主题：电力行业：2008年各区域电力供需情况的判断

根据中电联最新公布的各省装机容量增长和用电量增长情况，我们对2008年各区域和各省的电力供需关系进行了分析。华北、西北形势较好，华东正在向好的方向发展，东北和南方形势较差，华中形势最为恶劣。我们对各细分行业的评级不变，重点推荐长江电力、国电电力、文山电力作为防守品种。

关注各项节能降耗措施对用电量增长的影响：多项针对电力行业的政策，都可以归结为“为节能降耗服务”。节能发电调度、关停小火电、取消高耗能行业的电价优惠，都为这一目标服务，而节能降耗有可能影响用电量的增长。

　　四川、贵州、河南、江苏、广东五个节能发电调度试点省份已经正式启动。预计全年通过节能发电调度可节约原煤1260万吨以上。

　 2008年全国小火电关停目标为1300万千瓦，关停任务已经下达到各省和主要的大型发电企业。

　　取消高耗能行业的优惠电价，对电解铝、火碱和黄磷等行业影响较大。

由于07年新投产机组分布的变化，各个区域的电力供需关系出现变化：

　　东北电网的机组利用率会有小幅下降，维持在5000小时左右；

需求旺盛带来华北电网的利用小时回升，预计在5300小时左右；

由于新投产机组较少，华东电网利用率出现转机，预计会有一定上升，超过5000小时；

华中电网供需形势更加恶劣，利用小时下降到4500小时以下；..西北电网维持供需基本平衡的格局，利用小时维持在5200左右；

南方电网维持弱势平衡，利用小时预计在5000以下。

　　公司选择：重点推荐充分享有资源优势、资本优势、资产优势的水电龙头长江电力、火电龙头公司国电电力和小型电网公司的代表文山电力。



一、重视用电增长受节能减排政策的影响

我国《“十一五”发展规划》将“单位GDP能耗下降20％”作为经济发展的约束性指标，具有非常大的刚性。根据我们的经验判断，本届政府不会轻易改变这一目标。由于2006年没有完成单位GDP能耗下降4％的目标，2007年预计勉强完成，2008－2010年的节能减排压力更大。

　　2007年以来的多项针对电力行业的改革，都可以归结为“为节能降耗服务”。节能发电调度、关停小火电、取消高耗能行业的电价优惠，都为这一目标服务。本期月报对这些影响因素进行了分析。

　　多数宏观经济预测机构认为中国经济已经开始减速，由于电力与宏观经济的密切关系，这也需要我们更加密切跟踪电力需求增速的变动。

　　1、节能发电调度试点正式启动

四川、贵州、河南、江苏、广东五个节能发电调度试点省份已经正式启动或正在进行节能调度实验。从实际运行情况来看，节能发电调度的节能效果明显，预计全年通过节能发电调度可节约原煤1260万吨以上。

　　（1）各试点省的节能调度工作将陆续启动

2007年12月19日，四川省率先组织了节能发电调度实际调电试验，当日节约标准煤424.8吨，相当于平均供电煤耗降低2.9克/千瓦时。

　　试验期间，安排水电等清洁能源最大可调出力800万千瓦全额上网发电，按照能耗水平依序安排750万千瓦火电机组上网发电。按能耗排序在前的60万千瓦火电机组全天满发，部分煤耗较高、排序靠后的火电机组全天仅能按最低技术出力运行，有6台共77万千瓦煤耗和污染物排放高的机组停运。

　　2007年12月30日，作为五个节能发电调度试点省份之一的贵州省率先启动节能调度试点工作。当天，全省发电消耗标煤减少约592吨，预计贵州省一年可减少原煤消耗30万吨，减少二氧化硫排放1.5万吨。

　　1月10日，河南成功进行了节能发电调度模拟试验。10日零时至11日零时，河南电网按照节能发电调度办法运行，煤耗低、能耗排序靠前的60万千瓦火电机组利用率最高达到96.3%，部分煤耗高、能耗排序靠后的火电机组低负荷运行，全网煤耗水平显著下降，实现了节能发电调度目标。

　　（2）预计全国通过节能调度可节约原煤1260万吨

2007年全国火电总发电量为2.7万亿千瓦时，单位发电煤耗为334克/千瓦时。2008年火电发电量按10％增长预测，全年总发电量将达到3万亿千瓦时，按照四川省实施节能调度单位发电煤耗下降3克计算，我们预计全国节能调度可以节约标煤900万吨，折合为热值为5000大卡的原煤为1260万吨。

