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电力行业市场分析报告

2017年电力行业市场分析报告

目录

宏观环境：

电改、国改和供给侧改革4

电力体制改革进展超预期4

煤电供给侧改革利于利用小时企稳5

电力领域国企改革将加速6

供需形势：

供应过剩，利用小时承压8

用电需求：

2017年用电需求增速为4.4%，略低于去年增速8

电力装机：

受供给侧影响，火电装机增速放缓12

利用小时：

水电比较稳定，火电继续下降12

火电板块：

盈利继续下降，等待煤价下跌13

发电企业平均销售电价与去年基本持平13

煤价成为未来两年火电盈利的决定性因素14

火电板块或开启合并重组时代18

水电板块：

利用小时稳定、关注利率风险18

利用小时约3,600小时，同比下降0.6%19

上网电价向下风险解除19

关注利率上调风险19

投资策略：

电改和国改是投资主线20

电力板块估值相对偏低20

国企改革催生行业大变革21

电改利好地方电网公司22

大水电业绩稳定，防御价值突出23

风险提示25

附录：

煤电联动机制25

煤电联动的计算基准25

煤电联动的触发机制25

上网电价和销售电价的相应调整机制26

图表目录

图表1：

我国单位GDP耗电量（全口径）逐年下降9

图表2：

我国第一产业单位GDP耗电量整体呈下降趋势9

图表3：

我国第二产业单位GDP耗电量逐年下降10

图表4：

我国第三产业单位GDP耗电量逐年下降10

图表5：

电力消费弹性系数自2012年起一直小于111

图表6：

2017-2018年全社会用电量需求预测11

图表7：

2017-2018年电力装机预测12

图表8：

2017-18年利用小时预测13

图表9：

工业企业结构调整专项资金征收标准（单位：

分/千瓦时）14

图表10：

电煤价格指数目前仍处于高位15

图表11：

电煤价格指数与动力煤平均价格散点图16

图表12：

电煤价格指数与秦皇岛动力煤市场价散点图17

图表13：

长江电力2016年营业总成本构成19

图表14：

从2016年起，10年期国债的到期收益率呈上升趋势20

图表15：

电力行业与其他行业相比PB较低21

图表16：

煤电联动公式26

宏观环境：

电改、国改和供给侧改革

电力行业是受政策影响比较大的行业，从项目审批、发电计划安排、电价等各方面都是到国家政策的强约束。

目前对电力行业有着根本性影响，未来将重塑电力行业面貌的政策主要是电改、国改和供给侧改革。

电力体制改革进展超预期

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，电改后续进展迅速。

本次电改以“放开两头、管住中间”为目标，建立起跨省跨区域的电力交易市场，最终实现电力行业的市场化改革。

输配电价改革是核心也是难点

核定独立的输配电价，是建立上游电力生产成本（特别是煤价）与下游销售电价即是联动机制的关键，也是有效分配整个电力产业链利益，降低销售电价的重要途径。

目前输配电价改革进展迅速，预计在今年底完成全国全覆盖。

2015年3月，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文），先后确定深圳、蒙西、宁夏、湖北、云南、贵州、安徽进行先行试点，目前该七个省市区的首个周期输配电价均已核准，改革全面落地。

后五省输配电价降价空间达到55.6亿元。

2016年3月，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》将输配电价改革试点新增北京、天津等12个省级电网和华北区域电网。

2016年9月，国家发改委《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》，进一步提速输配电价改革试点工作，2016年9月在蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、福建、山东、河南、海南、甘肃、青海、新疆等14个省级电网启动输配电价改革试点。

2017年在西藏电网，华东、华中、东北、西北等区域电网开展输配电价改革试点。

有序放开发用电计划

放开发用电计划是扩大电力市场化交易规模、建立现代电力市场秩序的基础条件和必要前提。

为稳妥有序推进发用电计划放开，不断扩大市场化交易规模，进一步释放改革红利，2017年3月29日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《关于有序放开发用电计划的通知》。

2016年，全国市场化交易电量突破一万亿千瓦时，占全社会用电量的19%，预计在今年市场电比例将超过30%。

通知中规定，对9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格。

我们预计到2020年，除了必要的公益性和调节性发电计划之外，煤电发电计划有望全部放开。

启动增量配电业务改革

2016年12月，国家发改委公布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，并确定了105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目。

