1、我国电力国企改革行 业市场发展分析报告2016年-2017年我国电力国企改革行业 市场发展分析报告 2016年5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
2、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
3、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
4、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，
5、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、.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
7、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
8、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，
9、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
10、、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
11、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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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
17、求响应。（3）国家发展改革委关于贯彻中发20159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，部署扩大输配电价改革试点范围，加快推进输配电价改革。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省（区）列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。鼓励具备条件的其他地区开展改革试点。试点范围以外地区也要同步开展输配电价摸底测算工作，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，初步测算输配电价水平，研究提出推进输配电价改革的工作思路。加快推进输配电价改革，将为推进电力体制
18、改革、有序放开发售电价格、转变政府监管方式奠定坚实基础。（4）国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知5月份，发改委又下发关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知。明确4月20日起跨省区送电实行市场化交易，鼓励双方签订中长期送电合同。据悉，这是电改9号文的第四个配套文件。市场化送电交易有利于推进新能源跨省交易，进一步解决新能源消纳问题；另一方面，有望促进电价进一步市场化，全面重新核定输电价格。该通知规定，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电
19、价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。同时，发改委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格，电价调整后调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。通知还同时公布了部分跨省跨区送电价格协调结果，向家坝、溪洛渡等四川省内水电站送电到上海、江苏、浙江、广东的落地价格，按4月20日落地省燃煤发电标杆上网电价降低标准同步下调，即：向家坝、溪洛渡水电站送上海电价为每千瓦时0.4386元，送浙江为0.4513元/千瓦时，送广东为0.4695元/千瓦时；雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送江苏电价
20、为0.4236元/千瓦时。电价改革完成后，电力行业将迎来一个全新的发展阶段。优秀的发电公司将脱颖而出。新电价机制形成后，上网端竞价上网的核心理念是，“用低价电量抢占市场份额”。这种商业模式的核心是如何保证自身的变动成本最低。火电的变动成本包括：煤价、水费、维修材料费、环保支出、员工费用等。从经营策略上看，压煤价、节能利用、环保的专业化运营是必然的选择。成本控制优秀的公司将脱颖而出。2、输配以外的经营性电价放开在“管住中间，放开两端”的思路下，电网主要定位于输配电角色，输配电电价采用成本加成的方式确定。发电侧、售电侧的电价放开，市场化竞争形成。未来火电的上网电价将逐步过渡到供需影响；销售电价将取
21、决于供需关系、并网服务、节能服务、个性化增值服务等因素。3、新增配售电市场：售电侧开放售电侧的市场开放是电力改革中的最大亮点。未来的售电市场将是一个多元化的市场格局，既有从电网企业中蜕变而出的独立售电公司，也有新的进入者，更有发电与售电相连接的综合能源公司。差异化的服务与竞争策略将出现，既有专注于服务工业大客户的售电公司；也将有着力于商业模式创新，服务于居民及商业客户的售电企业。同时，信息化技术、节能技术在电力领域的应用，有助于供给与需求高效联结，提高能源使用效率。从新的配售电主体上看：高新产业园区和经济开发区成立售电主体；社会资本投资组建售电主体；供水供气供热等公共事业公司；节能服务公司；符
22、合条件的发电企业。4、直供电市场：成本竞争显现大用户直供电，是指电厂和终端用电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配至重点购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务费用。大用户直供电是国家深化电力市场化改革的重要内容。从实际情况看，大用户直供电符合市场经济规律，用电企业、发电企业都能受益，受到了双方的欢迎。随着电改的推进，大用户直购有望逐步从试点向全国铺开，这将有利于具备成本优势和区位优势的燃煤火电企业提高机组利用率，通过市场化手段增收增利。此外，水电行业发电成本较低，如若参与供电主体，具备竞争优势，有望提升售电电价。近年来，煤炭价格不断下
23、跌，发电成本大幅降低，发电企业想发更多的电，实现更多利润。而“计划电”的数量相对固定，不容易增加;入围直供电的发电企业积极开拓“市场电”这部分，用直接市场交易方式开拓剩余产能。而直接交易的价格就是以发电成本为基准，适度让利于用电企业，自己获得相应的利润。发电企业通过让利于用电企业拓展了市场，提高了设备负荷率，增加了边际利润。统计资料显示，参加交易的发电企业机组利用小时平均每年可增加700小时。“放开公益性调节性以外的发电计划，放开输配以外的经营性电价”将促成直供电市场的形成。对于发电侧而言，成本竞争显现。具有成本优势的发电公司将在竞争中脱颖而出。但整体而言，在电力供需宽松的背景下，发电端上网电
