电力改革分析报告Word格式文档下载.docx

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1、各地区火电上网标杆价格差异过大，有利于特高压火电12

2、临近高负荷中心，地方发电企业近水楼台先受益13

四、售电侧地方发电企业和地方电网夺得先机13

五、电价下跌，利好下游高耗能行业龙头企业15

一、电改2.0启动，行业格局新平衡

2015年是电改重启之年。

虽然关于电改的正式官方文件还未公布，但由之前发改委下发的征求意见稿和后续深圳、内蒙输配电价改革试点的推行，“四放开一独立一加强”的新电改方案已被市场提前确认。

新电改亮点在于通过放开售电和增量配电重塑竞争性电力市场和通过竞价上网实现电价的市场化。

1、2014年电力供应相对宽松，行业整体现过剩征兆

2014年全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%，仅为2013年的一半。

2014年全国6000千瓦以上电厂发电设备平均利用小时为4286小时，同比减少235小时，创1987年以来新低。

按照电力行业的一般规则，若设备利用小时数全年高于5500小时，则该地区用地紧张，可继续增加电源投资；

若低于4500小时，则说明该地区电力富余，不能再新增发电装机。

根据此评判标准，我国电力市场已处于相对过剩状态。

根据中电联预测数据，预计2015年底，全国全口径发电装机容量将达到14.6亿千瓦，同比增长7.5%；

全年全社会用电量5.77万亿千瓦时，同比增长4.5%；

全年发电设备利用小时4130小时，其中火电设备利用小时4650小时，可能再创新低。

2、电改2.0适时启动，水火发电各有喜优

在供应相对宽松的行业供需格局下，启动新一轮电力体制改革能够有效降低销售电价，增强电能相对其他终端消费能源的竞争力，释放潜在需求。

但在我国电力发展指导政策的指引下，火电、水电对新释放的电力需求表现出不同的竞争能力。

由于我国“水电优先”的电力政策，水电机组平均利用小时呈上升趋势，而火电机组平均利用小时呈下降趋势。

更值得注意的是，由于政府监管水火电价不能同网竞争，水电的低上网价格优势并不能充分发挥。

可以预见，当“竞价上网”后，上述设备平均利用小时的变化趋势将更加明显。

虽然水电短期内大规模参与市场化的概率不大，但长期而言随着发电侧市场化的逐步深入，水电上网价格有望提升从而增强水电企业的盈利能力。

火电企业在机组产能利用率不到60%的状况下，受到电力需求不旺和其他种类电源竞争的双重挤压，火电平均上网价格下行，从而使火电行业盈利能力向下修正。

3、售电放开，六大类企业主体竞逐千亿利润市场

现有的独立配售电企业、发电企业、高新产业园区或经济开发区、社会资本投资、分布式能源的用户、分布式能源用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司都被允许开展售电业务，竞争的引入能大幅提高配售电领域的经营效率进而释放出更多的改革红利。

根据英国经验，发电企业介入售电业务将成为趋势。

我们认为独立配售电企业和地方发电企业具有成熟的销售渠道，更有利于介入售电市场从而获取更大的竞争优势。

地方发电企业通常具有深厚的当地政府背景，行政支持力度大，能够很快获取售电业务许可，并且由于通常同时开展有燃气业务，政府有意将其打造成为当地的能源综合性平台，2015年借助国企混合制改革东风，成长空间巨大。

独立配售电企业多为地方电网公司，通常集发、配、售与一体，其资产主要特点为“小电网+小水电”。

二、水电企业在竞价上网中优势明显

2014年，我国发电装机容量中，水电占比22.19%，火电占比67.32%，但是在广西、湖北、西藏、青海、云南以及四川，水电装机占比都超过50%，尤其是云南和四川分别高达74.57%和79.92%。

而云南和四川的设备全年平均利用小时却分别只有3906和4308小时，属于电力富余地区。

因此如何消纳水电是云南和四川水电企业的重中之重。

1、云南水电窝电严重，电改有望提高水电售电量

云南水电资源丰富，经济可开发水电站装机容量9795万千瓦，居全国第二，主要集中在金沙江、澜沧江、怒江三大流域，占云南省经济可开发容量的85.6%。

2014年云南省发电量为2573亿千瓦时，其中水电发电量为2122亿千瓦时，占比82.47%。

2014年云南省用电量仅为1529亿千万时，占发电量的59.42%和水电发电量的72.05%。

云南富余电力主要外送广东，占比约30%。

然后随着近年广东火电项目的投建，广东消纳云南富余电力容量呈现下降趋势。

2014年云南作为电改试点，启动景洪水电站向云南铝业直供电的大用户直购电试点，以0.45元/千瓦时的价格直供86亿千瓦时。

在扣减直购电试点输配电价之后，景洪水电站的上网价格为0.325元/千瓦时，高出其之前0.246元/千瓦时的上网电价0.079元/千瓦时。

由于云南省工业用电均价为0.57元/千瓦时，而水电上网价格为0.2~0.28元/千瓦时，在开展大用户直购电时工业用户用电价格有充分下降空间从而提高用电量，水电上网价格也具有上升空间从而享受量价齐升的双重利好。

