千瓦，同比增长19；风电3107万千瓦，同比增长93。（二）2010年电力行业的固定资产投资情况2010年112月份，全国电源基本建设完成投资3641亿元，其中水电791亿元，火电1311亿元，核电629亿元，风电891亿元，电网建设完成投资3410亿元。112月份，电网投资在电力系统总投资中占比为48.4，电网投资占比仍低于2008、2009 年，但与111 月份相比占比有所提升。（三）2010年我国电力需求情况2010年全社会用电量累计达4.19万亿千瓦时，比上年增长14.6%。12月份当月全社会用电量3625亿千瓦时，同比增长5，单月增速小有回升。总体来看，2010年全社会各月用电量受上年基数和节能减排力度加大影响，增速前高后低，逐季回落。（四）2010年我国全年发电情况2010年全年累计发电量4.14万亿千瓦时，比上年增长13.3%。进入12月份，各地“十一五”节能减排任务基本完成，前期受到抑制的煤炭和电力需求在一定程度上得到释放；12月份全国发电量4536亿千瓦时，同比增长22，较11月增速提高16个百分点。同时全国发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，增长幅度为3%。（五）2010年电力行业的盈利情况据有关资料统计，2010年111月份电力行业实现利润总额1410亿元，同比增长62，保持较高增速；911月份实现利润总额474亿元，同比增长21。其中，供电业务推动了全行业增长，而水电业务有力支撑了发电业务的稳定。1、受益销售电价上调，电网盈利显著改善。供电业务111月份实现营业收入21960亿元，同比增长21；911月份营业收入6185亿元，同比增长18。受上年国家发改委上调销售电价影响，供电行业盈利显著改善，毛利率由2.7%提高至6.4%，带来盈利大幅增长。2、水电来水丰沛，盈利持续增长。水电业务111月份实现营业收入1633亿元，同比增长30；911月份营业收入509亿元，同比增长37。虽然进入平水期，但河流来水依然丰富，水电电量喜人，毛利率也达到45的较高水平，带来度电盈利继续增加。3、煤价上涨吞噬利润，火电盈利有待改善。火电业务111月份实现营业收入9611亿元，同比增长16；911月份营业收入2644亿元，同比增长6。受节能减排以及水电增发影响，911月份火电发电量环比有所下滑，同时煤价上涨加剧了其成本压力，使得毛利率快速降至6.8%，盈利水平有所下降。二、“十二五”电力行业规划与近期政策解读（一）“十二五”能源规划的基本目标1、十二五能源规划的发展目标已经基本确定：煤炭仍将保持主体能源地位，水电、风电、生物质能、核电、太阳能生产规模都将有大幅提高。至2015年，国内水电装机达到2.8亿千瓦，电量8482千瓦时，折合2.67吨标煤。将重点开发黄河上游长江中上游红水河乌江澜沧江等八个流域十三个水电基地。2015年，风电装机目标为9000万千瓦（含海上风电500万千瓦），电量1800亿千瓦时。2015年，生物质能装机容量将达到1300千瓦，电量650亿千瓦时。2015年，核电装机目标为3000万千瓦。2015年，太阳能发电将达到500万千瓦，发电量75亿千瓦时。2、提出了“十大可再生能源重点工程”，其中包括重大水电基地工程、千万千瓦级风电工程、可再生能源示范城市等。3、政策手段促进可再生能源发展为实现可再生能源发展目标，诸如保障收购可再生能源、实施可再生能源配额制度及在部分试点省份率先实现水火同价等相关鼓励政策均有望得以明确提出，从而为实现能源结构调整铺平道路。4、区域差别将有所增大与“十一五”节能减排各地“一刀切”有所不同的是，“十二五”规划或将更多考虑区域差异，具有资源优势的西部地区预计仍将作为能源基地，加大发展坑口电站和水电，并加快外送通道建设，其能耗考核指标或将有放松;东部地区则主要作为能源接受端，在严格限制高耗能产业发展的同时，主要建设核电及燃气电厂。（二）11月底中电联编制的电力工业“十二五”规划研究报告其主要内容如下：1、加快促进绿色发电的基本方针（1）优先开发水电:预计2015年常规水电达到2.84亿kW，抽水蓄能达到0.41亿kW; 2020年常规水电达到3.3亿kW,抽水蓄能达到0.6亿kW。