转帖:  这两年，电力行业的日子不好过，国投电力的火电大面积亏损，水电效益下降，川投能源下属水电和火电企业也出现了量价齐跌现象，但长江电力似乎没有受影响，2016年的投资收益率和分红比例都大幅提高。电力行业在发生什么呢？企业盈利会往哪边走呢？        一、行业状况分析        （一）电力体制改革        1、改革方向        2002年，国务院发布《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件，以下简称5号文)，拟通过厂网分离、主辅分离、输配分离、竞价上网四步改革措施逐步构建起竞争性的电力市场，但此次电改只完成了“厂网分开、主辅分离”，而“输配分开、竞价上网”曾小范围试点均告失败。        2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号，以下简称“9号文”)，重启电力改革，加快建设电力市场化交易体系，“管住中间、放开两头”，有序放开输配以外的竞争性环节电价，在上下游的发电和售电环节，推进市场化交易，在售电侧，还计划对社会资本放开——“引导市场主体开展多方直接交易，待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易。”电网公司则从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，促进跨省跨区交易，提倡大用户直购电交易。但整体方案采用“存量不变，变增量”的思路，放开增量配电投资业务，鼓励社会资本投资以混合所有制方式参与配电业务。       此次电改最先受益的主体应是部分发电企业，成本较低的发电企业包括水电、坑口煤电、核电等企业将最先受益，具备规模优势、具有降本增效空间的大型火电企业，其能通过成本降低的方式，提高自身的议价能力。根据中电联数据，2016年，全国发电设备平均利用小时为3785小时，其中，火电设备平均利用小时数为4165小时，而这些发电设备满额利用小时应为8760小时左右，也就是说，国内诸多发电机组的发电利用率不到50%。以前电力交易主要是落实政府计划，由电网统购统销，发电企业没有操作空间，现在有了直接交易市场，发电企业会尽量去减少成本，减少折旧，通过成本管控增加市场竞争力，抢占市场。        此次电改最终受益的还是购电企业，尤其是电力成本占比大的工业企业，降成本效应非常明显。输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元，其中2016年为380亿元。电价改革中，价格主管部门大力推进电力直接交易，据统计，2016年，全国电力直接交易规模约为1万亿千瓦时，占总量的23%，每千瓦时平均降低约6分钱，年减轻企业用电成本约600亿元。        2、改革进度        电力体制改革还处于试点期，市场化的体制尚未完全建立。        5号文发布后，经12年的推进，在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索。但售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，市场化定价机制尚未完全形成，现行电价管理仍以政府定价为主，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。        9号文发布后，国家发改委、能源局发布了《关于有序放开发用电计划的通知》、《电力中长期交易基本规则》、《有序放开配电网业务管理办法》、《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》、《国家电网公司关于做好增量配电试点项目实施工作的通知》等6个配套文件。截止2016年9月，全国组建33家电力交易中心，除海南省外，各省均成立省级电力交易中心；2016年12月确定了第一批105个增量配电试点项目；2017年7月，全面完成了省级电网输配电价核定工作。        2017年上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。大型发电集团的市场化率为25.8%，其中大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%，省间（含跨区）占其市场化交易电量比重16.1%。大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。        （二）供需形势分析        随着经济社会发展对电力的依赖程度越来越高，电力行业发展与经济增长之间的关系已密不可分，用电量数据也一直被作为反映经济发展的“晴雨表”。对电力企业来说，随着电力市场化改革的推进，企业业绩将随经济波动逐渐呈现出量价双升或双降特征。经济企稳回升期，随着用电量需求的增加，电价也会不断提高，出现双升局势，经济下行期，电力需求增速放缓，电价下行，则出现量价双降局势。当然，在产品供需关系中除了需求的影响，供应量因素也非常关键，供需相对增幅的变化，是决定电力价格的决定性因素。        1、十二五时期的供需变化        根据中电联《2016年全国电力供需形势分析预测报告》，十二五时期，社会用电需求增幅放缓，电力供应持续增长，结构不断优化。        （1）电力供应。先从装机容量说起，十二五时期，全国发电装机容量年均增速9.3%，其中水电8.1%，火电6.9%，非化石能源发展迅速，2015年非化石能源发电装机比重提高到35.0%，火电比重则由2010年的73.4%下降到65.7%。2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，其中非化石能源发电装机容量6亿千瓦，占比36.3%。        （2）用电需求。“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。