此外，从金沙江送往广西的设计输送容量为320万千瓦的±

500千伏直流输电工程将于2016年建成，有利于进一步打通云南水电外送通道瓶颈。

文山电力和国投电力是本次电改受益最大的云南水电企业。

大朝山电站装机容量为135万千瓦，国投电力控股50%。

经测算，大朝山电站上网电价每提高0.02元/千瓦时，国投电力EPS增厚约0.01；

文山电力所属水电站上网电价每提高0.02元/千瓦时，文山电力EPS增厚约0.025。

2、竞价上网和川电外送，显著提高优质水电盈利能力

四川的水电资源全国首屈一指，水电装机容量已经超过6000万千瓦，在2015年底将达到6700-7000万千瓦。

随着水电资源的进一步开发，四川将形成“三江七片两线”的水电基地基本格局。

2014年四川发电量为3130亿千瓦时，其中水电发电量为2578亿千瓦时，占比82.36%。

2014年四川省用电量为2015亿千万时，占发电量的64.38%和水电发电量的78.16%。

四川主要依靠“四直四交”8大输电通道实现“川电外送”，其中复奉线、锦苏线、宾金线为±

800千伏特高压直流线路。

2014年四川实现外送电量1159亿千瓦时，同比增长68.11%，其中三大特高压直流输电线路外送华东电网水电913亿千万时。

在本次电改中，经四川电网统调的水电具有更明显的价格优势。

火电标杆上网价格为0.4552元/千瓦时，而水电价格最高也只有0.39元/千瓦时，有较大上升空间。

根据四川各水电站的装机容量和地理位置，我们认为涪江、嘉陵江、岷江等流域电站规模相对较小、分布较分散，以就地消纳为主，富余电力汇集送入四川主网。

雅砻江中游、大渡河电站规模适中，距离负荷中心较近，以满足四川自用为主，富余电力在重庆、华中东四省和华东消纳。

金沙江下游乌东德、白鹤滩电站容量大、位置集中，远离四川负荷中心，是外送的优质电源。

四川拥有广安爱众、乐山电力、岷江水电、西昌电力和明星电力等5家上市地方电网公司，业务模式均为“中小水电+电网”。

除广安爱众和乐山电力之外，其余三家企业的控股股东均为国家电网四川公司。

这些地方电网公司自发电远不能满足负荷需求，需要另向国网外购电的比例高达30-50%。

电力市场放开后，多元化的购电渠道与售电主体能够大概率降低外购电成本，提升整体盈利性。

此外，电力市场的放开也为地方电网企业打开了对外扩张空间。

川投能源和国投电力是四川境内受益最大的上市水电公司。

经测算，四川水电上网价格每提高0.01元/千瓦时，川投能源EPS增厚约0.140，国投电力EPS增厚约0.042。

考虑到甘肃小三峡水电站和云南大朝山水电站，国投电力EPS增厚约0.047。

三、火电企业两极分化，低成本火电有望获益

电改之后，火电面临用电需求增速放缓、水电价格竞争以及日益苛刻的排放标准等3大压力，就行业整体而言，盈利能力主要取决于该企业是否具备价格竞争优势。

我们认为“价格竞争力=低成本+售电便利”。

“低成本”来源于煤耗小的高效率大机组，“售电便利”来源于临近（或通过特高压）高耗能产业负荷区域。

1、各地区火电上网标杆价格差异过大，有利于特高压火电

我国各地区火电上网标杆价格分布范围较大，价格最低的新疆与价格最高的广东相差高达0.24元/千瓦时。

火电上网价格的显著差异给价格洼地的大机组带来盈利机会，通过竞价上网和大用户直供电，这些机组能有效提升设备利用小时和上网电价。

新疆、宁夏、内蒙古、甘肃、青海、山西和陕西的火电处于价格洼地，结合特高压输电通道，这些地区的特高压火电机组将从电改中受益。

内蒙华电：

低电价特高压火电、装机容量快速增长。

内蒙华电控股装机规模926万千瓦，权益装机规模876万千瓦，且多为围绕蒙西、锡盟等特高压站点配套布局的新建火电机组。

近期公司又要新增装机容量360万千瓦，规模增长迅速。

公司机组本地上网电价为0.3004元/千瓦时，显著低于华北电网平均上网价格0.4086元/千瓦时。

公司有望在电力体制改革后通过低电价优势提高上网电量及价格。

经测算，上网电价每提高0.01元/千瓦时，内蒙华电EPS增厚约0.067。

