2009年中国电力行业风险分析.doc

2009年中国电力行业风险分析一、电力行业运行特点分析 （一）电力行业运行特点 电力供需旺盛，增速创出历史新高。2007年电力需求增速创03年以来新高。全年发电量增速14.95%左右。从2008年1-5月份产业用电情况来看，第一产业用电量320.09亿千瓦时，同比增长5.58%；第二产业用电量10642.15亿千瓦时，同比增长11.60%；第三产业用电量1364.85亿千瓦时，同比增长13.75%；城乡居民生活用电量1629.10亿千瓦时，同比增长18.41%，用电量增速明显加快；1-5月份，城乡居民生活用电量增速比全社会用电量增速高出5.99个百分点，成为带动全社会用电量保持较快增长的新的重要动力。预计08年全年需求增速仍将维持较高水平，节能减排政策和相应的电力需求侧管理手段不会对电力需求造成大的冲击。 电力供需矛盾继续缓和，机组利用小时先降后升。2008年1-5月份，全国电源基本建设完成投资1005.24亿元，新增生产能力（正式投产）2342.18万千瓦，较2007年同期的2800.28万千瓦下降16.36%，其中新增火电生产能力1691.36万千瓦，同比降幅高达30.88%。2008年以来新增装机容量增速处在1998年以来的底端。2008年1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时为1971小时，比去年同期降低39小时，其中5月当月同比下降了12小时。其中，水电设备平均利用小时为1170小时，比去年同期增加58小时；火电设备平均利用小时为2139小时，比去年同期降低58小时。预计08上半年机组利用率仍将小幅回落，至下半年机组利用率将开始有所回升，08年全年设备利用小时基本持平，09年则开始出现明显回升。08、09两年发电设备装机增速将明显放缓，全年新增装机接近9000万千瓦。08年电力供需更加平衡，局部性缺电时间也将缩短。 煤价持续上涨，上网电价小幅上涨，行业效益增长潜力下降。2007年以来我国煤炭市场交易价格一路高歌，无论是坑口价、中转价和消费地价格，还是动力煤、炼焦煤、无烟煤价格均创历史新高。在煤炭行业高度景气的带动下，我国铁路和海运业发展也空前火热，运费不断上涨。在煤炭行业的挤压下，电力行业效益增长的潜力大大下降，电力行业总资产利用率比年初大幅下降，利润增幅也将大大下降。 行业集中度提升，央企相对于地方企业竞争优势加深。2007年，借助“上大压小”政策，五大集团纷纷关停旗下小火电，抢建大型机组，装机增速进一步提高。五大电力集团收购地方发电企业目前成加速趋势。煤价高电价低等因素导致地方电企业成本上涨，很多处于亏损状态。五大电力集团此时介入，将有助于加大地方发电企业集约经营，降低成本以及提升运营质量。同时，收购地方电力企业也将提升五大电力集团的电源份额。综合各方面的情况，我们认为未来竞争格局将呈现中央优于地方的局面。 电力改革成果进一步巩固、主辅分离有望启动。“920”和“647”资产处置也落下帷幕，“主辅分离”的改革又重新提上了日程。根据发改委的规划，“十一五”前两年即06、07年是国家巩固“厂网分离”成果的两年，后三年则是推进“主辅分离”的关键。预计08年电力行业“主辅分离”将会进入实质阶段，短期内蕴藏着诸多风险和机遇，长期来看有利于电力行业总体的发展。短期的机遇集中在火电建设资产的整合，水电建设和电力设计单位的重组等。 （二）2008年电力行业经营效益 08年1-5月，全国电力企业亏损面达到44.7%。江西、山西、安徽和河南亏损面都超过55%。从企业所有权的角度看，国有企业凭借38%的资产份额，只赚取了4.8%的利润份额，资金利润率较低（参见表1、2）。形象的说，国企投入多，向用户索取多，落在自己口袋里的少。外商港澳台资企业经营要好的多。国企与外企如此大的差距很大一部分是因为经营管理水平差别大。 08年1-5月不同所有制电力企业基本情况分析 单位：个、亿元 分组名称 单位数 亏损面 销售收入 同比增长 全国全部 315944.67%4117 17.75国有企业 80354.17%1504 19.64集体企业 6640.91%22 -10.14股份合作 4332.56%7 9.61股份制企业 26437.12%249 18.69私营企业 44835.04%64 18.16外商、港澳台 39242.09%927 10.60其他 114345.06%1345 21.48 资料来源：国统局、世经未来整理 08年1-5月不同所有制电力企业财务指标分析（1） 单位：亿元 分组名称 利润 同比增长 资产总计 同比增长 全国全部 63-82.56%2857416.69 国有企业 3-97.57%1085916.33 集体企业 -2193.28%1270.07 股份合作 0-261.64%572.29 股份制企业 1-94.65%187325.44 私营企业 3-8.59%60021.57 外商、港澳台 63-47.02%47328.49 其他 -6-105.26%1032619.78 资料来源：国统局、世经未来整理 1、2008年电力行业盈利能力分析 截至07年底，电力行业的盈利能力总体来看比较乐观，但2008年随着燃料成本的大幅上升，盈利能力急剧恶化。