增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。

地方电网公司天然具备参与增量配网业务改革的优势和动力，是配售电业务

的最佳入口。

三峡集团在重庆地区，借助三峡水利、两江长兴、聚龙电力和乌江电力等四家地方电网公司，打造新的“三峡电网”，有望成为增量配电业务改革的最大受益者。

煤电供给侧改革利于利用小时企稳

在电力需求相对低迷的环境下，全国电力供需总体宽松、部分地区呈现相对

过剩态势，为此国家发改委、能源局等多部委下发多项火电有序发展政策，包括暂停新核准项目、暂缓建设、风险预警、限制规模等。

2016年3月，国家发改委、能源局《关于促进我国煤电有序发展的通知》：

经电力电量平衡测算存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模；加大淘汰落后产能力度，优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。

2016年4月，国家发改委、能源局《进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》，明确了淘汰标准。

2016年9月，国家能源局《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》：

取消吉林、山西、山东、陕西、四川、江西、广东、广西、云南等省（自治区）15项、1,240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。

2016年10月，国家能源局《关于进一步调控煤电规划建设的通知》：

根据煤电规划建设风险预警机制，28个在2019年煤电规划建设风险预警为红色的省份不允许新建煤电项目（不含民生热电）。

2017年2月，国家能源局《2017年能源工作指导意见》：

到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦时以内。

加大淘汰落后煤电机组力度，2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。

2017年3月，政府工作报告：

2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5,000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险。

截止到2,016年，我国煤电装机为9.4亿千瓦，根据国家能源局统计，煤电大概有3,000万千瓦的去产能空间。

截止到2020年，煤电装机控制在11亿千瓦，因此在考虑到淘汰落后产能的情况下，我国煤电理论上最多还有20.9%的增长空间。

电力领域国企改革将加速

2016年初召开的深改组第20次会议指出，要加强对各领域改革的全面评估，坚持问题导向，把各领域具有“四梁八柱”性质的改革明确标注出来，排出

优先序，重点推进，发挥好支撑作用。

特别是要把国有企业、财税金融、科技创新、土地制度、对外开放、文化教育、司法公正、环境保护、养老就业、医药卫生、党建纪检等领域具有牵引作用的改革牢牢抓在手上。

2016年7月4日全国国改座谈会在京召开，习总书记强调尽快在国改重要领域和关键环节取得新成效，李克强也做出相关批示。

7月14日央企试点全面铺开，旨在落实年初“十项改革试点”，新设2家国有资本投资运营公司试点、7家央企国有资本投资公司试点、3家央企兼并重组试点、2家信息公开工作试点。

2016年12月的中央工作经济会议指出“要深化国企国资改革，加快形成有效制衡的公司法人治理结构、灵活高效的市场化经营机制。

混合所有制改革是

国企改革的重要突破口，按照完善治理、强化激励、突出主业、提高效率的要求，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐。

加快推动国有资本投资、运营公司改革试点。

”

2017年3月的政府工作报告中，李克强提出了深化细化的工作要求，“今年要基本完成公司制改革。

深化混合所有制改革，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐”。

表明国企改革必须进入这些掌握国家命脉、关系国计民生的重点领域，进入攻坚克难的关键时期。

合并重组是央企改革主线

《国务院办公厅关于推动中央企业结构调整与重组的指导意见》首次提出“四个一批”概念，明确了央企合并重组的目标及重点工作，再一次拔高了合并重组在国改全盘工作中的重要地位。

其中明确提到电力行业的是“重组整合一批”。

推进强强联合：

稳妥推进装备制造、建筑工程、电力、钢铁、有色金属、航运、建材、旅游和航空服务等领域企业重组，集中资源形成合力，减少无序竞争和同质化经营。

鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业进行重组，打造全产业链竞争优势，更好发挥协同效应。

推进专业化整合：

鼓励通信、电力、汽车、新材料、新能源、油气管道、海工装备、航空货运等领域相关中央企业共同出资组建股份制专业化平台，加大新技术、新产品、新市场联合开发力度。

今年6月4日，国电电力和中国神华均发布公告，称由于控股股东拟筹划涉及公司的重大事项，而双双停牌。

这或许就是市场期待已久的煤电领域央企重

组的开始。

增量配电业务或成电力行业混改突破口

中央工作会议指出，混合所有制改革是国企改革的重要突破口，按照完善治理、强化激励、突出主业、提高效率的要求，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐。