2、2008年小火电计划关停1300万千瓦

2007年全国共关停小火电机组1438万千瓦，超额完成1000万千瓦的关停任务。2008年，全国小火电关停目标为1300万千瓦，关停任务已经下达到各省和主要的大型发电企业。

　　（1）2007年小火电关停1438万千瓦

2007年，全国共关停小火电机组553台，装机容量1438万千瓦，提前并超额完成了全年关停1000万千瓦目标，为实现“十一五”关停5000万千瓦的目标奠定了基础。

　　关停小火电机组总量前五名的省份是：山东、河南、广东、江苏、山西，分别关停了171.7万千瓦、154.3万千瓦、129.4万千瓦、113.9万千瓦、100.7万千瓦，五个省合计关停机组容量占全国关停小火电机组总容量的47％。

　　五大发电集团关停容量占全国的61.06％，按关停容量依次为：大唐集团260万千瓦、华能集团195万千瓦、中电投集团154万千瓦、华电集团147万千瓦、国电集团122万千瓦。

　　中央和地方国有企业关停容量为1052万千瓦，占关停总量的73.1%；民营和外资企业关停容量为386万千瓦，占关停总量的26.9%。

　　小机组关停后节能减排效果明显，2007年关停的1438万千瓦小机组，一年可节约原煤1880万吨，减少二氧化碳排放3760万吨、减少二氧化硫排放29万吨。

　　（2）2008年小火电关停目标为1300万千瓦

1月29日，国家发展改革委在福建省厦门市召开全国电力工业关停小火电机组工作会议，国家发展改革委副主任张晓强明确了2008年关停小火电机组的目标和任务，对电力工业实行上大压小，推进节能减排和结构调整工作做出了部署。

　　国家发展改革委明确了2008年关停小火电机组。2008年全国计划关停小火电机组目标确定为1300万千瓦，关停任务经分解分别下达相关省份和企业。

　　3、取消高耗能行业的优惠电价

2008年我国将严格取消对高耗能行业的优惠电价政策。2007年12月21日，国家发改委、电监会专门再次下文明确电解铝等高耗能行业取消优惠电价的方式和进度，显示出国家限制高耗能行业的决心。取消优惠电价对电解铝、火碱和黄磷等化工行业影响较大，对钢铁行业影响较小。我们判断会在一定程度上影响电力需求。

　　（1）严格执行差别电价政策

2007年9月30日，国家发改委、财政部、电监会联合下文《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》（发改价格[2007]2655），要求各省对高耗能行业执行了差别电价政策的，要取消对高耗能企业的电价优惠。

　　1999年，原国家计委和财政部曾联合发文对13家产能规模在5万吨以上的电解铝企业用电价格平均每千瓦时优惠2分钱左右；摇钱树下教你摇钱术

2000－2005年，国家发展改革委在调整终端用户销售电价时，对符合国家产业政策的电解铝、铁合金、氯碱企业用电价格比其它工业企业平均每千瓦时累计少提价约2分钱。
（2）取消电解铝优惠电价的细则出台

2007年12月21日，国家发改委、电监会再次联合下文《国家发展改革委、国家电监会关于取消电解铝等高耗能行业电价优惠有关问题的通知》（发改价格[2007]3550），要求尽快落实对电解铝单列电价并实行优惠电价省份，取消优惠。

　　电解铝企业电价与“电石、电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉黄磷”类电价相比优惠幅度在5分钱及以内的，自2007年12月25日起执行“电石、电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉黄磷”类电价。

　　优惠幅度在5-10分钱的，自2007年12月25日起取消电价优惠5分钱，自2008年7月1日起取消剩余的电价优惠。

　　优惠幅度超过10分钱的，自2007年12月25日和2008年7月1日起各取消5分钱，剩余电价优惠自2009年1月1日起每年取消优惠5分钱。

　　（3）取消优惠电价提升高耗能行业成本

国家取消对高耗能行业优惠电价后用电需求的增速变化，我们认为主要看这些行业对成本的消化和转嫁能力。电解铝和烧碱等行业受影响较大，铜、锌、锡等冶炼行业影响相对较小。我们与有色、化工、钢铁行业研究员进行了深入沟通，由于电力成本在这些行业中所占比例不同，各行业供需关系差别较大，因此影响各异：

　　电解铝受影响较大：目前电解铝的生产成本是16000元/吨，其中氧化铝占8400元/吨，用电占8000元/吨，电解铝的售价为18000元/吨。由于电解铝的毛利较低，取消优惠电价对电解铝行业可能产生较大影响。