（2）优化发展煤电:推行煤电一体化开发，加快建设大煤电基地;鼓励发展热电联产;推进煤电绿色开发;“十一五”和“十二五”煤电基地投产占比分别达到52%和55%。（3）大力发展核电:沿海省区加快发展核电;稳步推进内陆核电项目，形成“东中部核电带”;优先发展AP 1000及其国产化三代核电技术;规划2015年我国核电装机0.4亿kW, 2020年核电规划装机0.9-1.0亿kW。（4）积极推进新能源发电:积极发展风电，重点在“二北”地区规划和建设大型和特大型风电场，2015不I I 2020年规划容量分别为1.0亿kW不II 1.8亿kW;推进太h日能发电，2015和2020年规划容量分别为200万kW和2,000万kW。（5）适度发展人然气集中发电:2015和2020年发电容量分别为3,000万kW和4,000万kW。2、建设坚强智能电网（1）建设大型水电基地外送通道:建设金沙江中下游、雅碧江、大渡河、黄河上游、澜沧江等水电基地的外送通道。（2）建设大型煤电基地外送通道:建设山西、陕北、安徽淮南煤电基地向“二华”电网送电特高压交流通道;内蒙占鄂尔多斯、准格尔、锡燥煤电基地向“二华”电网送电特高压交直流混合送电通道;内蒙占呼伦贝尔、黑龙江宝清、陕西彬长、目一肃陇东、新疆哈密、准东、伊犁煤电基地向“二华”电网送电士600、士800及士1,OOOkV直流通道等。（3）建设大型风电基地外送通道:建设酒泉湖南士800kV特高压直流通道。3、推进电价改革，完善电价机制:发挥市场调节发电电价作用;实施独立的输配电价;推行联动的销售电价。（三）近期，发改委、国务院及电监会分别以不同形式发布了涉及电价的若干文件其主要包括：关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见(征求意见稿)（发改委，2010.10.9）、关于稳定消费价格总水平保障群众基本生活的通知（国务院，2010.11.19）、输配电成本监管办法(试行)（电监会，2010.11.23）。从上述举措可以看出，电价改革继续稳步推进，但明确传导机制等核心问题解决仍待时日:1、阶梯电价出台将完善电价机制，井有助通过价格手段节能减排:居民阶梯电价的推出将起到逐步改善目前工业补贴居民的不合理电价结构，改变“用电越多补贴越多”的局而;同时，通过提高用电的边际成本，能够在一定程度上起到节能减排作用;2、理清输配电成本真实成本是推进电价改革的关键环节:输配电成本监管办法(试行)的出台明确了电网企业输配电成本的监管主体，若其能够有效执行，则目前困扰电价改革的输配电真实成本有望得以揭示，也为改革的顺利进行铺平道路。3、电价传导机制等核心问题解决仍待时日:对于电价改革而言，核心问题仍在于传导机制的确立，现有各项举措主要在于理顺价格体系和核清各部分成本构成，上下游价格联动机制建立的方式和时机仍不明朗，这也是目前困扰行业特别是火电发展的最大问题。三、电力行业发展前景预测2011年是“十二五”的开局之年，我国经济增长将实现平稳过渡，用电需求、装机增速与经济同步，利用小时稳中有升。围绕国家经济结构调整，电力行业将加快转变发展方式，布局、结构更加优化。（一）电源投资将结构调整，电网投资持续上升有关研究机构预计：2011 年电网投资额超过4000 亿元，未来仍有提升空间；电源投资稳定在3600 亿元左右，年均增速有限。其预测理由如下：1、虽然2010年全国机组利用小时小幅增长3%，但仍然在历史低位运行，电源投资迫切性降低，对电网投资的需求增大。2、智能电网、电网升级的规划有助于推动电网投资。3、2009 年末我国装机容量较2003 年末累计增长123%，电网投资持续落后于电源建设。4、电源投资的内部动力不足。根据有关统计资料，截至2010年末，发电行业的资产负债率已由2000年的64%攀升至72%，而占全国装机74%的火电行业利润率由2000年的10%以上降至3%左右；而电网负债率为60%左右，仍有财务杠杆提升空间；且电网利润水平接近于多年平均值，具备扩大投资的能力和动力。同时预计在十二五期间，电源投资结构调整力度将会加大。为实现2020年节能减排目标，火电比重将降低，核电、风电装机占比提升；水电装机占比维持稳定。（二）电力行业用电需求平稳增长，利用小时稳中有升。