2015年，全社会用电量同比增长0.5%、增速同比回落3.3个百分点，第二产业用电量同比下降1.4%、40年来首次负增长。2016年，全社会用电量5.92万亿千瓦时，同比增长5%，比上年提高4.0个百分点。        2016年，虽然全社会用电量增幅有所回升，但装机增速远高于用电增速，突出的供需矛盾使电能消纳成为困难，弃风弃光弃水问题突出，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。        2、2017年供需形势预测        根据中电联《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2017年6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%，增速同比降低4.3个百分点，电力供应结构持续变化，煤电投资同比下降29.0%、煤电新增装机规模同比下降48.3%，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点。        （1）火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%，增速同比减少3.3个百分点；在电力消费需求较快增长、水电发电量下降等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%。        （2）水电发电量负增长，设备平均利用小时同比下降。全国6000千瓦及以上水电装机3亿千瓦（其中抽水蓄能装机2769万千瓦）、同比增长4.2%。受上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.2%。        （3）风电、光电、核电装机和发电量持续快速增长，设备平均利用小时均同比增长。6月底，全国风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%，太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%，核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。6月底，全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量同比增长21.0%，全国并网太阳能发电量同比增长74.3%，全国核电发电量同比增长19.6%。        根据中电联的《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计全年新增装机约1.1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.6亿千瓦左右，同比增长6.7%，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右。1-9月份，全国基建新增发电生产能力9339万千瓦，比上年同期多投产2070万千瓦。其中，水电823万千瓦、火电3098万千瓦、核电218万千瓦、风电970万千瓦、太阳能发电4231万千瓦。受2016年下半年高基数等因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%，全年同比增长5%左右、与上年总体持平。1-9月份，全国全社会用电量46888亿千瓦时，同比增长6.9%,增速比上年同期提高2.4个百分点。                  2014-2016年我国电力装机容量对比（单位：万千瓦）项目        二、电力企业投资价值分析        1、火电企业没有价值？        在节能环保、低碳发展的大趋势下，在国家大力支持可再生资源发展的背景下，火电企业可谓落魄子。2016年，随着煤价的大幅回升，火电企业面临的是一增三降局面-燃煤成本增加，售电量、电价、利润大幅下降，大部分企业出现亏损，少部分企业只能关停，火电企业经营困难已成共识。风电、光电、水电都有优先发电权，风电、光伏甚至可以享受补贴待遇，火电企业可谓受歧视。但查理.芒格说，我们一定要反过来想，反过来想。也许对现有大型火电企业来说，政策歧视不一定就是坏事。       （1）火电发展受限。在谈“煤”色变的大环境下，控制火电项目已是必然的。2016年，国家采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施严控煤电投资建设，有效控制煤电产能规模，全年取消1240万千瓦不具备核准条件的项目，煤电基地配套项目和电网送出规划建设实现按需推进，常规煤电完成投资973亿元，比上年下降8.3%。       （2）小火电活不了。2017年国务院转发发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组的若干意见》（国发〔2007〕2号），出于节能降耗和污染减排目的，要求关停小火电机组，2017年第一批关停计划共计472.1万千瓦100台机组，其中五大发电集团关停机组容量358.9万千瓦占整个关停数量的76%，其中华能122.1万千瓦、华电142万千瓦、大唐50万千瓦、国电13.8万千瓦、国电投31万千瓦，江苏、河北关停机组最多，北京、天津、安徽关停机组容量最大。除了政策性关停，随着发电计划的有序放开，除了可再生资源调峰机组，既有燃煤发电企业计划电量将逐年减少，而在市场化交易中，小火电机组缺乏规模优势，降本增效空间有限，在成本端和销售端的议价能力不高，只能逐渐被淘汰。所以，对大型火电企业，行业的整合其实是个很大的改革机遇，这样会大大提升行业的集中度，以及在整个产业链当中的话语权。        （3）离不开火电。除了核电，水电、风电、光电等可再生资源发电都要看老天的脸色，风电、光电是24小时内的波动，相对来说水电较为稳定，可以通过调节性水库减少弃水控制发电量，但在枯水期、迎峰度夏高峰期以及极端气候条件下依然离不开火电。