电力行业发展趋势及风险分析

电力行业发展趋势及风险分析

一、2016年电力行业发展及盈利水平预测

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2015年基本持平。受去产能影响，第二产业用电占比将继续回落。2016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。

（一）中国电力需求预测

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%。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%。预计2015年和2016年全社会用电量与2014年持平，约为55233亿千瓦时。

第三产业用电量在全社会用电量中的占比来看，过去五年不断提高：2010年为10.73%，2011年为10.83%，2012年为11.47%，2013年为11.79%，2014年为12.06%，2015年前十个月为13.00%。以上表明我国经济结构不断优化，第三产业开始占据越来越重要的地位。

预计2015年新增火电机组约5000万千瓦，水电新投产装机容量约1400万千瓦，风电新增装机容量约1700万千瓦，太阳能新增装机容量约900万千瓦。预计2016年新增火电装机4400万千瓦，新增水电装机1000万千瓦，新增风电装机1800万千瓦。2015年前期集中建设的多台核电机组投产。截止到2015年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。

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。

（二）中国火电行业盈利水平预测

随着国内电煤价格持续回落，2015年前三季度，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%。

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2015年4月份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，火电的盈利水平仍然再创新高。2015年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。

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。未来几年内我国煤炭的产能仍然居高不下，供需保持宽松。预计2015、2016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。

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2015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%。如果煤价和利用小时数不变，电价下调3%时，火电行业利润总额将下降17%，下调5%时，火电行业利润总额将下降29%。

（三）中国水电行业盈利水平预测

预计2015年全年水电利用小时为3450小时。预计在2016年来水达到常年平均水平，全年利用小时数为3500小时。受益于水电装机的增长，2015年前三季度水电行业实现利润总额600亿元，与2014年前三季度同比增长5%，实现毛利率48%，同比下降2个百分点，度电利润8.0分。

目前我国启动了新一轮电力体制改革，放开发电侧和售电侧的竞争，水电作为最具竞争力的清洁能源，在电价市场化的过程中将明显受益。2014年我国水电上网平均电价为0.302元/千瓦时，是我国各能源发电电价水平最低的，较燃煤电厂平均上网电价低0.092元/千瓦时，随着改革力度的加大，电力市场化推进，

水电竞价上网优势明显，电价水平提升空间巨大。

水电与火电不同，由于水电调度优先级高于火电，因此水电的利用小时受经济影响程度比火电小，主要是由当年来水情况决定。水电的成本主要由大坝和水电机组的折旧以及财务费用构成，而火电还需要花费大量费用采购煤炭。2015年前三季度，水电的度电营业成本为0.15元/千瓦时，远低于火电的同期度电营业成本0.23元/千瓦时。

2015年水电行业利润总额预计达到680亿元，同比增长1.3%，毛利率为45.2%，度电利润为0.064元/千瓦时。2016年水电行业利润总额预计达到719亿元，同比增长5.7%，毛利率为46.0%，度电利润为0.064元/千瓦时。另外，水电行业盈利敏感性，当电价提高1%，盈利增加4.0%；当利用小时提高1%，利润增加3.8%，两者对盈利的影响比例接近1：1。

二、新电改六大配套文件出台 电力市场竞争白热化

2015年11月30日，为贯彻落实《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》（即电改9号文），国家发改委、国家能源局正式发布新一轮电改的6大核心配套文件，内容涉及输配电价改革、电力市场建设、组建交易机构、放开发电计划、推进售电侧改革、加强自备电厂监管等。这标志我国新一轮电力体制改革制度建设初步完成，将步入全面实施阶段。此轮电改之所以为“新”，是因为距离上一次改革已经过去整整12年。毋庸置疑，在中国进行电改是一个极其漫长和艰难的过程。从2015年3月23日“新电改”首个配套文件发布，到此次六大关键性配套文件正式出台，已经过去了8个月。新一轮电力体制改革正向核心区推进。

本轮电力体制改革将会带来电力行业运行机制的深刻改变，最直观的体现当属2016年电力市场或将迎来全方位竞争。在电力批发市场上，发电企业需要为了争夺有资格进入直接双边市场的电力大用户展开竞争。在当前电力需求不旺、各地区普遍供大于求的大环境下，竞争首先会体现在价格上，从甘肃省近两年直接交易的试点工作中可见一斑。残酷的市场竞争还会促进发电企业提高效率，降低成本。从长远上看，也会对一直以来发电集团习惯的外延式发展模式有所触动，引导发电企业优化投资，逐步走向内涵式发展。

在电力零售市场上，引入零售竞争意味着没有资格进入批发市场的中小电力用户有了更多的选择权，这将对现在的供电企业造成巨大的竞争压力。以美国的德克萨斯州为例，无论是居民还是小型商业用户，都可以从网站或手机客户端上非常方便的通过输入邮政编码或街区信息来查询各种零售商的产品与服务。数百

个零售服务商的多产品选择和信息透明服务，大大强化了中小用户的选择权，也有效地降低了电力零售价格，本身就是电力竞争所带来的直接好处。此外除了价格，零售竞争还将体现在商业模式和综合能源服务等多个方面，会从根本上改变当前的电力服务和能源服务市场格局。

