本帖最后由 毛毛虫66 于 2016-12-13 12:19 编辑
一、电改加速，电价改革大幕拉开 ![]() 2015 年 3 月份，新一轮电力体制改革的指导性文件《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》正式出台，开启了万亿电力市场改革大幕。之后，发改委分 别就新能源发电、需求侧管理、输配电价改革试点和跨省跨区电力交易出具指导方案。 ![]() 国家对未来五年价格机制改革大方向做了明确安排，要求减少政府对价格形成的干预， 全面放开竞争性领域商品和服务的价格，放开电力、石油、天然气、交通运输、电信等 领域竞争性环节的价格。
1、政策频出，售电市场加快形成 【2015电改大事记】 2015 年3月，新一轮电力体制改革的指导性文件《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》正式出台，开启了万亿电力市场改革大幕。 3 月 20 日《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》 4月7日《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》 4月13日《国家发展改革委关于贯彻中2015~9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》 5月5日《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》——分别就新能源发电、需求侧管理、输配电价改革 试点和跨省跨区电力交易等不同角度为放开售电市场奠定了基础。 10 月 15 日，《中共中央国务院发布关于推进价格机制改革的若干意见》——到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、 规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。 11 月 3 日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》——明确未来五年价格机制改革的大方向，其中要求减少政府对价格形成的干预，全面放开竞 争性领域商品和服务的价格，放开电力、石油、天然气、交通运输、电信等领域竞争性环节的价格。 11 月 30 日《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力 市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》以及《关于加强和规范 燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等6大重要配套政策——对市场 交易主体、交易模式、交易品种、交易方式、交易周期、电能电量平衡机制、电力价格平衡机制、交易机构、风险规避方式、市场监管以及自备电厂的规范化管理等方面做了 详细说明，有力推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，加快了电力市场建设进度。 2、试点区域改革进度加快 目前我国已经有 7 个实施输配电价改革试点的省份：广东（深圳）、内蒙古（蒙西）、安徽、湖北、宁夏、云南和贵州，其中深圳市和蒙西地区已经率先完成了输配电价改革， 特别是蒙西地区的输配电价改革方案具有典型意义。 我国的输配电价改革进度有望加速。 目前，试点区域的售电改革又有新进展：贵州和云南将作为中国首批电力体制改革综合试点省份，率先进行电力体制深化改革。
二、供需形势：用电需求不振，火电供应过剩 2016 年，随着我国宏观经济仍处于底部调整，全社会用电量仍不会有大的起色，2016 年全社会用电量与今年基本持平。受去产能影响，第二产业用电占比将继续回落。明年我国清洁能源装机仍快速增长，全国电力供需形势仍将保持宽松平衡，全国机组利用小时预计为 3730 小时，火电利用小时降至 4015 小时。 1、用电需求：经济处于“换挡”期，用电需求不振 目前我国宏观经济正处于底部调整，增长速度由过去的高速换挡到中速。2015 年前三 季度GDP同比增长6.64%。根据 Wind 数据，全年 GDP 增速预计在 6.92%，2016 年 GDP 同比增长率进一步下降到 6.53%。从用电量上看，1-11月，全国全社会用电量累计50493亿千瓦时，同比增长0.7%。增速环比下降，低于去年同期约3.09%，表明经济增速下滑导致全社会用电量增速快速下降。 预计2015年和2016 年全社会用电量与 2014 年相当，约为 55233 亿千瓦时。 2、电力装机：总装机增速放缓，新能源增速较快 截至 10 月底，全国 6000 千瓦以上装机容量达到 139353 万千瓦，同比增长 9.5%。