社会用电创新高 电力体改进入攻坚阶段

   1～4月，全社会用电同比增15.5%，增速再创2005年来新高。其中，重工业仍是拉动需求的主力，第三产业、居民以及电力企业自用电增速环比提高是造成4月当月用电增长的主因。
　　近段时间，我国电力行业的特点是总体来水情况不理想、煤价小幅上涨、“煤电联动”缓行。5月份，全国主要江河来水量除黄河上游、辽河偏多外，其他江河来水量均显著偏少。同时，由于上年新投机组较多、当前电力需求旺盛以及山西矿难等因素支撑，国内外动力煤均出现1%～5%的涨幅。另外，受制于CPI处于高位压力，近期再次“煤电联动”可能性很小。
　　在电力利用小时方面，今年的利用小时将触底，之后的平衡局面将持续数年。因为当前供求平衡的局面出现是政府和行业共同持续努力的结果，一旦形成将延续数年，利用小时不会马上反弹。
　　要密切关注影响电力行业业绩的第四要素，即新增产能及其高盈利能力。利用小时和电价、煤价三要素不是决定业绩的全部，近阶段不可忽视新增产能的高盈利能力。因为，即使煤电联动未能进行，仍然能够支撑业绩增长。
　　“十一五”电改基调确定。稳步推进改革；电网成当期改革新重点；节能、环保成为指导方针。目前，国网“920”拍卖尘埃落定，“647”内定五大集团，这标志着我国电力行业的“厂网分开”基本完成，今后电力改革的重点将进入输配分开和区域电力市场建设的攻坚阶段。
　　今年1～4月，全社会用电量为9767亿千瓦时，同比增15.5%，增速再次创出2005年以来新高。与2006年全年相比，第二产业用电量增速提高2.8个百分点，第三产业基本持平，第一产业和城乡居民增速则分别降低7.6%、4.0%。
　　2006年以来，全社会用电增速逐季提高。其中，重工业用电增速同比提高5.8个百分点，占比由2005年的58.2%提高至目前的61.8%。值得指出的是，2006年同期基数较低也是造成今年1~4月用电增速较高的原因之一。在经济平稳增长的前提下，预计今年全社会用电增速将呈“前高后低”的发展趋势。
　　从细分行业来看，采矿业、黑色金属、有色金属以及电力生产供应行业用电增速同比提高均在6个百分点以上。这些行业的产能以及效益维持高位运行，是造成1～4月用电增速提高的主要原因。第三产业、城乡居民以及电力自用电环比增速提高，则是造成1～4月用电增速环比提高的主要动力。
　　电力供给充足“煤电联动”近期推出可能性小
　　今年1～4月，全国发电量为9507亿千瓦时，同比增15.6%，4月单月增速15.4%。其中，火电17.6%，水电4.2%，核电则下降4.9%。分区域电网看，东北、华中、华东变动不大，而南方、西北、华北电网增速则明显上升。
　　此外，1～4月全国新增装机投产21032MW，4月当月投产7904MW。其中，火电19727MW，水电837MW，基本和人们之前预计全年新投产95000MW或净投产82000MW（扣除淘汰的13000MW小火电）的进度相当。随着此后广西龙滩、三峡等大型水电机组的逐步投产，水电占比有望相对提高。
　　1～4月，全国水、火电利用小时累计为1619小时，同比降低49小时，降幅2.9%。分区域看，华北、东北电网火电利用率仍在上升，其中华北主要受益于奥运建设以及滨海新区开发提速；华东、华中、南方则降幅相对较大，与新机组集中投产有关。
　　在水电方面，总体来水情况并不理想。与多年同期来水量相比，5月份全国主要江河来水量除黄河上游、辽河偏多外，其他江河来水量均显著偏少。国家电网内重点水电厂总体来水，同比少40%，其中公司所属水电厂来水偏少约30%。 在火电方面，煤价淡季不淡小幅上涨，再次“煤电联动”可能缓行。
　　由于2006年新投机组较多、水电出力不足、电力需求旺盛以及山西矿难等综合因素影响，近期国内外动力煤均出现小幅上涨态势。目前，BJ动力煤价由5月初的54美元/吨升至目前的57美元/吨，涨幅约5%；秦皇岛大同优混煤的车板价则较5月上升约5元/吨至460元/吨，涨幅约1%，山西优混煤则上升约5元/吨至425元/吨，涨幅约1%。从库存看，4月末，全社会库存达1.51亿吨，环比上升约350万吨，比年初增长1350万吨，增长9.8%。
　　目前，国内煤炭出口的减少，以及进口数量的大幅度增长正是造成近期国内外煤价走势小幅分化的重要原因。1~4月，全国动力煤出口量为1303万吨，同比下降31%；进口量为6138万吨，同比增长69%。此外，单纯就价格而言，发电企业的综合煤价已达到再次煤电联动条件，但在电力供求趋于平衡以及全行业总体效益良好的前提下，业内人士认为短期内决策层将更为看重CPI居于高位的影响，“煤电联动”近期推出的可能性较小。
　　国网资产拍卖尘埃落定 电力体制改革将进入攻坚阶段
　　5月底，电监会公布国网“920”资产拍卖结果，其38家标的资产均已有目标受让方，共涉及受让方31家。其中，央企10家，地方18家，外资2家，民营1家。地方企业购得权益装机4000MW，占全部10867MW的37%。38家资产的出售总价约为187亿元，较账面净资产119.7亿元溢价约56%。其中31家非上市企业股权售价较净资产溢价65％。