电力市场有效竞争，将让落后的产能逐渐被优秀的产能淘汰掉，同时又符合现在能源行业的发展趋势。通过外部成本内部化，以及在公开市场上进行自由竞争，从而促进高排放、低参数的机组淘汰。通过加强形成多买多卖的电力市场，使市场传导畅通的机制作用发挥出来，同时随着各类投资主体的进入，政府监督得到加强，终端用户能获得选择权。

第一节 外部环境风险

一、宏观经济波动的风险

电力企业经营状况与经济周期的相关性较高，经济下行周期将直接引起工业生产及居民生活电力需求的减少以及电力企业竞争加剧，使电力行业的发展受到较大影响。导致2015年经济增速下滑的各种因素，例如投资需求的低迷、出口增速的大幅下降等等，在2016年并不会出现根本性的好转。因此2016年中国经济增速仍或将维持下滑走势。经济疲软，行业需求也会相应降低，造成经营效益下降，电力行业面临经济下行带来的宏观环境风险。

二、政策风险

（一）电力体制改革的风险

走过10余年历程的电力体制改革于2015年重新上路。2015年3月22日，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文），新一轮电改涉及电价改革、电网独立、放开市场等一系列核心内容。9号文按照管住中间、放开两头的体制架构，明确了“三放开、一独立、三强化”的改革路线图，新一轮电改大幕正式开启。

按照9号文的指导精神，11月30日，国家发展改革委和国家能源局发布6个电力体制改革配套文件，从输配电价、交易机构、发用电计划、售电侧等重点领域进行改革部署，标志着电力体制改革进入全面试点、有序推进的实施阶段。配套文件出台以后，不仅要推进电力体制改革综合试点，还要针对区域发展差异，因地制宜推进输配电价等各个专项试点。

新一轮电改将对中国电力行业产生深远影响，发电企业、电网企业、终端用户的利益格局等都将在改革的推进下产生变化，这也将给电力行业带来新的挑战。

（二）环保风险

随着国家环保标准的提高，未来将对电力公司所属电厂的环保改造和投运提出更高要求，火电厂因违反环保法律法规而受到行政处罚或其他惩罚性措施的风险不断加大。电力企业只有通过先行先试，增加环保设施技术改造投入，实现污染物排放达标，从而降低环保风险。

第二节 行业运行风险

一、原材料价格波动 下调上网电价的风险

燃料成本在火力发电营业成本中占有较大比重，燃料成本主要包括燃煤及天然气的采购成本。燃煤采购成本为主要燃料成本，近年来虽然燃煤价格持续走低，但燃煤成本仍是电力企业燃煤发电机组生产成本的主要组成部分。此外天然气的市场价格持续上涨，其采购成本也在逐年增加。目前我国的燃料价格主要由市场供求关系决定。若我国燃料价格出现大幅上涨，将会增加发电企业的营业成本，进而可能会对企业的盈利产生不利影响。

现阶段发电企业的上网电价主要由以国家发改委为主的价格主管部门核定，发电企业无法控制或改变上网电价的核定标准。如果相关部门对上网电价向下调整，则可能会对电力企业的盈利产生重大不利影响。2015年12月23日，国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议决定，根据发电成本变化情况，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱。以2014年火力发电共4.17万亿千瓦时计算，2016年发电企业上网电价下调3分钱，意味着其利润将减少1251亿元，仅五大国有发电集团利润就将减少500亿元以上。

二、电力需求下滑风险

虽然江苏、广东、山东和一些中西部工业大省的工业形势都保持了稳定的增长势头；三大需求也出现了止跌回稳的迹象。但是近年来，由于国际经济复苏缓慢，国内宏观经济结构调整，区域经济的增长趋势也逐步放缓，当前工业形势有积极因素，但还存在很大不确定性。有效需求的不足的问题仍然比较突出；行业、区域分化比较严重，煤炭、钢铁、水泥、平板玻璃这些产能严重过剩的行业比较困难；一些资源型和结构偏重的省份，经济运行有待改善，比如像东北、西北。若区域经济增长速度出现放缓甚至下滑的趋势，则很可能会导致该区域内的工业和居民用电需求增速放缓甚至下降，对电力企业的盈利产生重大不利影响。综上，在当前宏观经济存在下行压力，工业需求不足的情况下，我国工业用电量需求仍有下行的可能。

三、海外投资的环境和法律风险

随着我国发电企业“走出去”战略的不断推进，在海外投资管理方面需要有经验积累的过程，在人员、制度设计、系统资源配置等方面还相对薄弱。在发电企业海外投资和境外业务开展过程中，由于意识形态、价值取向、政治制度存在差异将面临一定程度的风险。此外，随着企业的海外项目不断拓展，在工程造价、设备采购以及电费结算等环节将不可避免使用当地货币。由于目前国际汇率市场

波动较大，如果结算周期过长，将给企业带来一定的汇率风险，从而影响项目利润。

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