主题：电力供求趋稳回升 行业效益明显改善

电力消费持续回升。2013年三季度以来，在钢铁、有色等高耗能行业的增长带动下，电力消费增幅持续回升。1—8月份，全社会用电量3.5万亿千瓦时，同比增长6.8%，增幅较上年同期提高1.7个百分点。其中，第一产业用电量692亿千瓦时，同比下降0.5%；第二产业用电量25654亿千瓦时，增长6.3%；第三产业用电量4161亿千瓦时，增长10.7%；城乡居民生活用电量4496亿千瓦时，增长7.5%。分部门看，工业用电增幅较上年同期增加3.1个百分点；是电力消费增长的主要拉动力量。此外，基数影响也不容忽视。值得注意的是，今年以来居民生活用电出现显著下滑，但入夏以来，受气温较历年同期平均偏高影响，三产和居民生活用电均有显著提升，其中8月份居民生活用电增速达到21.4%，为几年来单月最高。

发电量稳定增长，水电增速放缓。2013年1—8月，全国规模以上电厂发电量34320亿千瓦时，比2012年同期增长6.4%，增幅较2012年同期上升2.6个百分点。其中，水力发电量增速有所下滑，1—8月共实现水力发电量5061亿千瓦时，同比增长 5.7%，增速较上年同期下滑14.9个百分点；同期火电实现发电量27769亿千瓦时，同比增长5.9%，增速较去年同期加快5.2个百分点。

火电稳定，水力发电设备利用率下滑。发电设备利用率取决于自然条件、电力装机总容量规模和电力供需平衡状况。2013年1—8月，全国月均降水量与历年平均水平持平，但显著低于2012年的水平。同时，7、8月份我国降水空间分布不均较为明显，东北、华北地区降水偏多，而西南长江、澜沧江等重点流域降水较往年偏少。同时，今年以来煤价持续下跌，火电盈利空间不断扩大，火电企业多发电意愿明显增强，在水电增长动力不强的条件下，火电成为保障新增电力需求的主要力量。2013年1—8月全国发电设备累计平均利用小时为3016小时，同比下降49小时。其中，水电设备平均利用小时为2265小时，同比减少115小时；火电设备平均利用小时为3323小时，比上年同期下降6小时?基数影响所致?。

水电装机持续高速增长，火电投资减少趋势减缓。受2012年之前行业低盈利水平影响持续，电力行业整体投资低迷，2013年 1—8月全国电力、热力的生产和供应业实现固定资产投资8726亿元，同比增长12.2%；电源投资完成额2076亿元，较2012年同期增加89亿元。其中值得注意的是，由于近一年多来盈利能力增强，火电投资近年来连续下滑趋势有所减缓，1—8月份火电基本建设投资完成额524亿元，同比下降20亿元。水电投资达到828亿元，同比增加100亿元，仍然是投资最活跃的发电部门。核电基本建设投资完成额达到347亿元，较2012年同期下滑90亿元。1—8月份我国新增发电设备容量达到4710万千瓦，同比增加1242万千瓦。其中火电新增2092万千瓦，同比略降25万千瓦；水电新增1605万千瓦，同比增加809万千瓦；核电新增221万千瓦；风电新增545万千瓦。

全年电力行业运行预测

电力消费保持平稳增长，全年总体呈前低后高态势。在全年GDP增长7.7%的基本预期下，预计四季度电力需求为 13602亿千瓦时，同比增长7.0%；全年电力总需求量53171亿千瓦时，同比增长7.2%。全年增长呈现前低后高的趋势。从用电结构来看，工业用电将维持稳定增长势头，预计四季度用电量为9937亿千瓦时，同比增长4.8%，增速环比出现回落；第三产业用电1580亿千瓦时，同比增长12.4%；生活用电量1651亿千瓦时，增长14.7%。预计全年工业用电38295亿千瓦时，同比增长为6.2%，增速比去年增加2.1个百分点；第三产业和生活用电累计分别为6346亿和6813亿千瓦时，分别同比增长11.5%、9.5%。

火电出力将有较大提升，水电保持稳定。预计四季度规模以上企业发电量为13171亿千瓦时，同比增速为7.6%，增幅较上季度下滑4.9个百分点。考虑基数影响叠加经济回升势头，预计全年发电量增速峰值出现于三季度，全年规模以上企业发电量为 51503亿千瓦时，同比增速为6.9%。预计四季度规模以上企业实现火力发电量10785亿千瓦时，同比增长11.5%，环比下降 8.8个百分点。全年火力发电量41616亿千瓦时，同比增长11.0%，较去年同比大幅增加11.6个百分点。2013年以来，我国月均降水量与历史平均水平相当，远低于2012年水平，但装机的快速增加仍将成为水电稳定增长的重要保障。预计四季度水力实现发电量1770亿千瓦时，同比下降2.3%，比去年同期下滑28.3个百分点；预计全年实现发电量7518亿千瓦时，实现同比增长0.4%。核电新增装机221万千瓦，增速为近四年来最高，在发电利用小时数稳定的前提下，预计四季度核发电量为 282亿千瓦时，同比增长10,7%；预计全年实现发电量1043亿千瓦时，同比增长11.4%。