四川省水电资源可算丰富，金沙江的向家坝、溪洛渡全国第二大水电基地，雅砻江的两河口、锦屏、二滩等全国第三大水电基地都集中在四川，2016年，为节能减排和缓解水电站弃水压力，四川火电按电网需求的最小运行方式动态安排开机发电，但在8月，火电紧急开机运行达883万千瓦，哪怕在最小需求时段，仍然需要有三分之一的火电机组开机运行。为平抑可再生能源发电波动，促进可再生能源消纳，发改委出台《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，要求安排一定规模煤电机组为可再生能源调峰。        （4）依然是主力。虽然风电、光电持续快速发展，但到2017年9月底，风电、光电发电量合计占比不足5%，发展再快，但基数小增量有限；水电虽然占比17.4%，并且价格低于火电，很有竞争优势，但水电集中的西南地区水电外送通道严重不足，跨区配置的能力与机制跟不上电源投资步伐，除了电网输送能力受限，还有中东部地区出于增税收、促就业的压力，更倾向利用当地的火电而非接纳外来水电，加上逐年提高的征地搬迁等建设成本，短期内，水电也不可能给大型火电企业带来强势冲击。所以，在电力市场化交易中，100万以上千瓦的火电机组目前仍有竞争优势，2017年1-9月，火电发电量仍占总发电量73.6%。        短期看，为应对煤电企业经营困难问题，4月14日发改委印发《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》，帮助煤电企业用煤成本回归合理区间，保障长期稳定的煤炭供应。虽然短期内煤价仍维持高位，但随着社会用电需求逐渐赶上供给增速，火电企业的高发电成本有望向外疏导，预计下半年煤电企业持续亏损状况将逐渐改善，有规模优势的大型火电企业将首先走出困境。长期来看，随着经济趋稳向好，社会用电需求增速的提高，电力供应增速的放缓，可再生资源的调峰需要以及火电新增投资的控制，大型火电机组实现良好盈利并不是不可能。很多朋友争论的国投电力和川投能源孰好孰坏问题，也许不能简单地因为国投电力有40%的火电资产就下结论。        2、水电企业盈利无忧？        （1）水电消纳问题        目前我国最大的两家水电企业分别为长江电力和雅砻江水电。长江电力拥有国内第一、第二大水电基地——三峡、葛洲坝长江梯级枢纽和溪洛渡、向家坝金沙江梯级枢纽，2016年底装机容量为4549.5万千瓦，年发电量2060.6亿千瓦时，关键是这么大的发电量还不愁卖，因为以上电站均属国家“西电东送”战略，根据《有序放开发用电计划的通知》“国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以重点保障，优先发电计划电量以外部分参加受电地区市场化竞价。”这真是人人羡慕的商业模式。同样的，国投电力和川投能源共同投资的全国第三大水电基地雅砻江水电（2016年底装机容量1470万千瓦，全年发电量709亿千瓦时），锦屏一二级、官地1080万千瓦电源组中，也有640万千瓦属于国家“西电东送”战略送电江苏，有优先发电计划保障。但是雅砻江水电与长江电力还是有差距，因为还有一半多的电量留在川渝电网。而四川地区这几年弃水问题突出，消纳困难，2016年四川省弃水电量260亿千瓦时。电量供应充足了，电价自然也不可能的高，2016年，四川省全面下调上网电价，让利企业和居民，导致省内的水电企业因为量价齐跌而效益大减。同时，雅砻江中游的两河口、杨房沟两个水电站早已开建，预计2021年首台机组发电，2022、2023年分别竣工，而拟从雅砻江中游送电至某中部省份的四川第四条特高压直流外送通道，虽然在2013年就已经提出，并被纳入“十三五”规划，但这条线路遭到落点省份反对，导致项目迟迟无法推进，外送通道和消纳市场尚未明确。        2017年10月24日，国家发展改革委 国家能源局发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》（发改运行〔2017〕1830号），提出要加强水电送出通道规划和建设，争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上、新增云南送电能力1300万千瓦以上，确保水电送出通道需求；在保证跨省区送受电一定优先发电计划基础上，富余水电通过参与受电区域市场化竞价扩大外送比例；研究将消纳水电纳入节能环保考核，提高受端省市的积极性，力争“十三五”后期不再新增弃水问题。        （2）回报周期性问题        水电企业的现金牛属性已得到普遍认可，尤其是已完成资本投资进入回报期的企业如长江电力，盈利稳定分红不断增加，目前的加权平均净资产收益率表面看只有15、16%，但随着折旧积累的增加，账面盈利也将不断增加，可谓“一本万利”。但处于投资期的水电企业，却有一个资本消耗的过程。目前水电站的征地搬迁成本越来越高，难度也越来越大，如果建设期拉长，不但建设成本增加，财务成本也会越滚越大，所以在项目投产前期会有一个投资收益率越来越低的痛苦期。雅砻江水电上中下游规划共建22级电站，其中下游5级均已投产，合计装机1470万千瓦，中游一库7级中的两河口（调节性水库）、杨房沟已开工建设，剩余5级电站在勘察中，上游10级电站在规划中。同时，雅砻江水电拟建成风光水互补清洁能源示范基地，已纳入四川省十三五规划，并于2017年1月受让会理中电建大桥新能源有限责任公司51%股权与冕宁中电建大桥新能源有限责任公司60%股权。雅砻江流域沿岸两侧风电、光电资源可开发量超过3000万千瓦，与雅砻江流域规划的水力资源相当，相当于再造一条“雅砻江”。流域枯水季正好是风电和光伏多发的季节，水电的快速启停功能能够保障风电和光伏的优先送出；相反在雨季，风电和光伏出力减弱，水电正好可以多发甚至满发。应该说雅砻江水电如解决了消纳问题，前景将非常好。但是在项目建设过程中，投资者需经常关注建设进度和投产时间，因为预计今后很长一段时间，雅砻江的投资收益率将进入“逐渐降低-突然上升-逐渐降低”的周期。                     

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