导读： 我国电力产业具有明显的周期性特征,当前正处于循环周期的景气下降阶段。国内电力的循环周期约为8-10年,与宏观经济的循环周期基本相同。影响电力行业周期的主要因素包括：(1)GDP增长；(2)电力设备装机容量(产能)；(3)能源价格的变化(成本)；(4)城市化和工业化带动
我国电力产业具有明显的周期性特征,当前正处于循环周期的景气下降阶段。国内电力的循环周期约为8-10年,与宏观经济的循环周期基本相同。影响电力行业周期的主要因素包括：(1)GDP增长；(2)电力设备装机容量(产能)；(3)能源价格的变化(成本)；(4)城市化和工业化带动电力需求弹性系数上升等因素。预计2005 年GDP 增长9%,电力弹性系数1.35,电力需求增长12.2%。我国重工业化和城镇化建设将维持相当一段时期。未来3 年电力弹性系数下降到1.2,GDP 增幅8.5%左右。
当前我国电力行业运行状况
国家发改委数据显示,2005 年上半年全国电力行业共实现利润368 亿元,同比下降4.4%。8月份,电力行业效益继续回升,利润增长终于由负转正,前8个月累计全行业利润总额同比增长3.1%,而截止到7月份,电力行业利润增长率尚为-1.5%。煤炭价格二季度以来的回落以及电力价格的上调是促使电力行业利润回升的最主要因素。电价自5月1日起实现与煤价的联动,自5月1日电价提升起正式实行,以6月份的发电量2008亿千瓦时,电价平均提升0.18分/千瓦时计算,增加利润为3.61亿元,占电力行业6月份利润总额的5%。2005 年前四个月火电厂利润同比明显减少,5 月份起火电厂效益有明显回升。7 月份,我国火电厂利润额接近于3-5 月份利润总和的91%,也比去年同期高27.76%,但比2003 年同期(当年最好水平,同时也是历史上最好水平)减少9.95%,与整个2004 年的单月利润最高水平相近。受电价上调及煤价稳定的影响,预计下半年火电厂景气度将平稳。1-8 月份,我国水电厂利润总额同比增长62.65%,原因是南方来水情况普遍好于去年同期。前10大发电企业销售利润率增长水平较大程度上快于行业平均水平,毛利率呈小幅下降,而行业下降趋势非常明显。大企业市场集中度基本保持不变,而利润集中度继续保持上月势头,略有下降。
今年1-8 月,我国总的发电量为15648 亿千瓦时,比去年同期增长了13.45%,增长速度较去年同期的14.8%已有所回落。其中水电增发明显,同比增长22%；全社会用电总量为16096 亿千瓦时,同比增长14.02%。工业用电增长14.2%,仍然是拉动电力消费增长的主要因素。重工业用电仍占约51%,居民生活用电也有较大幅度增长,同比提高了11.3个百分点。三季度电力仍然短缺,但相比去年已经大为好转。全国夏季高峰用电已经结束,电网供电负荷比去年同期增长15%以上,拉闸限电条次同比大幅下降61%。由于今年全国新增加的6500 多万千瓦产能中上半年只投产了2000 万,大多在四季度投产,预计供需缺口将明显缩小,由夏季的2500 万千瓦下降一半至1000 万千瓦左右。明年缺电范围和时段将大为减少,可能表现为季节性、时段性缺电的特点。2005 年上半年火电小时数开始下降。虽然用电高峰仍有缺口,但全年供需有较大改善。
上半年平均发电小时数2667,同比增加了30 小时,但火电同比下降15 小时至2934小时,水电1637 小时,同比增加165 小时。按照需求电量与装机规模预测,估算未来三年的平均发电小时每年下降250小时,从2004 年的5460 小时降低到2007 年的4800小时,火电发电小时将从2004 年的6000小时下降到5400 小时。
1-8月份,电力行业投资增速有所下滑,但总体来看仍保持在较快增长水平。国家信息中心统计显示,前8个月全国电力行业累计共完成固定资产投资3579.55亿元,同比增长36%,增速比前7个月以及去年同期都有所下降,在电力供求压力未有明显缓解的条件下,国家政策性引导资本和社会资本总体上仍在涌入该行业。国家发改委今年主要从两方面解决电力紧张问题,其中首先就是最大能力的增加电力供给,目前电力供给方面新投产项目已经达到了6000万元,而2004年则为5000万元。
