电力企业：虽无近忧　但有远虑

电力18讯：    作者：朱虹波

　　下半年火电运营环境将好于上半年，本年度电力需求预期增幅将达12%，总装机容量增幅维持在14.7%，火电设备利用小时同比降幅收窄至4.6%。南方、华东和华北仍是电力缺
 
 
口最大的地区。预期3季度用电高峰过后，煤价可能小幅下跌。若年内国内贷款利率上调，则对电力企业财务成本构成较大压力。总体而言，火电企业业绩表现将好于年初预期，但要警惕2007年电力市场由供求平衡走向供过于求后所引发的市场竞争加剧、成本控制难度增大的风险。

　　下半年电力运营环境好于上半年

　　

　　今年以来全国电力供需形势继续朝着缓和的方向发展，表现在发电量增幅继续放缓，电力设备利用小时下降，缺电省份大幅减少。2006年上半年，全国发电量12687亿千瓦时，比去年同期增长12%。其中火电发电量10647亿千瓦时，同比增长12.2%%。全国投产装机3241万千瓦，其中火电2868万千瓦。利用小时方面，上半年全国平均利用小时2544小时，同比下降5%，火电降幅6.5%。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的沿海省份仅有浙江、天津、广西三地，其余均为内陆省市。

　　但从各月电力供需走势看，电力需求正在增长，因此全年表现应较年初预期的要乐观。预测2006年全年发电量增长12%，其中火电发电量增长11.8%。年底总装机容量增长14.7%，电力缺口收窄至1700亿千瓦。全年发电利用小时较上年下降110小时，其中火电下降276小时。

　　支持下半年电力需求向好的依据在于：

　　第一，宏观经济整体趋好。上半年中国经济增长10.9%，全年保守估计可保持在10%，按此估计全社会用电需求可保持在27700亿千瓦时，而火力发电量可在27000亿千瓦，增幅分别较年初官方预测为高。

　　第二，投资、重化工业短期难以降温。当前内地正进入重化工业高速发展时期，产业升级、城市化进程使固定资产投资增幅居高不下；下半年受出口增长及外来投资的强劲拉动，工业用电增幅可以维持在高位；宏观调控对钢材、水泥等高耗能产业的影响估计在4季度末方可显现。因此，有重化工业用电需求的强力支撑，电力需求总量可望维持在较乐观水平。

　　第三，大部分区域需求增长理想。全国缺电省份由2005年年初的25个减少到今年6月份的4个，但仍保持着区域性、时段性电力供应紧张的基本走势。电监会预测电力供应的缺口主要集中在华东、华北和南方地区。高峰时段缺电约1200千瓦，其中华北320万千瓦，华东400万千瓦，南方450万千瓦。从以往经验来看，内地用电高峰期主要集中在3、4季度，月份则集中于7月、8月和12月。从时段看，目前进入夏季空调负荷高峰季节，迎峰度夏之际，商业和居民用电需求大增，则有助用电需求在高位保持稳定。根据以上分析，预测全年缺电程度虽然减弱，但用电需求仍可维持双位数字增长。

　　第四，新机投产进入高峰期。预计下半年将有近5000亿千瓦的机组投入运营，占全年新增装机总量的66%。虽然全国电力需求增幅较大（全年预计增12%），但装机容量增幅比用电增幅高2.8个百分点，供需形势将得到进一步缓解，发电小时数也随之下降。

　　电煤供求缓解，煤价小幅走低

　　

　　预计2006年原煤总产量约23.2亿吨，但总需求量在22.5 亿吨，3季度后煤价可能小幅下跌。事实上，6月中下旬，市场煤炭价格打破了半年来相对稳定运行局面，出现小幅度、较大范围的下挫。秦皇岛港的平仓价格下降了3元/吨，山西优质动力煤下降了5元/吨。

　　统计显示，上半年煤炭产量增长12.8%，全国库存煤炭已达1.39亿吨，从总体来看，过剩局面已经初步显现。从煤炭运力看，随着今年大秦线、侯月线改造后的新增运力以及秦皇岛港“煤四期”扩能工程竣工，将增加6，500万吨吞吐能力，运力增加有助于抑制运价上扬。今年以来运价涨幅不大，铁路运价平均每吨公里上涨0.44分，沿海海运价格基本保持平稳。

　　虽然供求缓和，但不存在着煤价大幅走低的可能。其一，由于煤矿灾难频发，国家下决心在今明两年关闭7，000个小煤矿，有助减低供过于求的压力；其二，大量新电厂投入服务，其中火电占七成，带动对煤炭的需求；第三，国际煤价高位支持。其四，煤炭企业欠账多，各方面投入增加情况下使成本走高，亦对煤价构成稳定基础。

　　上网电价调升企业盈利空间加大

　　

　　6月30日，国家发改委公布调整电价总体方案，全国平均上网电价上调1.174分/千瓦时，销售电价平均上调2.494分/千瓦时，水电价格不作调整。随后，各省调整的细节陆续公布。调价后发电企业营业额将有明显提升，加之电力市场需求较预期为好、新增机组市场投放量变化不大，设备利用小时降幅不如预期般大等利好因素，下半年火电企业经营利润将好于年初预期。

　　未来行业风险因引起重视

　　

　　电力企业虽无近忧，但有远虑。

　　一是预期四季度国<