其 中：水电、火电、核电、风电装机容量分别达到 27456、95260、2414、11061 万千瓦， 累计增速分别为 6.5%、7.0%、35.8%、25.6%。 2015 年，电力装机预计达 14.6 亿千瓦，增速小幅回落。2015 年全国新增发电装机容量约 1 亿千瓦左右，全国发电装机容量将达到 14.6 亿千瓦左右。新增水电 1400 万千瓦，火电 5000 万千瓦，核电 800 万千瓦，风电 1700 万千瓦，太阳能发电 900 万千瓦， 全国装机增速为 7.2%，较去年同期增速 8.7%回落 1.5 个百分点。 2016 年，电力装机预计达到 15.4 亿千瓦，增幅继续回落。2016年新增水电 1000 万千瓦，火电 4400 万千瓦，核电 700 万千瓦，风电 1800 万千瓦，太阳能 1000 万千瓦，全国装机增速为 6.2%，较 2015 年增速回落 1.0 个百分点。 火电：截止到 10 月份，火电装机新增 4336 万千瓦，预计2015 年新增火电机组约 5000 万千瓦，2016 年新增火电装机 4400 万千瓦。 水电：截止到 10 月份，水电装机新增 1258 万千瓦，预计2015 年水电新投产装机容量约 1400 万千瓦，2016 年新增水电装机 1000 万千瓦。 风电：截止到 10 月份，风电装机新增 1384 万千瓦，预计2015 年风电新增 装机容量约 1700 万千瓦，2016 年新增风电装机 1800 万千瓦。 太阳能发电：截止到 10 月份，太阳能发电新增731万千瓦，预计2015 年 太阳能新增装机容量约 900 万千瓦，2016 年新增太阳能发电 1000 万千瓦。 核电：今年前期集中建设的多台核电机组投产。截止到10月份，核电新增装机547 万千瓦，预计2015 年核电投产规模为 800 万千瓦，2016 年新增核电700 万千瓦。 3、利用小时：装机增速快于用电增速，利用小时继续下降 根据12月16日国家能源局公布的最新电力行业数据今年1~11月，全国发电设备累计平均利用小时为3597小时，同比减少309小时。其中，水电设备平均利用小时为3256小时，减少139小时；除发电总量受宏观经济影响整体增速下行外，受风电、水电、核电等各类清洁能源大力发展的替代作用影响，火电设备平均利用小时为3916小时，减少355小时。由于社会用电需求不振，但 2015-2016 全年装机增速分别为 7.2%和 6.2%，电力供需将呈宽松平衡势态，总体利用小时将有所下降。 预计 2015 年全年利用小时 3983 小时，2016 年全年利用小时为 3730 小时。测算今年火电利用小时数为 4388， 2016 年为 4015。
三、火电盈利分析 随着国内电煤价格持续回落，前三季度，火电企业利润同比增长 12%，毛利率达到 24.3%，度电利润 0.054 元/千瓦时，创历年新高。2016年，利用小时继续下滑，煤炭价格下降幅度有限，预计全行业利润总额为 2005 亿元，同比下降约 8.1%。 1、2015 年煤价大幅下降，度电利润提高 2013 年以来，国内电煤价格持续回落，火电子行业盈利不断提升。尽管在今年 4 月由于煤电联动全国火电上网电价平均下调 2 分钱，但是由于煤炭价格同比大幅下降（秦皇岛 5500 大卡前三季度平均价格同比下降 15.85%），火电的盈利水平仍然再创新高。 前三季度火电行业营收为 9578 亿元，同比下降 7%；营业成本 7249 亿元，同比下降 9%；利润总额为 1709 亿元，同比增长 12%；度电利润为 5.4 分，同比增长 0.5 分； 毛利率为 24.3%，同比增长 2.4 个百分点。 2、原料端：煤炭供应仍然过剩，煤价处于底部 2-1.建设期产能逐步释放，未来几年煤炭产能仍处高位。由于之前煤矿固定资产投资处于较高水平，未来煤炭产能释放压力仍较大。但受宏观经济增速放缓和转型发展影响，煤炭 需求增长仍较为低迷，对产量增长形成压制。 从上表可以看出，未来几年内我国煤炭的产能仍然居高不下，供需保持宽松。我们预计， 2015～16 年，全国煤炭产量将达到36.4 和 37.1 亿吨，对应增速分别为-6.0%和 2.0%， 全国煤炭供过于求的局面仍较为严重。 2-2.宏观经济转型发展，煤炭需求增速低迷。我国经济转型发展，宏观经济进入中速发展阶 段，房地产产业链基本面向下，地产投资减速，钢铁、建材等产能过剩行业去产能趋势明确，同时大气环保压力升级，河北等地区煤炭消费量要求实现负增长，全国煤炭需求增长低迷。 2-3.近期煤价呈低位小幅波动，价格下行空间有限。 年初以来，由于供需宽松形势并未改变，煤价一路下探。近期在天气因素和上游煤矿被动减产等原因，煤价总体呈低位小幅波动势态。 数据显示，截至12月18日，秦皇岛港5500大卡/千克动力末煤含税平仓价格为359元/吨，较前一周上涨4元/吨，涨幅为1.13%；秦皇岛至广州（5万至6万DWT）航线运价报收于32.4元/吨，较前一周上涨2.2元/吨，涨幅为7.28%。