总体发电设备利用小时数略有下降。预计2013年四季度，总体发电设备利用小时数为1110小时，同比下降23个小时；其中，火力发电设备利用小时数为1249小时，同比下降9个小时；水力发电设备利用小时数为730小时，同比下降37小时。从全年来看，预计2013年总体发电设备利用小时数为4508小时，其中火电4976小时，水电3341小时。影响利用小时数的主要因素包括：水电装机持续快速增长，同时近期降水空间分布不均严重影响了水电运行效率，在需求中速增长的背景下，使得水电机组利用小时数下降；目前水电歧视性定价的局面有望改变，这可能成为水电机组整体效率提升的重要动力；尽管下调火电电价将一定程度上压缩火电企业盈利空间，但火电利润水平仍远高于前几年的水平，其净利润甚至有望较2012年翻番，发电企业的多发电意愿将保证2013年火电机组运行效率出现明显回升。

火电新增装机有望结束下滑。盈利预期是投资的关键因素。近年来，在国家政策和煤价持续上涨的局面下，火电盈利空间大幅缩减，水电取代火电成为投资最活跃的部门，火电新增装机呈现逐年下滑的趋势。但2012年以来，火电盈利空间恢复，投资增速加快。而火电建设工期较短，新增投资可以较快形成发电能力。同时，由于近年来水电投资持续快速增长，预计新增水电产能将在未来一段时间进入集中快速释放期，水电装机有望持续快速增长。预计2013年电力总装机容量将达到12.35亿千瓦，其中新增装机容量9583万千瓦；火电装机容量8.67亿千瓦，其中新增装机容量5293万千瓦；水电装机容量2.81亿千瓦，其中新增装机 2545容量万千瓦。

从电力供应的角度来看，由于自来水分布不均和煤价持续下跌等因素，火电和水电出现了一定程度的倒挂。其中经过几年的产能集中释放，煤炭主产区产能过剩较为严重，造成煤炭价格持续下滑，至9月中旬，秦皇岛5500大卡动力煤出港价已经下跌至 520元/吨，较年初大幅下跌100元/吨。由于煤价持续下行，即便在电价9月份可能下调的预期下，预计全年平均单位发电利润仍将达到约5分/千瓦时，远远高于2012年2.2分/千瓦时的水平，接近水电的利润水平。盈利能力的大幅增强促进了火电企业投资和生产的积极性，而机组效率的逐年提高也进一步增强了火电的利润优势。过去六年中，火电电源基本投资完成额以及新增装机呈持续下滑态势，提高火电企业的积极性，对保证我国的电力供应安全有着重要意义。

最后，随着高耗电工业企业的广泛转移，东部地区的电力需求增长放缓，其中上海、浙江等省市的居民生活用电所占比重快速提高，造成华东电网季节波动特征明显。而西部地区受制于国内需求相对低迷，其用电增速和电网负荷率在上半年也呈现较低迷的形势。随着工业企业的回暖和结构升级的不断深化，预计西高东低的态势仍将持续，东部用电相对紧张的情况将有所缓解。

对策与建议

首先，应继续细化完善电力上网价格形成制度。一方面需要扩大探索步伐，例如，在条件允许的部分省区进行“同质同价”试点，对少数三级电力交易市场进行细分，切实减少申报审批环节，以地区性产业集群等为对象开展集中直购电试点，尝试寻找电价市场化的适宜路径；另一方面，以灵活交易为基础，针对不同地区不同发电形式，以更加灵活的制度核定上网电价，例如尝试在三级交易市场分片分形式划定上网电价细分及调整细则，以取代当前标杆电价“一刀切”的做法。

其次，针对目前电网集成输电、配电、调度、交易四大功能的局面，需要积极推进电力体制改革。调整当前输配电价形成制度，加快电网输配电成本核算；逐步将电力交易机构中立化，可考虑由政府或公用事业单位承接电力交易机构，积极尝试电力交易市场和调度机构分离，对电力交易市场由地方或全国电力主管部门进行监督；将电网建设规划、标准制定等权力上收，避免出现政策性职能完全由企业承担的局面；深入研究电力建设规划，对电网企业的大型项目建设要严格监督，避免重复投资和超前投资。

最后，在安全高效发展核电的背景下，新的核电定价方法对企业控制成本能力提出了更高要求。当前核电建设企业普遍的财务状况不佳，在实际电站施工建设过程中也出现了较多突发技术问题，尤其对于三代堆新建项目，工期被动延长的情况较多。建议加大对核电发展规划和技术研发的关注支持力度，保护各方面发展核电的积极性。