今年的政府工作报告也指出在电力等行业要实质性推进混合所有制改革。

国家发改委、能源局《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》开启了

增量配电业务改革，本意就是要吸引社会资本投资增量配电业务，与混改不谋而合。

据悉，三峡集团可能是第二批混改试点，重点在将三峡水利等四家地方电网公司打造成“三峡电网”，此举如果顺利完成，三峡电网将成为电力行业首个混合所有制配售电企业。

供需形势：

供应过剩，利用小时承压

2017年前1-5月份，全社会累计用电量为2.4万亿千瓦时，同比增长6.4%。

我们预测2017年全年新增装机0.98亿千瓦时，累计装机达到17.4亿千瓦时，同比增长6.0%，其中火电装机达到10.9亿千瓦时，同比增长5.7%；水电装机达到3.4亿千瓦时，同比增长3.0%。

全国机组利用小时为3,683小时，同比下降2.7%，火电利用小时为4,085小时，同比下降1.9%，水电利用小时为3,539小时，同比下降2.3%。

用电需求：

2017年用电需求增速为4.4%，略低于去年增速

2016年我国GDP同比增长6.7%，是近20多年的最低值。

目前经济结构调整持续深入，3月份国家总理李克强在政府报告中指出今年的GDP预期增长目标为6.5%左右。

GDP增速在很大程度就决定了当年全社会用电量的增速水平。

2017年1-5月份，全社会用电量累计为2.4万亿千瓦时，同比增长6.4%。

分产业来看，第一产业用电量390亿千瓦时，同比增长6.1%；第二产业用电量1.7万亿千瓦时，同比增长6.3%；第三产业用电量3,353亿千瓦时，同比增长9.0%；城乡居民生活用电量3,392亿千瓦时，同比增长4.1%。

容易看出，第二产业用电量是全社会用电量增长的主要因素。

但是，从4月份开始，第二产业用电量增速开始回落：

4月份第二产业用电量累计增速为6.9%，环比减少0.7个百分点；5月份第二产业用电量累计增速为6.3%，环比继续下降0.6个百分点。

我们预计全年用电量呈现前高后低的态势。

单位GDP耗电量在逐年降低

我们统计了自2005年以来的GDP（分三个产业）和全社会用电量的数据，分别计算单位GDP耗电率（全口径，扣除掉城乡居民用电）和三个产业的单位GDP耗电率。

单位GDP耗电率（全口径）从2005年的0.117（千瓦时/元）下降到2016年的0.069，并且在今年第一季度下降到0.068，下降幅度高达41.1%。

图表1：

我国单位GDP耗电量（全口径）逐年下降

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

第一产业单位GDP耗电率从2005年的0.034（千瓦时/元）下降到2016年的0.017，下降幅度高达50%。

虽然在2006年和2009年有小幅反弹，但不改整体下降走势。

2017年第一季度为0.023，但每年均为第一季度最高，

后面三个季度依次降低，事实上2017第一季度的数值与2016年第一季度基本持平。

图表2：

我国第一产业单位GDP耗电量整体呈下降趋势

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

第二产业单位GDP耗电率从2005年的0.210（千瓦时/元）下降到2016年的0.142，下降幅度为32.4%。

与第一产业单位GDP耗电率类似，每年第一季度最高，后面三个季度依次递减。

2017年1季度对应的数值为0.143，

对比2016年1季度的0.152降低了5.9%。

图表3：

我国第二产业单位GDP耗电量逐年下降

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

第三产业单位GDP耗电率从2005年的0.034（千瓦时/元）下降到2016年的0.021，下降幅度高达38.2%。

图表4：

我国第三产业单位GDP耗电量逐年下降

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

电力消费弹性系数近几年开始小于1

我们计算从2008年到2016年电力消费弹性系数（即全社会用电量/GDP增速），发现只有2010年和2011年该系数大于1，其余年份均小于1，特别是从2012年起，该系数一直小于1，在2015年达到最低点0.08。