　　与此同时，“647”资产将在五大集团内划分。与“920”资产不同的是，“647”资产质量要优良很多，且全资和控股电厂较多，股权转让还会涉及到控股股东或实际控制人的变更。据电监会电力体制改革工作小组副主任王强表示：“为了保障上述企业安全稳定地生产、妥善解决人员安置，‘647’项目不再面对所有的投资者。受让方将主要以五大发电集团为主体，以协议转让的方式进行，且实际上会部分遵循对原有分配中比较弱势的发电集团进行补偿的原则。”
　　随着国网资产处置接近尾声，电网端的输配分开和发电端的区域电力市场建设将成为管理层下一步的工作重点，预计电力体制改革也将进入攻坚阶段。
　　利用小时有望触底 供需平衡局面将持续数年
　　结合一季度的情况，并参考国家电网、中电联以及电监会的预测分析，2007年全国机组总体利用小时将下降308小时（降幅5.9%）左右，火电降396小时（降幅7.0%）左右，总体降幅扩大，到达此轮行业周期的底部。2008年，受需求高位运行以及小机组关闭提速影响，总体利用小时开始小幅回升。2007～2008年电力供求形势大抵相当于2001～2002年的情况，全国再一次告别大面积拉闸限电的日子，机组利用小时合理回归到健康的长期均衡区间，供求失衡仅出现在个别省区和时段。
　　值得指出的是，在2007年新投产机组增速下降情况下，预计火电开工率降幅同比扩大的主要原因有二：首先是2006年机组集中于下半年投产，2007年全年发挥作用；其次是2006年水电出力不足，预计在今年恢复正常。
　　针对目前业内普遍认为2007年后利用小时会触底反弹的看法，笔者认为利用小时不会轻易反弹。目前，我国电力行业的供求平衡局面是政府和行业连续几年共同努力的结果，接下来几年很可能是小幅度波动，因为电力行业虽然有周期性，但它是半周期或弱周期，并不是全周期行业。因此，未来几年电力行业的波动性是有限的，所以利用小时不会轻易反弹。 影响业绩的第四要素 显现技术进步和效率提高不可忽视
　　今年4月，《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》以及《能源发展“十一五”规划》相继颁布，“十一五”电力改革基调已定，主要是：稳步推进改革，电网成当期改革新重点，节能、环保成为指导方针（详见相关链接）。
　　与此同时，影响企业业绩的第四要素将成为人们关注的焦点，即电力企业的新产能及高盈利能力。
　　电价、煤价和利用小时是影响行业和公司业绩的三大要素，敏感度呈2∶1∶1的关系。在目前的电力行业及外部环境下，“煤电联动”实施有不确定性，而煤价处于高位运行。另据综合供求分析，2007年我国火电利用小时仍将下降近7%。
　　首先，电力行业技术进步和效率提高不可忽视。
　　近年来，电力行业机组规模提升和劳动生产率提高取得了极为明显的效果，新建火电机组已经由单机600MW逐步取代了原有主流的200MW及300MW机组，其在发电效率、厂用电率以及煤耗等方面均有明显的优势。同时，重大设备公开招投标制度实施以来，“十五”期间投产火电单位概算从5000元/千瓦左右降到4000元/千瓦左右，降幅约20%。“十五”期间投产火电从4800元/千瓦左右降到3600元/千瓦左右，降幅更达25%。
　　另外，自动化程度提升后，单位装机的人员配比也显著降低，使得行业的劳动生产率大幅度提高。目前，总装机2×600MW机组仅需约200人左右。而在上世纪90年代初，同等规模的4×300MW机组约需近2000人。
　　其次，新机组的高盈利能力值得重视。
　　进一步对4×300MW和2×600MW电厂的盈利情况分析表明，新机组在折旧和煤耗方面均具有较大的优势，而老机组则仅在财务费用方面具有相对优势。总体来看，在同等利用小时下，新机组的盈利能力高于老机组近6500万元，因此新机组的盈利能力值得重视。
　　相关链接: “十一五”电力改革要点
　　稳步推进电力改革，电网成为当期改革新重点，而节能环保成为指导方针。“厂网分开、主辅分离”成为“十一五”前两年改革重点，其逐步推进及最终完成将为核清电网真实成本打下良好基础。并由此初步建立合理的输、配电价格体制，为销售电价与上网电价的联动打下良好的基础。
　　发电端：积极开发水电基地，优化建设煤电基地，加快建设核电基地。大力发展600MW及以上机组，“上大压小”，推进热电联产。水电建设重视环保问题，火电机组同步安装脱硫除尘。
　　电网端：重点输送水电，适度输送煤电，推进“西电东送”三大通道建设。优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。
　　定价机制：实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制。
　　产权结构有望更加多元化：主要有妥善解决电网职工持有发电企业股权问题，加快国有电企股份制改革，支持国有电企整体或主营业务上市、引入战略投资者，实现产权多元化。同时，深化网企改革，多方筹集电网发展资金。政策短期将增强资产注入的预期，电网企业上市融资也有望成为现实。另外，多元的投资主体有望打破传统游戏规则，而这有助于公平竞争。

来源：中国工业报