2、临近高负荷中心，地方发电企业近水楼台先受益

临近高负荷区域的火电企业具有售电便利的天然优势条件，支付给电网公司的过网费较低，因而在上网电价上有较大操作空间。

同时，这些地方发电企业通常具有政府背景，常常兼营供水或供气业务，政府有意将其打造成为当地的能源综合性平台，外延增长空间大，业务盈利性强。

申能股份：

上海综合性能源平台、燃气资产注入可期。

申能股份主要专注于上海地区电力建设，可控发电机组装机容量为667万千瓦，约占上海发电机组装机总容量的1/3，平均供电煤耗289.57克/千瓦时，在全国火电行业居于领先水平，在上海地区极具价格竞争优势。

在售电侧放开后，公司很可能快速介入售电业务。

此外其控股股东上海天然气管网公司可能将燃气业务划拨给公司，公司业务多元化发展可期。

经测算，如果不考虑售电业务和燃气业务，仅上网电价每提高0.01元/千瓦时，申能股份EPS增厚约0.068。

四、售电侧地方发电企业和地方电网夺得先机

地方电网企业和地方发电企业具有成熟的销售渠道，更有利于介入售电市场从而获取更大的竞争优势。

郴电国际：

区域电网扩张潜力大，水务业务盈利能力强。

公司负责郴州市区70%和四县两区的电力供应，借助城市化进程和人口增长，电网规模增长迅速。

新电改实施以后公司购电渠道多元化，谈判能力增强，降低外购电成本。

在水务方面，公司控制了东江湖优质水源，新建项目供水能力是目前的2倍并且水价有望继续提升。

仅考虑电力业务，当外购电电价每降低0.01元/千瓦时，郴电国际EPS增厚约0.088。

文山电力：

售电量增长速度快，电网规模实现跨越式发展。

公司负责文山、砚山、丘北、富宁、西畴的电力供应，截止到2014年第三季度，ROE和EPS都在11家地方电网上市公司排名靠前。

2014年云南省加快富余水电消化，文山电力售电区域内有8家用电企业申报了5亿度购电量。

电改之后经公司输送的电量将快速增长，带来不菲的输电收入。

此外云南电网与文山州政府签订《促进文山州工业发展加快电网建设战略合作框架协议》，一方面提升文山地区电网的层次和供电能力，滇桂跨省经济合作区等的建成将促进文山地区电力需求的增长；

另一方面通过理顺文山州电力体制，加快马关、麻栗坡、广南三县整合，公司将实现跨越式发展。

考虑到托管三县的售电区域约为文山电力售电区域的一半，我们初步估算这三个县的收入和利润都在上市公司的50％左右，如果能够完成整合，将对公司业绩带来积极影响。

地方发电企业有望被打造成为当地的综合能源平台，一方面在电力行业向配售电领域扩张，另一方面向供气、供水等综合供应平台转变，外延扩张空间巨大。

我们建议除申能股份外还可以关注宝新能源、湖南发展、云南盐化、京能电力和皖能电力。

五、电价下跌，利好下游高耗能行业龙头企业

新一轮电力体制改革引发了全社会对电价下调的强烈预期，从国外电改经验来看，长期而言电价水平约降低20%左右。

电价水平的下降能显著提升有色、基础化工、钢铁和水泥等下游高耗能行业的盈利水平。

在有色金属中，电力成本占总生产成本最高的是电解铝企业，高达40%。

以每吨铝平均耗电13500千瓦时计算，电价每下调0.1元/千瓦时，则每吨铝的电价成本下降约10%，以2014年底上海铝现货报价13095元/吨来计算，每吨铝从亏损显著变为盈利约400元，因此电解铝企业受电力体制改革影响最为深远。

云铝股份地处云南，当地水电富余很难完全就地消纳。

2014年根据《云南省2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》，公司用电机制由原来执行云南省发改委核定的大工业类电价转变为常态化的以直接交易为主的市场化用电机制，根据全年最终交易结果，公司2014年综合电价为0.443元/千瓦时，与原来执行发改委核定的大工业类电价相比降低了0.065元/千瓦时。

2015年，公司根据《云南省工业和信息化委关于下发2015年云南电力市场化工作方案和实施细则的通知》，继续实施市场化用电机制，预计公司2015年综合电价比2014年下降约0.05元/千瓦时左右，这将对公司进一步降低用电成本和改善业绩产生积极影响。