　　铜、锡、锌冶炼受影响较小：由于这些金属冶炼的利润率更高，所以对电价上涨的承受能力更强一些。

　　化工行业受影响较大：电石、烧碱、电炉黄磷的生产成本中，用电成本占60％以上，因此取消电价优惠影响较大。

　　钢铁行业受影响较小：由于炼钢方式不同，电力在钢铁冶炼成本中所占比例为20%～50%，目前钢铁行业的景气度较高，向下游传导成本的能力较强，所以受电价提高的影响应该较小。

二、对2008年各区域及各省利用小时情况的判断

08年供需形势最好的区域电网应属华北电网，07利用小时基数较高，用电增长旺盛而且装机增速不快。华东区域的供需在向好的方向发展，前两年大量投产的发电能力正在被逐步消化。供需形势最差的是华中电网，各省发电利用小时都低于5000小时，而且07年装机增速仍然很快。西北电网维持在利用小时较高的平衡中。东北电网和南方电网维持在利用小时较低的平衡中。

　　1、东北电网利用小时预计下降

从东北电网的整体用电量增长来看，振兴东北计划的实施并没有带来明显的用电规模上升。区域装机增速高于区域用电量增速，东北电网的机组利用率难以有较大提高。

　　辽宁在东北电网装机规模最大，07年装机容量增速达到18.7％，超出用电量增速8个百分点，这会直接带来本省利用小时的下降。由于辽宁前几年一直是东北用电比较紧张的省份，吉林、黑龙江为其输送电力较多，其自身用电的缓和对其他两省也是一个较大打击。

　　吉林在东北电网规模最小，虽然用电量增长较快，但很难对其他两省形成较大的需求拉动。

　　黑龙江电力相对富裕，07年装机容量增速再次超过用电量增速，利用小时预计仍会有所下降。

　　2、华北电网利用小时预计回升

华北区域由于旺盛的电力需求，装机容量增长的相对放缓，整个区域的利用小时有望出现一定程度的回升。

　　北京和天津的用电量增长快于装机容量的增长。虽然这两个直辖市经济发展较快，但是由于受到环保要求提高的影响，尤其是北京受奥运会的影响，两市从外向内输电较多，自身发电增加较少。相比较而言，北京电厂的机组利用率较低，天津的机组利用率已经很高。

　　河北自身用电增长较快，平均发电利用小时已经较高，同时负有保证首都供电的责任，08年发电利用小时会出现一定程度回升。

　　山西07年已经出现一定程度的用电紧张状况，利用小时超过6000小时。本省用电量增速超过装机增速7个百分点，08年有可能出现一定程度的用电紧张。

　　内蒙古持续几年用电量和装机容量高速增长，虽然向京津塘电网送电较多，但装机的高速增长仍会带来一定程度的利用小时下降。

　　山东在06年大量新机组投产之后，07年装机容量增速低于用电量增速，全年平均发电利用小时有望回升到5000小时左右。

3、华东电网利用小时预计回暖

华东电网07年利用小时压力较大，但是已经出现转机。华东电网几个规模较大的省份都出现用电增速超过装机增速现象，预计利用小时会出现一定程度的回升。

　　上海由于小火电关停，装机容量出现负增长，同时用电量保持小幅增长。上海本地的发电机组预计仍维持在5000小时左右。

　　江苏已经消化了前两年大量机组集中投产的影响，新增装机增速开始下降，用电量仍保持很快增长，预计利用小时会出现一定程度回升。

　　浙江的情况与江苏相似，利用小时预计也会出现一定程度增长。

　　安徽省07年利用小时已经较低，07年新增机组再次大幅高于用电量增幅，预计利用小时在08年还会继续下降。

　　福建省07年利用小时较低，但是08年有回升的基础。

　　4、华中的供需形势最为恶劣

华中电网07年利用小时已经普遍下降到5000小时以下，一些省份甚至低于4500小时，显示出极大的供需压力。07年多数省份的装机增速仍然高于用电增速，不利的经营环境很难在08年得到有效改善。

