2005年电力行业投资前景分析

电力18讯：    国泰君安证券研究所 姚伟:火电加速分化

    供需高速增长,区域分化加速

    在充分预计到经济减速、宏观调控和高耗能行业用电增速大幅下降的前提下,2005、2006年电力需求仍将维持绝对高速；从更长时期考察,经济成长模式由重化工业向循环经济转变的过程中,电能利用将更为广泛,电力行业在能源体系中的比重将有所增加,用电量增速仍将高于GDP增速。

    2005年全社会用电量24250亿千瓦时,增长12%左右；

    2006年全社会用电量26680亿千瓦时,增长10%左右；

    2007年全社会用电量28690亿千瓦时,增长7.5%左右。

    电源投资建设不断提速将使得供给能力增加在2005～2008年间超过需求增速,发电设备利用小时数将从2004年的历史高点逐步回落至合理水平,但所谓"利用率危机"并不会出现。预计2004～2006年年投产发电装机分别为5400、6300和5900万千瓦,装机容量增长率为12.6%、14.1%和11.6%,至2010年发电装机容量超过7.3亿千瓦,为所有权威预计的上限。全国平均利用小时数将从2004年的5460小时的高点逐步回落,2005、2006年将分别下降1.6%和3.1%,但至2007年发电设备利用小时数仍不会低于5000小时,亦大大高于2002年的行业水平。

    短期宏观调控、长期转变现有的重化工业化的经济成长模式都将使得行业整体利用率有所降低进而影响发电收入,但另一方面,上游生产要素的供需缓解将有助于减小上游对发电行业的利润蚕食。在国家宏观调控落实到位基础上,2005年上半年电力供需继续紧张,下半年则将有较大缓解,电力缺口应不超过2000万千瓦；2006年可望电力供需总体平衡、部分地区略显紧张；2007年实现电力供需基本平衡。

    上述预测中包括了主管部门统计口径以外的发电项目,甚至违规项目。目前正规报批的电力在建项目为1.5亿千瓦,有资料表明另有近1亿千瓦违规在建项目,违规项目中有相当部分根本不能形成产能,另有其他原因将限制上述供应能力的形成。

    供求关系的地域差别将愈发明显,未来几年内,华东、广东等地电力供需仍将显紧张,当地火电利用小时仍可维持在6000小时左右；而中西部地区如河南、山西和华中部分省市可能提前达到供需平衡乃至过剩,机组利用率将大幅下降；其他多数地区将在2006年达到或维持相对平衡的格局,发电设备利用率稳中有降。

    上游燃料成本高位震荡,电煤中间环节成本将回落

    在过去半年中和未来一年内,电煤价格的波动是火电行业面临的最大风险,自2004年4～7月煤炭价格连续上涨,至8～10月保持基本平稳,10月后由于冬储煤、订货户等季节性因素煤价有再度涨升的趋势。东北、西北地区因煤炭无法外运仍处买方市场,其煤价仅出现微幅上涨甚至有所下跌。

    电煤流通中间环节加价的存在包括诸多不透明因素使得电煤到厂价上涨远远大于出矿价的涨幅,我们认为电煤到厂价仍将在未来一年内保持相对高位。

    另一方面,煤价持续大幅上涨至今,决定煤价未来价格走势恐不再是下游行业的承受能力,而是煤炭行业自身的供需、成本以及合理回报等因素,同时我们注意到可抑制煤价上涨甚至回落的因素日渐显现。

    能源价格保持高位是较长期趋势,我们认为在刚刚结束的煤炭订货会将成为电煤价格的阶段性高点,未来一年电煤价格仍将在高位震荡,继续上涨的可能性很小。2004全年电力行业的燃料成本将提升20%左右,综合发电成本提升10%以上,2005年燃料成本同比涨幅在5%左右。其中华北、华东、华南地区涨幅较高,而东北、内蒙古西部、西北等地电煤涨幅不大。

    下游电价调整即将落实,利润率略有回升

    燃料成本居高不下,目前过半发电企业开始亏损,主管部门不得不数次提升电价弥补燃料成本的上涨,出乎意料的是燃料成本的涨幅远高于电价上涨幅度,电力上市公司尽管拥有行业内最优质的发电资产,其利润率亦大幅度下滑。

    一个月前,发改委发布2909号文件《建立煤电价格联动机制的意见的通知》,煤电联动政策将付诸实施:

    我们测算首次上网电价的调整幅度应在0.01元/千瓦时以上(税前),高于此前预期的0.0076元/千瓦时,可补偿原煤单价平均涨幅26元以上。目前各地正在上报调价幅度,和我们的预期基本相符。

    2005年全年火电行业毛利率环比去年下半年将有所回升；

    2005年全年火电行业毛利率同比去年全年将基本持平。

    从谨慎的角度看来,我们不能预期"