电力消费弹性系数小于1应该与单位GDP耗电量的不断下降有关。

图表5：

电力消费弹性系数自2012年起一直小于1

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

2017-18年全社会用电量预计分别同比增长4.4%和3.6%

结合1-5月份的全社会用电量数据，我们预测今年第一产业用电量为1,139亿千瓦时，同比增长6.0%；第二产业用电量为43,582亿千瓦时，同比增长3.5%；第三产业用电量为8,678亿千瓦时，同比增长9.0%；城乡居民用电量8,384亿千瓦时，同比增长4.1%。

综合来看，全社会用电量为61,783亿千瓦时，同比增长4.4%。

下表是2017-2018年全社会用电量需求的预测表格。

图表6：

2017-2018年全社会用电量需求预测

资料来源：

中电联，北京欧立信咨询中心

电力装机：

受供给侧影响，火电装机增速放缓

截止到5月份，全国6,000千瓦以上装机达到161,715万千瓦，同比增长7.3%，其中水电、火电、核电和风电的装机分别为29,166、106,332、3,473和15,276万千瓦，增速分别为4.2%、4.8%、21.9%和12.2%。

受火电供给侧改革的影响，火电的高速增长时期已经过去。

根据国家能源局对政府工作报告的解读，2017年要停建3,800万千瓦，缓建700万千瓦，淘汰落后机组500万机组，总数达到政府工作报告里的提到的5,000万千瓦的目标。

我们预测2017年火电净增加4,000万千瓦（新建4,500万千瓦，淘汰500万千瓦），水电新增1,000万千瓦，核电新增400万千瓦，风电新增2,400万千瓦，太阳能新增1,000万千瓦，总装机达到173,375万千瓦，增速为5.3%，相比2016年9.2%的增速回落了3.9个百分点。

2018年总装机预测为182,275万千瓦，同比增速进一步下降到5.1%。

2017-2018年的火电增速分别为3.8%和3.2%，相比2016年的6.4%的增速分别回落2.6和3.2个百分点。

图表7：

2017-2018年电力装机预测

资料来源：

中电联，北京欧立信咨询中心

利用小时：

水电比较稳定，火电继续下降

截止到5月份，火电利用小时为1,677，同比增加42小时；水电利用小时1,161小时，同比减少134小时。

虽然水电利用小时相比2016年有所下降，但与2015年相比，前2、3、4、5个月的累计利用小时分别增加了24、14、4和19小时。

因此今年水电的利用小时将大概率介于2015年的3,590和2016年的3,621之间，我们假定为3,600小时，同比2016年下降约0.6%。

假定2017-18年，水电的利用小时均为3,600；

假定2017-18年，核电的利用小时均为7,000；

假定2017-18年，风电的利用小时均为1,600；

假定2017-18年，太阳能及其他装机利用小时均为1,000。

由于火电在调度次序上低于以上各类电源点，在上述利用小时的假设下，我

们测算2017年火电利用小时数为4,066，同比下降约2.4%；2018年火电利用小时数为4,023，同比下降约1.1%。

图表8：

2017-18年利用小时预测

资料来源：

中电联，北京欧立信咨询中心

火电板块：

盈利继续下降，等待煤价下跌

影响火电板块盈利水平的最重要的是电价、利用小时和煤价这三个变量。

上

文已经分析过火电的利用小时数在2017-2018年分别同比下降2.4%和1.1%。

下面我们分析电价和煤价，这两个变量又通过煤电联动机制联系在一起。

发电企业平均销售电价与去年基本持平

随着市场电比例的增加，发电企业的销售电价除了受标杆电价影响之外，市

场电的价格也越来越重要。

2016年计划电量占80%，电价平均为0.36元/千瓦时，市场电占20%，根据我们调研得知每度电相比计划电量下降5分钱，因此平均电价是0.35元/千瓦时。

今年由于煤炭价格高企，加之市场电比例超过

30%，因此火电企业的降价力度减小。

几家全国性发电企业的市场电降价约3-4

分钱，按照3.5分钱计算，火电的平均价格也为0.35元/千瓦时，与去年持平。

取消工业企业结构调整专项资金有望提升标杆电价

李克强总理在今年5月17日主持召开国务院常务会议上指出，确定进一步减少涉企经营服务性收费和降低物流用能成本，为企业减负助力。

其中涉及电力行业的内容有：

推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格。

扩大发电企业和用户直接交易规模。

调整电价结构，通过取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准、适当降低脱硫脱硝电价等措施，减轻企业用电负担。