由此来看，近期煤炭海运费上涨主要反映的是航运市场运力不足，并非煤炭需求激增。 虽然已是深冬，但是沿海地区主要火电企业的日均耗煤量依然徘徊在60万吨/日，低于近几年的同期水平。12月18日，沿海地区主要电力集团日均耗煤量合计为60.6万吨，存煤可用天数为19.47天。火电企业对动力煤的需求处于稳中偏弱状态。 国际煤价低位盘整。截至 12 月 02 日，澳洲 BJ 动力煤价格为 53.09 美元/吨，较上月同期51.47 美元/吨上升 1.62 美元/吨，较年初 62.95 美元/吨下降 9.86 美元/ 吨，降幅为15.7%，年初至今均价为 59.79 元/吨，较去年同期下降 16.8%。 对于火电企业而言，其生产经营成本的70%左右源于燃煤原料成本。在电厂电价相对稳定的条件下，作为上游原料的动力煤价格走势对电厂利润影响很大。国内外煤炭价格经历了2014、2015年累计深达60%的下跌幅度后，底部空间被深度压缩，继续下挫空间已不大，意味着火电企业从原料端获取超额收益的可能性即使存在，但是空间也极为有限。
3、2016 年火电行业盈利预测及敏感性分析 3-1.分析前提与假设 为了对火电板块今明两年盈利进行测算，依照前文的数据和预测值进行假设： 装机假设：2015～2016 年火电装机容量分别为 9.6、10.1 亿千瓦。 电量假设：2015～2016 年全年火电利用小时分别为 4388、4015 小时。 电价假设：暂不考虑火电价格变动，保持目前的上网电价不变。 煤价假设：2015 年全年煤价下降16%，目前底部盘整的趋势很强。根据调研结果，环渤海指数350-360/克价格被很多上游生产商视为开/停工的分水岭，所以我们大胆假设2016 年煤价继续下降，极端降价幅度按10元/克（约为3%）计算 3-2.火电行业盈利测算 2015 年火电行业全年利润预计为 2182 亿元，同比增长 4.9%，再创历史新高，度电利润为 5.3 分/千瓦时，主要原因是煤炭价格大幅下跌。虽然营收同比下降5.9%，但主营成本下降7.8%，最终导致利润总额增长4.9%。 2016 年火电行业全年利润预计为 2005 亿元，同比下降 8.1%，度电利润是 5.1 分，同比今年的 5.3 分下降3.8%。主要原因是由于水电、核电、风电和太阳能发电装机继续增长，并且调度优先级高于火电，导致火电的利用小时数下降 8.5%，大于火电装机 4.6% 的增长幅度，因此营收同比下降 4.0%，下降幅度大于营业成本 3.0%的下降幅度，最终导致利润总额下降 8.1%。 3-3.模型计算煤价、利用小时（代表生产效率）、电价波动对火电行业利润的测算
四、电价调整对火电企业的影响 4-1.电价调整政策 除了电力工业数据外，在全国空气雾霾笼罩，国家官方接连两条关于调整上网电价的消息引发了电力和环保市场的热议： （1）燃煤发电上网电价将下调，预计全国平均降幅每千瓦时0.03元，从2016年1月1日起开始执行。 （2）国家发改委和环保部联合发布的《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.03元（含税）；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱（含税）。
4-2.政策面解读 两条电价调整消息均涉及燃煤发电上网电价，其释放出的信号是： 一、目前依靠价格机制鼓励燃煤机组进行环保升级已经成为国家促进节能减排的重要手段。 二、显示价格机制仍然是新电改的核心，无论是从要建立独立输配电价体系，还是从理清现有的电价交叉补贴，抑或是开展输配电电价测算工作等，最终的目的都是要建立以市场为主导地位的电价新机制。因此，有理由认为电价改革依然是主线和利益调节杠杆。
4-3.新政对火电企业的实际影响测算 【背景分析】 1.下调上网电价的决定来自于我国长期实行的煤电联动政策。去年以来，煤价下跌幅度过大，国内对于电富煤穷的现象抗议声很大，早在2015年4 月8 日，国务院常务会议就决定按照煤电联动机制，下调燃煤发电上网电价平均每度约0.02元。 2.是随着煤炭市场价格的一路下跌，降电价的呼声一直响彻2015年始末；与此同时，各地GDP的走低，也让各地方政府迫切希望找到一条快捷、明显的调控方法来缓解工商业的盈利压力，那么调低工商业电价，无疑被看作一剂神药，在政府工作会议中也被时常提及。 【电价“一升一降”的平衡性分析】 超低排放机组享受脱硫脱硝电价补贴，在当前超低排放改造已具有良好基础的条件下，随着国家鼓励燃煤机组超低排放的电价政策的出台，超低排放经济社会效益明显，发电企业更有动力加大超低排放改造力度，是利国利民的好事。 但是深层次的思考不难发现，在中国电力市场这样的“半市场化（煤炭市场化采购）半计划性（电价由发改委统一决定）”的运行模式里，国家这次的一升一降，最终给电力企业带来的却是利好有限，更多的是利润的流失！