　　河南用电与发电同步高速增长，利用小时预计将与07年基本持平。

　　湖北由于三峡机组投产的影响，装机大幅超过用电增速，但是三峡发电量外送较多，对本省冲击不大，所以08年供需形势与07年相比也不会出现大的变化。

　　湖南省的供需关系预计仍将在低位徘徊。

　　江西的供需关系会进一步恶化。07年利用小时已经低至4230小时，装机增速又大幅超出用电量增速，预计利用小时会进一步下降。

　　重庆和四川的供需关系会与07年差不多，但都是在低位维持，何时出现回升仍难以判断。

　　5、西北维持供需平衡的格局

西北电网装机规模较小，07年用电比较旺盛，装机增长较少，预计08年仍将维持平衡的格局。

　　陕西用电增速明显高于装机增速，利用小时会出现一定程度上升。

　　甘肃用电增速与装机增速接近，利用小时会维持在比较合理的水平。

　　青海水电装机较多，总体利用小时较低，但是07年用电增长较快，装机增加较少，预计08年利用小时会出现一定上升。

　　宁夏07年利用小时达到6429小时，为全国最高。新增装机的较快增长预计会是利用小时回落到一个相对合理的水平。

　　新疆的开发和建设带来用电量的快速增长，是一个值得看好的市场。

6、南方电网弱势平衡

南方电网西电东送规模较大，广东、广西、云南、贵州之间的电量交换较多。07年各省利用小时多在5000小时以下，08年预计与07年相近。

　　广东省07发电利用小时下降到5000小时以下，考虑外购电比较充足，预计08年利用小时也会维持较低水平。

　　广西省利用小时07年已经低于4500小时，08年装机容量再次出现爆发式增长，预计08年的供需形势会非常严峻。

　　海南由于新机组投产较多，利用小时已经低于4000小时，短期难以大幅上升。

　　贵州省07年用电增速较快，且利用小时高于5000小时，供需形势相对较好。..云南省水电机组较多，平均利用小时较低，不过其装机增速高于用电量增速，08供需压力也会较大。

三、煤电联动前重点推荐水电和电网公司进行防守

由于煤价上涨、发电利用小时下降、CPI高涨限制煤电联动实施，火电行业存在较多的负面因素。但是，电网公司和水电公司的盈利能力保持稳定，证明我们对整个行业的研究思路是正确的。

　　在煤电联动之前，我们重点推荐水电公司和电网公司进行防守，对于管理优秀的火电公司也可以进行适当配置。重点推荐长江电力、国电电力、文山电力、桂冠电力、华能国际、宝新能源。

　　1、毛利率变动反映细分行业冷暖，火电公司“受伤”较深

从各个细分子行业的毛利率变动趋势可以看出，水电和电网公司的盈利性更加稳定。火电公司业绩显示出更大的波动性，受燃料价格上涨和供需关系影响更加明显。民营电力企业以新能源为主，显示出较强的竞争力。

　　（1）火电公司毛利率下降明显

2003年以来火电类公司的毛利率下降非常明显，代表性的华能国际毛利率下降14个百分点，华电国际下降15个百分点，国投电力下降12个百分点，大唐发电下降9个百分点，国电电力由于水电机组比例较高，毛利率下降4个百分点。

　　（2）水电公司毛利率维持稳定

无论是龙头水电公司长江电力，还是小型水电公司乐山电力、梅雁水电，毛利率都非常稳定，没有出现明显下降。桂冠电力由于有合山火电的影响，毛利率出现一定幅度下降。

（3）小型电网公司毛利率基本稳定

已经转型成功的小型电网公司文山电力毛利率也基本保持稳定。文山电力从一个自发自供的区域电力公司，向依靠售电量增长和购售电差价增加的电网公司转变，已经基本成功，在此过程中仍然保证了毛利率的稳定。

　　（4）民营电力企业竞争力较强

民营电力企业的代表宝新能源和金山股份，在2003年以来都保持了较高的毛利率，充分显示出民营企业的竞争力。两个公司在发电利用小时下降、煤价上涨的过程中没有受到太多的负面影响。从毛利率来看，宝新能源更胜金山股份一筹，由于毛利率更高，低于煤价上涨的能力更强。

　　2、净利率变动反映公司管理水平

长江电力扣除出售金融资产后的净利率基本保持稳定，在所有电力公司中遥遥领先。

　　宝新能源的新能源业务盈利能力较强，净利润水平较高。

　　华能国际虽然毛利率排名靠后，但是依靠较高的管理水平，净利率排名靠前。



3、重点公司盈利预测与投资评级

在水电公司中重点推荐水电龙头长江电力；其次是桂冠电力，成长性较好。

　　在火电公司中重点推荐具备整体上市条件的国电电力；其次是华能国际，管理水平较高，应对市场变化能力较强。

在电网公司中重点推荐已经成功转型的文山电力，其他具有电网业务上市公司尚待观察。

　　在民营电力公司中重点推荐成长性更加确定的宝新能源；其次是金山股份。


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