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五大电力集团获利创10年新高 动力煤再跌入下滑通道

　数据显示，五大电力集团2013年赚得盆满钵满，利润总额创下了自2002年以来的最高纪录，达到740.34亿元，具体来看，规模最大的华能集团实现利润208.44亿元，继续位列五大之首。其余依次为国电集团157.94亿元、华电集团151.74亿元、中电投集团111.56亿元、大唐集团110.66亿元。

与五大电力集团这一突出业绩形成鲜明对比的是，煤炭企业却叫苦连天，行业亏损面不断扩大。而去年电力行业利润创新高恰恰是建立在煤炭企业普遍大幅亏损之上的，因为煤炭弱市为五大发电集团节省了大笔燃料成本。

　　中投顾问能源行业研究员周修杰接受《证券日报》记者采访时认为，火电行业和煤炭行业二者的盈利能力此消彼长，似乎天生就是一对“冤家”，过去十年煤炭需求旺盛使得煤炭企业经营状况良好，而火电厂受到成本攀升、电价调控的束缚长年亏损严重；2012年和2013年煤炭市场发生重大变化，火电企业盈利能力暴增，煤炭则面临崩盘的风险。

　　周修杰称，这种巨大的反差与经济增长周期密切相关，同时还折射出能源行业市场化改革的必要性。

　　煤炭价格再度断崖式下跌

　　2012年下半年以来，煤炭价格的跌跌不休，已经让煤炭企业哀鸿遍野，去年10月份到去年年底虽然有一波连续11周价格上扬的行情，但在供过于求的大形势未发生任何实质性转变的情况下，今年1月份以来，就有一次进入急剧下跌的通道，到目前已再度跌破600元/吨大关。

　　秦皇岛煤炭网22日公布的最新数据显示，环渤海地区发热量5500大卡动力煤综合平均价格指数报收于591元/吨，比前一期下降了11元/吨，环比前一周跌幅有所扩大。进入2014年以来，该价格指数已经连续三周下降，累计跌幅为40元/吨。

　　安信期货认为，随着市场悲观心态重新升温，商品市场再次出现系统性下挫，动力煤期价也承压收低。随着春节临近，电厂日耗煤量已经连续三周回落，需求疲软的态势短期仍将延续，不过随着港口煤价持续走低，进口煤价优势正在逐步下降，后期煤炭现货价格跌势有望逐步放缓。

　　中国煤炭工业协会副会长、新闻发言人姜智敏介绍，2013年全国煤炭市场继续呈现总量宽松、结构性过剩态势，预计2014年不会发生根本性变化。

　　央企降价抛售渉煤资产

　　在煤炭价格持续走低的同时，2013年以来，涉煤的央企开始频繁剥离煤矿资产。据统计，除了国电集团和国投电力（行情，问诊）等电力国企不断降价抛售相关煤炭资产之外，有色、矿业等大型企业也加入剥离煤炭资产的大军之中。

　　以国电燃料有限公司为例，公司抛售所持平煤长安能源开发有限公司股权已经历时两年多。最新挂牌资料显示，中国平煤神马能源化工集团有限责任公司持有60%股权，为公司控股股东。此外，国电燃料有限公司和陕西民东投资集团有限公司分别持有另外30%和10%的股权。其中，国电燃料已经多次挂牌，拟出清所持平煤长安全部股权，而其他两位股东也一直表示放弃行使优先购买权。

　　根据公开资料，早在2011年11月6日，国电燃料就申请在北京产权交易所挂牌项目，欲以23.56亿元转让平煤长安能源开发有限公司40%的股权，但直到挂牌期满也无人问津；于是当年12月中旬，国电燃料再次挂牌，同样是转让平煤长安能源开发有限公司40%的股权，但挂牌价格降至21.21亿元。

　　经过股权变更，2013年10月，国电燃料所持平煤长安30%股权再次挂牌转让，挂牌价格为13.6亿元。

　　周修杰表示，目前来看，煤价下行态势很难逆转，煤炭资产在一定程度上成为火电企业的负担，为了扭亏瘦身电力企业选择抛售部分涉煤资产。

　　然而，另一方面，周修杰称，煤炭企业进军火电业务的现象屡有发生，以神华为代表的煤炭巨头一直对火电领域虎视眈眈，煤炭企业和火电企业内部的业务调整周期即将到来。

　　也许，只有让煤炭和电力这对“冤家”走到一起，实现煤电联营，才是煤电之间激烈博弈的解决之道。周修杰认为，煤电联营是大势所趋，是产业链整合的必然要求。之前人为将煤炭和火电业务拆分的做法已经不符合经济发展要求，行政调控、国企垄断的情况必须得到纠正。同时，落后产能、过剩产能的淘汰工作还需进一步落实，煤炭基地和火电基地的无缝对接是能源行业的重点工作之一。