具体从以下几点分析电价调整后的火电境遇： （1）火电电价在国内处于被挤压、被清洁能源无情替代的角色 如下图，火电上网电价成为仅次于水电的“廉价电”。而水电以成本低廉著称，这样比较下来，火电就具有“成本高，电价低”的不利处境。 （2）清洁机组发电补贴捉襟见肘 从直观上计算，实现超低排放，发电企业平均每度电的成本增加了0.025元，按照全国平均发电成本0.35元，火电平均上网标杆电价0.4元测算，新增成本占单度发电利润50%。一方面，此次补贴政策有利于减少企业改造阻力,但0.005~0.01元的单位补贴尚不足以完全覆盖超低排放带来的成本缺口。另一方面，在目前的电价本身并没有完全放开的情况下，这一寄望价格刺激企业转身投资降低排放实施的效果暂时看仍难估计。 （3）完结的补贴盛宴 电厂产品端（售电）将被推上前沿，参与售电市场竞争。从新政策里可以推测出，未来电力市场的趋势就是由政府不再做发电计划，而是核定输配电价，电网按照输配电价进行输配电，由独立的交易机构和售电公司进行销售,用户可自行选择购电。如果这样的电力市场一形成，显然政府不可能再在价格上给予较低排放的燃煤机组和可再生能源机组任何优惠。无论是成本较高的燃煤机组还是长期享受补贴的可再生能源机组都面临着离开政策的庇护直接走向市场竞争。 一旦形成自由选择的市场，即使清洁能源和排放较低的机组被安排优先发电，但在价格上没有足够的优势，或者用电企业能得到更多的优惠政策，这些成本较高的机组很难在市场竞争中站稳脚跟。到了那个时候，政府也不可能再走回头路，通过调价的方式来支持清洁能源和低排放机组。 （4）火电机组难以高效率开工使补贴效果大打折扣。 对清洁燃煤机组的补贴不仅成本上杯水车薪，而且在目前火电企业严重“发力不全”的现状下，发电补贴相比较直接电价端扣除更是一道很难平衡的天平。虽然《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先发电制度的要求，提出了保障措施：要求各地安排年度发电计划时，要充分预留发电空间。火电作为调峰的第一选择，表面上有政策良好支持，但是今年以来的实际情况已经明显看出：由于经济下行，电力需求并不紧张，“电荒”随着近年来电力系统的大力建设，已经数年未见，甚至会消失在历史舞台；而供大于求的电力供需失衡情况严重，加上“弃电”、“窝电”现象频出，已倒逼发电企业不得不一再降低机组运行效率，即使是用电量领先的长三角地区，我们调研的结果表明，今年以来，由于用电需求不旺，电厂火电机组均降低负荷运转，即使是迎峰度夏的节气，机组开工率也只有6成左右。近年来，全国电厂发电设备利用小时数呈一路下行状态。如图： 由下图可见，在其它条件（如煤价）固定的条件下，发电利用小时每减少5%，对火电行业利润的冲击将是13%；如果减少10%，对火电行业利润的冲击将是26%，呈正比例类推。所以今明两年受经济下滑影响，电厂既得效益下滑将非常严重！ （5）未来火电发展有受制趋势，而动电价的呼声还在愈演愈烈 目前，除了优先安排发电之外，在已经出台的电改方案和配套文件上，还没有看到对于清洁能源和超低排放机组的支持政策，或是对购买这些机组电量的用户的补贴优惠政策的细则。但是根据上文分析，大量的火电机组在全国各地，仍在不断建设中，未来的电力过剩，有加剧的趋势，火电行业内部的竞争将更加激烈。
（6）电价下调将如釜底抽薪 根据新政下，燃煤发电上网电价全国平均下调每千瓦时0.03元的现实。据估算，如果上网电价下调0.03元／千瓦时，相当于下调0.03/0.4=7.5%的比例，根据我们之前测算的表格（如下），如果煤价和利用小时数不变，电价下调5%时，火电行业利润总额将下降29%；下调10%时，火电行业利润总额将下降 57%；在电厂正常生产即发电利用小时不变的情况下，电价下调7.5%将影响火电行业盈利达43%左右。再结合前文利润总表数据推算利润流失，即是2182 X 43% = 938.26(亿元)。 换个角度，以最新的电力数据推算，全国火电系统年损失将超千亿级别，即使按五大发电集团利润将至少损失500亿元以上！和敏感度测算的结果基本吻合。
可以预见的是，当政府的价格“红包”走到尽头后，这些被寄予希望驱散雾霾、节能环保的火电机组，在残酷的市场竞争中，在发电效率严重低下的尴尬处境中，同样存在着存活的隐忧。 无情被收去的利润，将深深影响发电行业的整体效益，即使同步发布的清洁排放机组补贴相比电价的下降根本就是小巫见大巫，对火电企业利润的剥夺将是巨大的。对于即将到来的2016年，火电行业的生存窘境，也当引起市场人士的关注。
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发表于 2016-10-11 22:10:10
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