我国在2016年设立工业企业结构调整专项资金的主要目的是支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安臵下岗失业人员等。

目前煤炭和钢铁行业已经回暖，取消该专项资金能够对火电企业进行补偿。

目前财政部已经表态，要从7月起取消工业企业结构调整专项资金。

取消该专项资金有望提高火电标杆上网电价约1分钱。

图表9：

工业企业结构调整专项资金征收标准（单位：

分/千瓦时）

资料来源：

财政部，北京欧立信咨询中心

适当降低脱硫脱硝电价又将带来变数

在5月17号的国常会上，除取消工业企业结构调整专项资金给火电电价带来的利好之外，适当降低脱硫脱硝电价又给火电电价蒙上一层阴影。

目前脱硫

电价为1.5分，脱硝电价为1分，合计2.5分，占目前全国0.36元/千瓦时的平均标杆电价的6.9%。

我们预计国家会视煤价的走势而相机降低脱硫脱硝电价。

长期来看，这部分电价终将被完全取消。

煤价成为未来两年火电盈利的决定性因素

一般而言，煤炭成本占火电业务成本的60%-70%，自2016年下半年以来，煤炭价格的飞速上涨导致火电企业盈利急速下滑，今年如果煤炭价格不回落到合理区间，火电大概率会发生行业性亏损。

5月份电煤指数为501.92，延续了从年初以来的下降趋势，但均值同比2016年1-5月份增加了60.9%，比2016年全年均值增加了35.2%。

图表10：

电煤价格指数目前仍处于高位

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

煤价的走势直接影响到火电板块的基本面。

如果煤价的加速下行趋势确立，

则火电板块即将迎来基本面的反转；如果煤价仍然居高不下，则火电今年基本面仍旧没有起色，但由于煤电联动机制的存在，火电标杆电价在明年上调的概率将大大增加。

煤电联动机制

煤电联动机制是一种过渡性的制度安排，目的是协调“市场煤”与“计划电”

之间的矛盾。

煤电联动的计算基准是2014年的各省（价区）的平均电煤价格，当周期内电煤价格与基准煤价相比波动不超过每吨30元（含）的，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制。

当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过每吨30元的，对超过部分实施分档累退联动。

用回归分析方法研究煤电联动触发临界点

研究煤电联动的关键是如何计算和预测电煤价格指数的走势。

通常来说，电

煤价格指数公布较晚，通常落后一个月左右。

由于电煤价格指数由发改委通过全国采集数据计算而来，对于我们来说，我们并不具备复制发改委计算方法的条件。

所以如何根据实时数据提前计算电煤价格指数就成为关键所在。

（1）利用统计学中的线性回归方法来计算电煤价格指数

我们采用的动力煤价格的源数据来自于秦皇岛、山西、山东、江苏、安徽、

河南、广东七个地区的动力煤市场价（日数据）。

由于电煤指数按月公布，我们的采集数据是日数据，因此首先将七个地区动

力煤市场价由日数据转换为月数据（当月的日平均数）。

由于这七个地区的动力煤的热值不同，而电煤价格指数是以5,000大卡/千克代表规格品电煤价格为标准的，因此要将这七个地区的月数据通过标准化全部转换成5,000大卡下的价格。

经过月度化处理和标准处理后计算月平均值，得到用于回归的动力煤平均价格。

以处理后的动力煤平均价格（DA）为自变量，电煤价格指数（PI）为因变量，做线性回归分析。

图表11：

电煤价格指数与动力煤平均价格散点图

资料来源：

万得数据，北京欧立信咨询中心

上图中的虚直线就是我们所找的回归方程：

PI=0.84243*DA+14.75467

上述回归方程的拟合度高达98%，意味着我们得到的线性回归模型对电煤价格指数的拟合程度为98%，而统计学中，超过95%即认为通过了统计检测，结果是良好的。

因此上述回归方程对电煤价格指数具有很好的解释作用