24、价的趋势向下。1.大工业用户全部参与直接交易市场，不失为当前输配分开的有效实践。大工业用户所消耗电量占全社会用电量的60%以上，对这部分用户通过110千伏及以上电压等级供电，在现有电网体制下一般是由地市级供电公司来实现的，这种事实上不通过县（区）供电公司直达用户的供电方式，可以认为只有发电、输电、用户三个环节，从体制上来说，避开了配电环节。在现阶段电价体系尚未科学合理地厘清输电价格与配电价格，供电体制尚未实现输配分开的前提下，对大用户的这种供电在方式上形成了事实上的输配分开，也为电力改革输配分开打开了一扇窗户。2.建立完善交易平台。要实施对所有大工业用户直接交易，关键是必须组建市场运营机构，搭
25、建交易平台。按照积极稳妥，逐步推进的原则，建议尽快建立独立的交易机构，以中立的身份负责电力市场运作，包括交易组织与交易计划制定、计量与结算、市场信息发布与管理等。3.出台市场规则。市场交易规则由政府能源监管机构按照市场原则研究出台。电力市场应在法律法规保障下运行，市场规则是市场主体进行市场经营活动的准则和规范，是市场秩序的重要保证。市场主体在市场规则范围内本着公平、公开、自愿的原则实现交易。交易规则应涉及交易方式、交易合同、纠纷处理、市场监管等内容。5、分布式能源：积极发展意见积极支持分布式能源发展。明确了分布式能源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发
26、展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高消纳能力和能源使用效率。全面放开用户侧分布式电源市场。三、国企改革加快进程1、国企改革新进展十八届三中全会后，国企改革呈现三个阶段，即初期探索、制度制定与纵深推进三个阶段，目前，国企改革已进入制度制定阶段，随着一系列制度公布，便进入纵深推进阶段。2015年国企改革进程明显加快，随着一系列重要文件的公布，掀起了国企改革热潮。2、资产证券化助力电企改革5月18日，国务院公布国家发改委关于2015年深化经济体制改革重点工作的意见进行了进一步明确了国企改革重点，提出要制定央企结构调整与重组方案。对于电企而言，强强联合是一种方式，国家核电技术公司与
27、中国电力投资集团公司的合并重组就是其中引人关注的事件，电企的强强联合将催生行业巨头。另一种方式，提高央企集团资产证券化率，则更为普遍，电力集团的上市平台普遍比较稀缺，资产证券化率较低，集团拥有大量优质的未上市资产，加快集团的资产证券化，有利于降低企业杠杆，通过股权多元化提升国有资产运营效率。以五大发电集团中的华能与华电为例，华能集团资产证券化率最高为57.35%，可注入机组为6461万千瓦；华电集团可注入上市平台的发电机组最高，达7582万千瓦，资产证券化率经纬38.13%。3、主要发电集团资产介绍（1）华能集团华能集团公司注册资本200亿元人民币，主营业务为：电源开发、投资、建设、经营和管理
28、，电力（热力）生产和销售，金融、煤炭、交通运输、新能源、环保相关产业及产品的开发、投资、建设、生产、销售，实业投资经营及管理。截至2014年底，公司总资产9282亿元，总收入2921亿元，净利润268亿元，境内外全资及控股电厂装机容量达到1.5149亿千瓦。（2）华电集团中国华电集团公司注册资本120亿元，主营业务为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发以及相关专业技术服务。截至2014年底，中国华电总资产7310亿元，总收入2157亿元，净利润268亿元，装机容量1.23亿千瓦，其中，火电8959万千瓦，水电2329万千瓦，风电等其他能源966万千瓦，清洁能源装机占比三分
29、之一。控股华电国际、华电能源、黔源电力、国电南自、金山股份、华电福新、华电重工等七家上市公司。（3）国电集团中国国电集团成立于于2002年，以发电为主，主要从事电源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事煤炭、发电设施、新能源、交通、高新技术、环保产业、技术服务、信息咨询等电力业务相关的投资、建设、经营和管理；从事国内外投融资业务，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。截至2014年底，公司总资产7834亿元，总收入超过2000亿元，实现净利润195亿元，可控装机容量1.25亿千瓦。煤炭产量达到6815万吨。新能源发展独具特色，风电装机近20
30、00万千瓦，位居世界第一。（4）大唐集团中国大唐集团公司成立于2002年，注册资本金153.9亿元。主要经营范围为：从事电力能源的开发、投资、建设、经营和管理；组织电力（热力）生产和销售；电力设备制造、设备检修与调试；电力技术开发、咨询；电力工程、电力环保工程承包与咨询；新能源开发；与电力有关的煤炭资源开发生产；自营和代理各类商品及技术的进出口；承包境外工程和境内国际招标工程；上述境外工程所需的设备、材料出口；对外派遣实施上述境外工程所需的劳务人员。截至2014年底，大唐集团装机规模12048万千瓦，总收入1900亿元，实现净利润140亿元。（5）中电投集团中国电力投资集团组建于2002年，是
31、集电力、煤炭、铝业、铁路、港口各产业于一体的综合性能源集团，注册资本金120亿元，在全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产，是国家三大核电开发建设运营商之一。截至2014年底，公司总资产6816亿元，总收入1800亿元，净收入100亿元，电力装机容量9667.47万千瓦，清洁能源比重占38.47%。（6）三峡集团中国长江三峡集团公司为国有独资企业，成立于1993年，注册资本金1495亿元。集团公司的战略定位是以大型水电开发与运营为主的清洁能源集团，主营业务是水电工程建设与管理、电力生产、国际投资与工程承包、新能源开发、相关专业技术服务。截至2014年末，集团合并资产总额4755亿元，营业
32、收入630亿元。（7）国投集团国家开发投资公司（简称“国投”）成立于1995年，是国务院批准设立的国家投资控股公司和中央直接管理的国有重要骨干企业，注册资本194.7亿元，截至2014年末，资产总额4617亿元。2014年实现营业总收入1126亿元，利润总额145亿元。国投成立以来，不断完善发展战略，优化资产结构，逐步构建国内实业、金融及服务业、国际业务“三足鼎立”的业务框架。国内实业重点投向电力、煤炭、交通、化肥等基础性、资源性产业及战略性新兴产业，电力行业控股国投电力，持股51.26%。截止2014年末，国投电力总资产1726.17亿元，已投产控股装机2581.75万千瓦、权益装机1577.44万千瓦，水电和超超临界火电核准及在建控股装机826万千瓦,2014年国投电力实现营业收入329.57亿元，利润总额109.44亿元，实现归属于母公司所有者的净利润55.97亿元, 基本每股收益0.8247元。4、电力板块引爆国改浪潮当前，对电力公司而言，内生性增长空间受限
