中国电力企业现状与发展趋势(精)讲课稿

中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状与发展趋势讲师(jiǎngshī)：周琪1第一页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状一.电力需求增速放缓1.发电量增速呈下行趋势2.经济调整(tiáozhěng)，电力需求弹性降低2第二页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状二.电源投资收缩1.电源投资收缩2.利用率继续(jìxù)回落3第三页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状三.机组(jīzǔ)利用率仍有下行空间4第四页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状四.煤炭供需紧张关系改善，价格趋降1.国内中转地煤价下降，坑口煤价坚挺；2.煤炭供需紧张关系缓解，价格回落不可避免；3.煤价区域差别依旧(yījiù)明显5第五页，共52页。五.视煤价走势和社会承受能力分步调整电价

1.电价改革(gǎigé)呼声渐高

2.短期视煤价走设社会承受能力分步调整电价中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状6第六页，共52页。

六.电力行业景气(jǐngqì)复苏

中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状7第七页，共52页。七.电力企业发展趋势向好中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势8第八页，共52页。(一）发电量增速呈下行趋势2008年发电量增速明显回落。1-9月份(yuèfèn)全国规模以上电厂累计发电量26072亿千瓦时，与去年同期相比增长9.9%。其中，水电3984亿千瓦时，同比增长17.0%；火电21426亿千瓦时，同比增长8.2%。1.从月度情况看，自2008年4月开始，发电量增速加速下行。9月份(yuèfèn)，规模以上电厂发电量仅同比增长3.4%。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状9第九页，共52页。2.分产业观察：中电联数据显示，1-9月份全国全社会用电量同比增长(zēngzhǎng)9.67%。其中，第一产业用电量同比增长(zēngzhǎng)2.56%；第二产业用电量同比增长(zēngzhǎng)9.31%；第三产业用电量同比增长(zēngzhǎng)10.76%；城乡居民生活用电量同比增长(zēngzhǎng)12.93%。第二产业用电量增速回落最为明显。3.从细分行业看，2008年前三季度，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、金属制品业、非金属矿物制品业等高耗能产业用电增速显著下降。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状10第十页，共52页。4.2008年4月至今，从主要耗能产品月度产量变化情况看，铜材、水泥、钢材、生铁产量增速明显下降(xiàjiàng)，其中钢材产量在9月出现负增长（月度）。近期，钢厂、铝厂纷纷采取“限产保价”措施，因此未来一段时间主要耗能产品的用电需求仍不乐观。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状11第十一页，共52页。北方地区的高耗能产业因奥运保障而停产，进而影响用电需求。但是，华东区和南方区受奥运限产的直接影响较小，此区域用电量增速下滑更真实的反映出经济(jīngjì)活跃度降低。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状12第十二页，共52页。电力需求弹性降低1、不同经济发展阶段下的电力需求弹性电力是经济活动的基础，电力需求与经济增长速度、经济结构密切关系。我们通过分析经济发展趋势（增速与结构）来预测电力需求。我们首先观察不同经济发展阶段下的电力需求弹性变化：初创期：经济处于初期阶段，农业对经济贡献度大，而工业发展波动性较大。这一阶段电力需求弹性波动剧烈，规律性较差。成长前期(qiánqī)：经济处于轻工业阶段。由于轻工业生产能耗相对较低，这一阶段的电力需求弹性＜1。加速增长期：经济处于重工业阶段。高能耗产业拉动经济增长的同时也造成了经济发展对能源依赖度提高。电力需求弹性＞1。平稳增长期：技术进步推动经济发展进入新阶段。高度发展的工业表现为生产效率中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状13第十三页，共52页。改革开放以来，我国电力需求弹性的变化大致经历了以下几个阶段：