2010年我国经济增长逐步实现了由危机状态向常规状态的平稳过渡，预计2011年经济发展的外部环境将总体好于今年，GDP增长9.5%。同时2011年是“十二五”开局之年，各地发展的积极性普遍较高，与2010年下半年电力消费受到抑制相比，2011年主要用电行业电力需求将出现一定反弹。2011年电力需求、装机增速将跟随经济常态增长，预计全社会用电量将达4.5万亿千瓦时左右，比2010年增长9%左右；新增电力装机8000万千瓦，年底累计装机达到10.4亿千瓦，电力供应能力进一步增强；全年全口径发电设备平均利用小时数将达4700小时左右。（三）电力子行业盈利前景差异化明显1、火电行业利润仍将低位徘徊前已提及，火电行业利润率由2000年的10%以上降至2010年的3%左右。在2011年煤价上涨预期背景下，火电行业的业绩更多的依赖电价调整。但上网电价调整的边际效应在减弱，火电商盈利被动受限的局面难以改观。即使上网电价再次上调或将推升煤价上涨，火电企业盈利改善空间仍将受到挤压。同时加息风险也值得关注，由于火电行业负债率由63%攀升至74%，若央行加息，也会导致财务费用的上升，进而对火电行业的盈利造成负面影响。另外，煤炭市场开放以来，煤价基本呈单边向上走势，电价传导的不及时和不到位使得火电盈利波动加剧且总体水平持续下降，在电价改革短期难有实质进展之前，加大对上游煤炭领域扩展力度提高燃料话语权或将成为火电企业的被迫选择。2、水电行业是电力改革的相对受益方，盈利稳定水电行业的毛利率一直处于40%左右，盈利水平稳定。而且水电行业是电力改革的相对受益方，由改革前的弃水普遍存在到目前的有水就发、优先调度，使其免受经济周期扰动，短期虽受来水影响，但长期价值相对稳定;同时，在“十二五”能源结构调整的背景下，水电凭借其清洁能源优势和稳定的投资回报受到了各大发电集团热烈追捧;为提高水电占比各集团也纷纷加大对小水电的开发和收购力度，目前单位装机的收购价格己由原有的10,000元/kW提高至12,000-15,000元/kW，度电收购价格则由2.0元/kWh升至2.5-3.0元/kWh，项目开发权价值也攀升至1,000元/kW以上。四、电力行业风险（一）政策风险从目前国家电力行业发展政策走向来看，增加新能源发电在电源结构中的比重、加大智能电网建设力度等都将是今后国家政策扶持发展的重点方向。在此背景下，国家将加大对火电行业节能减排力度，加快淘汰达不到节能减排标准的小火电企业，这类企业将面临关停风险。（二）偿债风险从电力行业资产负债结构来看，长期以来行业资产负债率水平明显偏高，且目前全部子行业资产负债率持续高于70%的临界值，这削弱了行业偿债能力，加大了银行对该行业信贷投放的偿债风险。（三）经营风险电改完成前，煤价涨幅超预期同时电价调整滞后仍是影响火电盈利最大变量；来水波动及水资源费等政策性收费变动则影响水电业绩。（四）结构调整风险随着环保成本的提高，有关限制火电发展的声音不绝如缕。忧心忡忡的声音的背后，是我国严重不平衡的电源结构 (至2010年底，全国全口径电力总装机已经达到9.6亿千瓦，电力结构中火电居高难下，占比达到73%)。火电作为我国二氧化碳排放的主力军，无需多言，煤炭的大量开采利用，带来了严重的环境、运输等问题。我国能源结构以煤为主的格局将长期难以改变，我国过于依赖煤电的能源供给体系在产业衔接上、价格疏导上、市场关系上均显得非常脆弱。（五）节能减排风险电力行业历来是二氧化碳排放大户，占到全国二氧化碳排放总量的一半以上，电力行业在我国的减排大计中责任重大。显然，在今后一段时期，电力将是我国二氧化碳排放总量控制的主要行业。既要支撑国民经济的平稳快速发展，又要节能减排、降低碳排放，电力行业面临的压力显而易见。五、电力行业信贷政策建议从目前国内电源结构来看，火力发电在未来一段时期内仍将是我国主要地区电源结构的主体，但煤价上涨加剧了火电企业的成本压力。建议适度支持具有丰富煤炭资源和运输资源优势、良好的成本控制能力的火电企业。 同时我们应该注意到，国家对电力行业政策调整的方向就是加大清洁能源发电在国内电源结构中的比重。对于四川省来说，水电资源丰富，故建议在综合考量机组并网和供需平衡等风险因素的情况，重点关注水电行业项目，并择优介入。