2008年销售毛利率、销售利润率和去年相比均大幅下降 （参见表3）。 近年电力行业盈利能力分析盈利能力 2008年5月 2007年11月 2006年 2005年 2004年 销售毛利率（） 8.6311.88 11.92 11.20 12.41 销售利润率（） 1.367.26 6.80 5.85 5.22 资产报酬率（） 2.805.20 4.75 4.23 4.33 资料来源：国统局、世经未来整理 单独来看，资产报酬率从06年开始大幅度爬升，06年能够大幅上涨的主要原因是煤电联动政策提升了上网电价（参见图1）。07年继续上升是06年提价的惯性作用。08年则出现了大幅回落。煤炭价格和电力价格总是交替上升，你追我赶。 近年电力行业资产报酬率分析 资料来源：国统局、世经未来整理 2、2008年电力行业营运能力分析 营运能力体现了企业的经营管理水平，最主要的衡量指标是如下两个周转率。表格中的数据和现实情况比较符合，06、07年电力行业的周转能力确实有一定的提高（参见表4）。08年提升更为明显。这一能力主要靠政府相关条例的规范。 近年电力行业营运能力分析营运能力 2008年5月2007年11月 2006年 2005年 2004年 应收帐款周转率（） 15.7515.20 16.11 14.59 11.64 流动资产周转率（） 3.223.15 3.03 2.64 2.25 资料来源：国统局、世经未来整理 对于电厂来说，应收帐款主要是电网企业拖欠的电费（参见图2）。07年以前，国家在规范电网和电厂结算方面政策力度不够。加上电网的强势地位，电厂对于电网企业的拖欠常常敢怒不敢言。07、08年电监会出台了多条专门针对厂网结算电费的条例，能够有效地保障电网缩短结算期，因而也可以大大提高电力企业的周转率。 近年电力行业应收帐款周转率分析 资料来源：国统局、世经未来整理 3、2008年电力行业偿债能力分析 偿债能力包括短期偿债能力和长期偿债能力。前者的主要体现指标是负债率，后者是亏损面和利息保障倍数（参见表5）。 近年电力行业偿债能力分析偿债能力 2008年5月2007年11月 2006年 2005年 2004年 负债率（） 62.3957.90 56.83 56.83 64.02 亏损面（） 40.6226.17 27.41 29.90 34.92 利息保障倍数（倍） 1.333.02 3.10 2.85 2.50 资料来源：国统局、世经未来整理 负债率提高并非是一件坏事，投资力度很大的时期，负债率会有明显的上升。分析历年的数据能够看出，电力行业总的负债率有下降的趋势，但是下降的动力不大（参见图3）。细分看，虽然发电行业投资动力有一定的下降，但是电网行业的投资热情弥补了发电行业下降的趋势。电网企业负债率更高一些，因此，总的来看电力行业的负债率有上升的趋势。 近年电力行业负债率分析 资料来源：国统局、世经未来整理 4、 2008年电力行业发展能力分析 发展能力是衡量企业长久发展水平的指标群，主要是以下几个增长率（参见表6）。 近年电力行业发展能力分析发展能力 2008年5月 2007年11月 2006年 2005年 2004年 应收帐款增长率（） 12.4312.35 7.49 -2.79 -3.09 利润总额增长率（） -74.0139.01 44.18 21.60 11.66 资产增长率（） 9.1615.23 12.88 8.62 8.51 销售收入增长率（） 16.5120.01 20.22 21.5122.46 资料来源：国统局、世经未来整理 利润增长率是反映企业发展能力的核心指标，反映了企业实现价值最大化的扩张速度。2008年1-5月利润增速为-74，这说明企业的发展能力到了恶化的地步。 近年电力行业利润总额增长率分析 资料来源：国统局、世经未来整理 总的来看电力行业的财务状况在2008年出现了非常大的恶化。其特点是行业受政策影响巨大，这已经超出企业甚至行业的能力范围。如果排除政策因素（主要是煤电矛盾协调政策），电力行业的财务状况会好一些。二、电力行业运行风险分析 1、政策风险 行业最主要的政策风险是煤电联动政策带来的风险，如果实施联动政策，则当年和未来一年电力行业的整体经营状况会很乐观。反之从销售利润到利息保障倍数等指标都将面临很大的波动风险。预计在煤炭价格放开的条件下，电力行业将持续处于被动的境地，因而煤电联动政策迟早都将实施，虽然一两年内行业偿债能力可能会有大幅下降，但是站在长远的角度电力行业的贷款总是可以还清，因此电力行业短期政策风险中等，长期风险偏小。 