未来发展趋势：盈利能力趋于稳定
1、煤电联动、煤价稳中有降
电煤价格从2002 年1 月1 日开始放开政府指导价格之后,三年来平均每年上涨约10%。今年开始,煤炭价格上涨开始缓解,并出现了5%左右的小幅下降,预计未来煤炭价格将在当前价格水平上小幅波动。由于今年下半年有大量新增机组投产,同时四季度北方开始供暖用煤,带来对煤炭旺盛的需求。因此估计煤炭价格今年下半年内大幅度下跌的可能性基本排除,未来,考虑到全球经济减速因素,煤炭下游各行业需求的减缓可能在一定程度上使得中期煤价回落幅度超出预期,对火电企业相对有利,火电行业的盈利能力将获得有效改善,效益景气度将有较快回升。煤炭价格的稳定无疑是稳定火电企业盈利水平的重要因素,煤电联动政策的实施是火电企业稳定毛利率的另一重要因素。
2、电力行业走向供需平衡
我们认为,我国电力行业将实现供需自然平衡。首先,供需状况区域差别大,用电需求转旺的区域将带动全国用电需求持续增长。从2005 年1-6 月的数据来看,中西部地区用电增速加快,远远高于全国平均水平,为我国的用电需求带来新的动力。东部沿海发达地区的用电增长也维持较高水平,如江苏、浙江、上海的用电增速分别在21.5%、16.1%、15.7%。
其次,计划装机容量的增长并不等于实际装机增长,政府动态调控将有助于电力实现自然平衡。2005 年上半年计划投产2500万千瓦,实际仅投产2006 万千瓦,这与上半年项目审批的延迟不无关系。
另外,7 月15 日,发改委等部门发布一号公告,要求一批违规电站项目必须立即停止建设。据发改委统计,目前违规开工电力项目1.25 亿千瓦,占在建总装机的44.6%,此次停建的32 个火电项目装机1711 万千瓦,仅占违规项目的13.7%,后续违规项目的继续处理将不断减少近两年的装机供给。值得注意的是,电力违规项目清理可能是政府进行电力供给调控的手段。我们认为,政府对电力行业的弹性调控将有助于电力供给的增长与需求的增长速度相匹配,逐步实现电力供需的自然平衡。
3、电价将结构性调整,保持平稳,竞价上网并不意味着上网电价的下降
受春节用电需求下降的影响,2005年一季度,电力总体价格水平先是冲高回落,3月份以后随着用电市场的恢复,价格开始有所反弹,5月和6月,煤电联动制度的推行,使得全国总体上网电价水平有所上升。据国家统计局对工业品出厂价格的统计,1月份,电力出厂价格指数达到104%,比2004年12月份提高0.5个百分点,2月份,价格指数快速回落到103.2%,3月份,价格指数反弹回升到103.4%。
竞价上网的实施是一个循序渐进的过程,先在电力供需平衡的地区进行,目前只在东北进行了试点,另外,竞价之初参与竞价的电量比例仅在10%-20%,因此,电力市场会经历一个平稳过渡阶段。市场化竞价之下,电价会经历结构性调整,在我国当前电力高速增长的阶段中,竞价后的平均电价还可能高于当前水平。从美国的经验来看,美国打破垄断一体化的电力改革从上世纪90 年代初开始,当时的电力市场应已实现供需自然平衡,电力行业也处于平稳期,电价水平在90 年代中期一直非常平稳,而从2002 年开始电价出现上涨。另外,实行峰谷电价,增强电价结构性调整是发达国家普遍采取的管理措施,美国电价的季节性变化就体现了这一点。我国目前正在开始进行这方面的改革,将来用电高峰期的电价将高出淡季很多,核算后的平均电价有可能比现在的统一电价还高。
4、今后审批电站建设项目倾向发展水电
今年以来,受电力供求紧张影响,各地上马许多新电厂,大多采用燃煤机组,目前水电装机占总发电装机容量的比重已经由2004年的24.5%下降到22.6%。中国目前水电装机总量为1.08亿千瓦,计划在2010年达到1.65亿千瓦,占发电装机总量的23.7%；在2020年达到2.46亿千瓦,上升到装机总量的25.9%。
国家发改委副主任张国宝近期表示,目前中国在发展水电中还存在一些问题,如对周边生态环境造成一定不利影响,水电移民权益保障的政策还不够完善等。但他认为,中国目前电力供给紧张,水电是一种清洁的能源,应该大力开发,同时必须注意处理好发展与环保的关系。
电力趋于