2、经济步入调整期，电力需求弹性降低经历了近8年的重化工业快速增长后，我国经济发展方式面临调整。重化工业是经济发展的必然阶段，但是在资源禀赋的约束下，可持续发展问题日益突出。为此，政府确立了改变粗放型经济发展方式，建立资源节约型国民经济体系的发展目标。主要方向是：一是加快经济发展方式，调整经济结构，降低单位能耗。同时，在全球经济周期下行的大背景下，我国经济也步入调整期，出口、房地产投资变化对经济的影响正在逐步显现。虽然国家的财政政策和货币政策调整可能会对保持经济增长起到支撑作用（尤其是对重工业的支撑），但是电力需求增速回落(huíluò)不可避免。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状14第十四页，共52页。在内外因影响下，我国经济发展面对着一个必要但伴随阵痛的调整过程。受此影响，用电需求增速将放缓，尤其是工业用电增速的缩减和需求弹性的降低将非常明显。但是银河宏观研究(yánjiū)认为，2009年国家将出台一系列扩大投资、拉动内需的政策以保持经济增长，经济总体情况预计将好于1998-1999年的水平。同时，在全球经济周期下行的大背景下，我国经济也步入调整期，出口、房地产投资变化对经济的影响正在逐步显现。虽然国家的财政政策和货币政策调整可能会对保持经济增长起到支撑作用（尤其是对重工业的支撑），但是电力需求增速回落不可避免。基于此，我们预计2008-2010年电力消费弹性系数分别为0.95、0.80和0.80；全社会用电量增速分别为9.3%、6.9%和6.6%，复合增长率为7.6%。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状15第十五页，共52页。二、电源投资收缩，利用率继续回落（一）电源投资收缩1、国家收紧(shōujǐn)电源投资我国电源投资受到国家调控，不是完全的市场行为。2002-2005年由于电力产能不足，持续出现电力供应瓶颈，国家随即加大了电源投资力度，这一期间的电源投资呈现跨越式增长。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状16第十六页，共52页。2006年开始电力供需紧张关系得到缓解，国家收紧了电源审批规模，电源投资额也出现了下降。2008年1-9月我国累计电源投资额为2166亿元，收缩趋势依然明显。虽然目前政府有可能通过加大固定资产投资力度来拉动经济增长，但是电源投资不会成为扩大投资的重点领域。主要原因是：我国现阶段面临的能源瓶颈主要是由于煤炭等一次能源产品(chǎnpǐn)的有效供给约束所造成的，与2002-2005年时电力产能不足造成的能源瓶颈有根本区别。现2008-2010年国家仍然会收紧电源投资。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状17第十七页，共52页。2、运营环境制约电源投资大部分发电公司（电源投资主体）仍然以扩大装机规模作为主要发展目标之一，规划中的资本支出规模依然较大(jiàodà)。但是严峻的经营环境制约了发电公司的投资规模。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状18第十八页，共52页。1、2008年电力全行业亏损不仅影响到发电公司的生产、投资热情，而且直接导致其经营性现金流大幅下降。发电公司经营业绩和现金流状况堪忧影响其投资进度。2、经过近几年的高速扩张，发电公司负债率高企。截至2008年8月，电力生产业的资产负债率已经达到69%。这意味着发电公司运用财务杠杆扩大(kuòdà)投资的空间已经非常有限，客观上抑制了投资规模。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状19第十九页，共52页。3、淘汰(táotài)落后产能目新建与关停联系在一起。这一措施很大程度上调动了各大发电集团关停小机组的积极性。淘汰(táotài)落后产能效果明显。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状20第二十页，共52页。4、产能供给增速放缓我们通过分析电源投资、单位装机造价和投资周期来推算年新投产机组容量。我们预计2008-2010年电源投资额继续下降，未来火电投资占电源投资的比重将下降，而核电、水电（包括抽水蓄能电站）投资的比重将上升。由于核电、水电的投资周期明显(míngxiǎn)长于火电，因此整体的投资周期增加。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状21第二十一页，共52页。（二）利用率继续回落虽然供给增速下降(xiàjiàng)能够在一定程度上抵消需求放缓的影响，但是2009年全国平均机组利用率仍有下行空间。中性预计，2008-2010年全国平均机组利用率变化幅度分别为-2.76%、-1.18%和-0.26%；火电机组利用率变化幅度分别为-3.11%、-1.04%和-0.10%。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状22第二十二页，共52页。（一）国内中转地煤价下降，坑口煤价坚挺需求放缓对国内外煤炭(méitàn)价格的影响越来越明显。国际煤炭(méitàn)价格大幅回落：国际煤价和海运价格的大幅回落使得我国南部沿海电厂使用进口煤替代国内煤成为可能。这也对南部沿海地区的国内煤炭(méitàn)价格形成压力。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状23第二十三页，共52页。国内中转地煤价也开始回落国内中转地煤价变化反映了需求(xūqiú)放缓的影响，而坑口价格的坚挺与煤炭主产区减产并增加电厂和中转地的煤炭库存继续增加，并达到或接近历史最高水平，但是煤矿库存距离历史最高水平仍存在不小的空间。煤炭企业有能力在短期内继续提高库存，控制销量。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状24第二十四页，共52页。煤炭供需紧张关系缓解，价格回落不可避免虽然国内坑口煤价坚挺煤炭供需紧张关系缓解将最终(zuìzhōnɡ)促使煤价下跌。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状25第二十五页，共52页。（三）煤价区域差别依旧明显我国煤炭储量分布极不均衡，90%的储量位于西北地区，其中新疆、内蒙和山西三省储量占到75%，而东部发达地区煤炭资源占有量匮乏(kuìfá)。煤炭生产地和消费地分布的不协调造成了煤炭从产地到销地需倚重于长途输送，而“铁路-水路联运”是运输的主要形式。运输瓶颈在2010年前仍将存在。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状26第二十六页，共52页。煤炭储量分布不均和铁路运输瓶颈造成了煤价区域差别明显。甘肃、宁夏、新疆、黑龙江因煤炭外运困难，区域煤价相对较低，且波动较小；煤炭大省内蒙古也受制于运力；山西是煤炭外运的主要区域，也是反映我国煤炭有效供需关系的焦点地区。如果山西地方煤炭企业对产量进行控制，则有可能明显影响(yǐngxiǎng)煤炭的有效供给。