2、宏观经济波动风险 宏观经济波动导致经济基本面出现波动，继而导致全社会用电普遍出现波动，因此，宏观经济波动主要通过电力需求把风险传递给电力行业。预计为未来几年里，电力需求仍将保持增长的态势，当然增长幅度由所下降。我们对宏观经济波动风险评价是中等。 3、技术风险 电力行业面临的技术风险主要是应用了落后发电或输配电技术的电力企业，例如小火电。通过本文的分析我们认为，常规燃煤机组30万千瓦以下的项目，20万千瓦以下热电联产项目，能耗和排污水平高于地区平均水平的电力项目技术风险较高。新能源方面，除了风电比较成熟以外，其余的光伏发电、潮汐地热等都有很高的技术风险。 4、供求风险 中国正在进行电力市场改革，改革的方向是竞价上网，在比较高级的电力市场阶段，发电厂在电力市场中可以和大量的供电商以及大用户直接签订协议，制定电价和电量。然而目前中国电力市场建设进度缓慢，预计5、6年之后，区域竞价上网才可能形成一定的规模。所以，短期内电力行业面临的供求风险不太大。 5、燃料风险 燃料风险是当前和未来几年时间里电力行业面临的最主要的风险。无论是发电用天然气还是电煤，价格都在一路猛涨。而国家对于梳理煤电矛盾还没有特别高效实用的手段。对于燃料，我们的评价是高风险。三、电力行业发展预测 电力行业未来发展趋势可以体现在以下几个方面： 首先，电力供给与需求的矛盾继续向缓和的方向发展，供需平衡已经达成并且略微趋紧，这将会带来发电设备利用小时数稳中上升的趋势，促进整个发电行业利润提升。 其次，随着火电行业资金利润率趋向低点，第三次煤电联动的预期越来越强烈，如果全面联动则需要将社会非农业用电电价每度上调1.31.7分。是否联动需要看08年上半年火电行业资金利用率的走势、火电行业成本增幅和收入增幅的对比情况。从08年上半年行业盈利压力看，全面联动将会逐步推进。 第三，08年我国电力行业结构将继续改善，大容量高效机组比例将继续增加，因此行业利润水平也有结构性的差别，以大机组为主的电厂盈利，小机组比例高的电厂亏损。国家将会根据电力供需状况来把握政策的力度。究竟是调高中小机组的电价以应电力一时之需，还是继续保持压力、促进以大代小都要看前半年、尤其是夏季用电高峰时期的电力供需状况。对此我们将密切跟踪、及时分析。 第四，08年以后，我国电力行业投资重心也有明显的转移，电网行业、水电行业、核电行业和风力发电行业将成为新的投资热点。“十一五”时期电网行业总投资不断上调已经从1.2万亿调至1.5万亿，电力行业总投资达3万亿。预计随着建设的开展，还有进一步追加投资的可能。风电的总投资应该在3000万到5000万之间，水电行业投资将在7000亿到8000亿之间，核电1500亿左右。这三项投资与以前相比均有大幅度上升。 （一）政策变化趋势预测 纵贯2007年，国家颁布的与电力行业相关的政策继续奉行了节能环保可持续的主导思想。在这一思想的作用下，近年来我国在这些方面出台了许多配套政策，政策的执行也取得了明显的成效。2008年我国火电结构调整取得了突出的成绩，关停任务超额完成。脱硫装置安装也取得了长足的进步，火电机组脱硫率超过50%。电力技术进步显著，在大型超超临界燃煤机组、大型水电机组、大型循环流化床锅炉、大容量核电机组等诸多方面取得了重要突破。 需要注意，尽管我国在这些方面已经取得了成绩，但是仍然面临着许多问题。即使火电装机规模结构调整得以顺利推进，到了2010年，我国10万千瓦以下装机仍然有8000多万千瓦。其中除去资源综合利用和生物质能发电系统外，常规的燃煤发电系统仍然有4、5千万千瓦。这些机组的淘汰和节能改造工作也需要强有力的政策来保障。我们预测，这些小型燃煤机组将会依据各自的特点进行节能改造，靠近热负荷区域而且周围没有集中供热的大型热电机组的，将会优先改造成热电机组，靠近生物质能产区或者劣质煤、煤矸石产区的可以改造成对应的环保机组。 在电源类型结构方面，国家将仍然坚持强化发展非火电源的思想。鼓励发展水电、其他可再生能源发电、核电等等。目前，可再生能源发电的政策鼓励体系已经基本建立，未来可能出台相应的细化政策，或者调整性政策。新的水电鼓励政策有望进一步出台，尤其是明确小水电和微水电的相关权益义务和发展规划。西藏水电开发规划有望在“十一五”期间内逐步明确。 （二）成本及价格趋势预测 发电行业成本主要是燃料、投资折旧、人工等。火电行业燃料最多，折旧其次。水电行业折旧最多，人工次之。电网行业以折旧为主。 燃料成本将会一路上涨，中短期内下调的可能性很小。折旧主要取决于造价，以火电行业为例，火电建设热潮渐退，08年以后造价将趋于下降。火电工程单位概算从2001年的5000元/千瓦左右下降到2005年的4000元/千瓦左右，下降幅度约20；单位决算从2001年的4800元/千瓦左右下降到2005年的3600元/千瓦左右，下降幅度约25。从项目所在地区看，单位造价东北地区最高，南方地区最低。决算与概算相比，华北地区降幅最大，东北地区降幅最小。 2006年火电工