从煤价变化的区域顺序看，南部（广东）沿海地区的煤价最先下降，之后逐步向北方传导。华东区煤价随后下跌，最后是煤炭产区的坑口价格松动。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状27第二十七页，共52页。四、电价：视煤价走势和社会承受能力分步调整（一）电价改革(gǎigé)呼声渐高1、资源价改势在必行我国电价由政府确定，原则上实施“成本加成”的定价方式，并且有“煤电联动”等调整政策。但“煤电联动”并没有顺利执行，“市场煤、计划电”的困局仍然存在。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状28第二十八页，共52页。“煤价-电价”的传导机制不畅不仅造成发电全行业亏损，而且由于电价没有真实反映出煤价高企，电力下游(xiàyóu)行业并没有感受或全部感受到煤炭资源的稀缺性。廉价资源的虚假信号刺激了高耗能产业的过快增长，并造成了我国经济增长在相当大程度上是依赖资源高投入实现的。资源需求的急剧增长和资源禀赋约束造成了能源短缺，并成为制约我国经济可持续发展的瓶颈。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状29第二十九页，共52页。因此，转变经济发展方式是十分迫切的任务(rènwu)。资源价格提升不仅可以促使其节约资源，减少浪费，而且可以刺激经营者加强管理，改进技术，提高资源利用效率。因此，推动电价改革，还原资源品真实价值势在必行。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状30第三十页，共52页。2、电价改革(gǎigé)方向日渐明晰我国政府较早前已经意识到电价定价机制改革(gǎigé)的重要性，原则上将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价；上网电价由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；售电电价原则上也是由市场定价形成。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状31第三十一页，共52页。价改首先进行的是上网电价环节的竞价上网试点。竞价上网的本质是发电企业通过市场竞争以较低的上网电价获得发电量。东北、华东、南方电力市场陆续进行了竞价上网的试点和模拟。东北市场采取的是两部制电价，即上网电价中包括容量电价和电量电价两部分。容量电价由政府制定，以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定；电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定(quèdìng)。华东和南方市场只是部分电量（约占总电量的10%）参与竞价上网，采取的是单一电价制改革目标。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状32第三十二页，共52页。第一阶段：输配电价改革，在保证电网合理回报水平的原则下由政府(zhèngfǔ)确定输配电价。第二阶段：上网电价改革，参考东北竞价上网试点的规范，采取两部制电价，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定，并不断完善。第三阶段：销售电价改革，形成多家供电公司竞争的销售市场格局，由市场决定销售电价。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状33第三十三页，共52页。（二）短期视煤价走势和社会承受能力分步调整电价1、电价传导煤价电价改革是一个复杂的系统工程，需要较长时间实施，短期内仍然需要政府对电价进行干预。政府对电价的调整可以遵循资源价改的要义(yàoyì)，让电价反映煤炭的供需关系，简言之是让电价传导煤价。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状34第三十四页，共52页。2、社会承受能力影响电价调整上网电价需显著上调才能如实反映目前的煤价。但是，电力是基础能源(néngyuán)，向下延伸的产业链长且广泛，关系到全部产业部门和居民生活，因此，电价调整必然需要考虑社会承受能力。2009-2010年我国经济将处于调整期，通胀压力缓解，但经济下行压力大。为减轻制造业压力，保持经济增长，政府一次性大幅上调电价的可能性很小。最有可能的情景是，政府视社会承受能力小幅、分步调整电价。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状35第三十五页，共52页。3、上网电价(diànjià)调整假设政府视煤价走势和社会承受能力分步调整电价(diànjià)，预计2009年初（1月1日）上调火电含税上网电价(diànjià)2.5分/千瓦时，涨幅约6%。当然，如果煤价超预期下跌，电力盈利能力恢复至正常水平，则上网电价(diànjià)无需再次上调。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状36第三十六页，共52页。五、电力行业盈利能力逐渐恢复2008年，在煤价飙升、电价管制、财务成本上升三重因素冲击下，电力全行业亏损。可以说，行业正在经历最艰难的时期。我们认为，电力行业，电力行业已经先于其他行业盈利能力见底，并在逐步复苏过程中。推动行业复苏的主要因素是煤价下跌(xiàdiē)和电价上调。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状37第三十七页，共52页。虽然需求放缓导致机组发电小时数降低，但是通过分析重点公司净资产收益率对上网电价、标煤价格、发电小时数三个要素的敏感性，我们看到，盈利能力（ROE）变化(biànhuà)对电价、煤价的敏感性远高于发电小时数。因此，发电小时数的降低不会改变行业盈利能力复苏的趋势。中国(zhōnɡɡuó)电力企业现状38第三十八页，共52页。（一）趋势向好2008年下半年以来，电力(diànlì)上市公司股价表现优于上证指数，其背后体现了“趋势投资”的理念。从电力(diànlì)行业基本面看，行业盈利能力将于第三季度触底，并逐步回升，而复苏进程将主要取决于煤价走势和电价政策。在乐观的情景下（对于电力(diànlì)行业而言），煤价下跌，电价上调，电力(diànlì)行业盈利能力快速回升。由于电力(diànlì)行业的盈利能力先于其他行业见底并回升，因此，从“趋势”角度看，电力(diànlì)行业具有相对收益的投资机会。重点公司价值提升的机会将来自于超预期的煤价下跌或电价上调。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势39第三十九页，共52页。但是应当看到，电力行业可以在电价调整中恢复正常的盈利能力，但是很难获得(huòdé)超额盈利水平（如果煤价超预期下跌，则电价无需再次上调，而且不排除下调电价的可能）。尤其是在经济面临减速的情景下，电力行业仍需肩负“社会责任”。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势40第四十页，共52页。综上，我们认为电力行业趋势向好

到2020年全国达到4.3万亿kWh的电量，相当于全国人均占有电量约为2900kWh(按预测2020年全国人口数为14.7亿人)，这只比2000年世界人均电量2500kWh略高，相当于美国50年代初，英国60年代初的水平，且比西班牙1982年人均占有电量(3100kWh)还低。而西班牙的用电水平是作为我国电力水平国际比较的参照量之一。根据上述预测，今后20年内，中国电力发展的任务将是十分艰巨的。从2000年起到2020年的20年内需要(xūyào)增加装机容量将在6.3亿kW，平均每年要新增装机容量3000多万kW，如再考虑期间还有大量寿命期已到需要(xūyào)更新改造的设备，其建设规模将更为巨大。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势41第四十一页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势2020年我国电源(diànyuán)结构规划设想(1)、煤电发展。

到2020年约为6亿kW，占总装机9.5亿kW的63.1%，发电址3亿kWh，占总电量的70%，比2000年火电装机的74.4%和电量的81%下降11个百分点，平均每年下降0.5个百分点；相应的发电量约3亿kWh需耗原煤约14亿t，占2020年原煤预计产旦20亿一22亿t的64%-70%左右。

42第四十二页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势(2)水电发展。

到2020年水电要达到2亿kw,占总装机容量的21.1%，电盘7000亿kWh，占总电量(diànliàng)的16%；抽水蓄能电站装机达到2500万kW，占到总装机容量的2.6%，比2000年装机比重的24.9%下降了1个百分点，电量(diànliàng)比重的17.8%下降1.8个百分点。但水电开发率已由2000年装机开发率的21%提高到2020的53%，电量(diànliàng)开发率相当由12.6%提高到36%，都超过目前世界平均水平。

43第四十三页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势(3)核电发展。

到2020年，规划核电容量约为4000万kW，占总装机的4.2%，发电量的6%，比2000年1.2%上升约5个百分点，使电源结构有所改善。

我国核电起步不晚，发展缓慢。2000年只有210万kW，到2002年末为370万kW，加上现在在建规模也只有870万kW。在“十五”期间内计划开工600万一800万kW规模的核电，已过去两年，至今(zhìjīn)一个也没有批准开工。44第四十四页，共52页。中国(zhōnɡɡuó)电力企业发展趋势

(4)气电发展。

规划到2020年燃气发电的容量达7000万kW,占总装机容量的7.3%，电量约3000亿kWh，占总电量的7%。这将使20年内燃气轮机组的比重(bǐzhò