火电行业深度报告：煤电角力现转机_火电板块投资时点已经到来-2012-01-06.ppt

东,兴,券,股,份,有,限,公,4,/,/,行业研,究,DONGXING SECURITIES,证,煤电角力现转机，火电板块投资时点已经到来火电行业深度报告投资摘要：煤电产业链利润分配极度失衡，火电行业盈利能力已处底部区域。火电行业作为我国电力供应的主力（80%以上），每年耗煤占煤炭总产量超 50%，我国经济持续高速发展背景下，电力需求快速增长令电煤价格持续上涨。目前电煤成本占火电生产成本的 70%-80%，而电价管控导致火电企业无,2012 年 1 月 5 日推荐/首次电力 深度报告俞鹏程执业证书编号：S1480511010002公用事业分析师010-,司证券研究报告,法转嫁成本长期快速上涨带来的压力，十一五期间行业景气度持续下降，今年前三季度，火电行业亏损面超过 50%，9、10 单月行业陷入整体亏损。火电设备平均利用小时数或已进入上升周期。火电装机增速近四年维持在8-9%的水平，明显低于火电需求增速；且由于行业景气持续低迷，火电电源投资近四年来显著负增长，未来三年火电新增装机增速将呈现持续下降趋势。由于火电装机增速持续低于火电需求，火电设备平均利用小时数近三年呈现逐年增加态势。“电荒”或将加剧且有可能向“硬缺电”方式转变。与以往“电荒”起因于供应能力不能满足需求的快速增长不同，08 年开始的本轮“电荒”问题出在供应机制，即煤电矛盾。火电行业在上游成本上涨无法传导而下游需求旺盛的挤压中逐渐失去扩大再生产的热情与能力，甚至连维持基本周转都开始出现困难。虽然本轮电荒未严重到 03-06 年的程度，但由于人为,细分行业火电水电燃机发电热电行业基本资料股票家数重点公司家数行业市值流通市值行业平均市盈率市场平均市盈率,评级推荐推荐推荐推荐567650.6 亿元4983.8 亿元20.7813.2,动态首次首次首次首次占比%2.43%0.17%2.88%2.86%,低电价未能将真实的能源供求关系与市场波动信号充分传递给终端消费,者，反而为高耗能的产业技术和生活方式推波助澜，进一步加剧对能源的不合理需求，“电荒”有加剧的可能。同时，随着电力投资尤其是火电投资增速的持续下降，未来电荒有可能向“硬缺电”方式转变。逆周期性凸显火电板块投资价值，火电投资时点已经到来。在经济结构调整和发展方式转型的大背景下，高耗能产业对电力和煤炭的需求增速将受到明显抑制，煤价长期上涨趋势或将得到控制，同时随着上网电价的上调，火电行业的投资价值将得到充分体现；同时，参考我国电力行业发展历史上需求倒逼供给，危机倒逼改革的发展规律，11 年连续上调电价的基础上，若 12 年煤电联动效果不佳，火电亏损和电荒的情况加剧，则电力机制改革有望重启，“市场煤、计划电”的困局有望加速被破解，重点推荐华能国际，国电电力和内蒙华电。火电行业重点公司盈利预测与评级,火电行业指数走势图,简称,EPS（元）10A 11E,12E,10A,PE11E,12E,PB,评级,相关研究报告,华能国际国电电力内蒙华电,0.250.160.33,0.130.170.38,0.170.210.48,22.817.928.7,41.216.421.8,31.513.317.3,1.51.63.5,推荐推荐推荐,敬请参阅报告结尾处的免责声明,东方财智 兴盛之源,东,兴,证,券,P2,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,目,录,DONGXING SECURITIES,1火电行业盈利已处底部区域.41.1、市场煤不断增加发电成本.41.2、计划电令煤电价格联动效果不佳.51.3、煤电产业链利润分配极度失衡.62供需趋紧，设备利用率或将步入上升周期.72.1、景气下行令火电投资热情持续降温.82.2、火电需求仍保持快速增长.102.3、火电平均利用小时数进入上升周期.123、火电板块投资时点已经到来.133.1、电荒再现，煤电矛盾激化.133.2、煤电联动加快，煤电角力开始向电力倾斜.143.3、煤炭景气上升周期或将结束.163.4、火电行业景气度底部抬升概率大.183.5、逆周期性凸显火电板块投资价值.183.6、重点公司推荐.19表格目录表 1、煤电价格联动.6表 2、2011 年上半年我国各省份电力缺口情况.14表 3、我国实施煤电联动以来，电价调整情况.15表 4、2011 年 11 月 31 日煤电联动具体措施.15表 5、2012 年电煤价格均价敏感性测试.17表 6、2012 年电煤价格涨幅敏感性测试.17,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,券,兴,证,东,4,4,8,9,9,10,10,11,12,12,16,18,DONGXING SECURITIES,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P3,插图目录图 1、我国电力企业耗煤占全国煤炭总产量比重（逐月累计）.4图 2、原煤和火电当月产量增速（%）图 3、秦皇岛动力煤价格走势.5图 4、我国电力企业度电成本及其变化情况图 5、火电与煤炭产业链收入分配比例变化.7图 6、火电与煤炭产业链利润分配比例变化.7图 7、火电行业毛利率和利润率指标变化.8图 8、火电行业每度电利润变化图 9、火电近几年需求变化情况.8图 10、火电近几年供给变化情况图 11、各类型电力发电量比例变化.9图 12、各类型电力总装机比例变化图 13、各类型电力新增装机比例变化.10图 14、各类型电力电源投资比例变化图 15、2011 年 1 至 11 月火电行业各项指标占比对比.10图 16、2011 年 1 至 11 月火电行业各项指标增速情况图 17、2011 年 1-10 月我国电力需求结构.11图 18、我国 GDP 增速与发电量增速曲线.11图 19、我国规模以上工业增加值与我国发电量累计增速曲线图 20、火电企业各年平均发电小时数变化.12图 21、电力行业年平均发电小时数变化图 22、发电量，总装机容量和电源投资增速对比.13图 23、火电发电量，总装机容量和电源投资增速对比图 24、煤炭行业 FAI 增速，原煤产量（万吨）及原煤产量增速.17图 25、秦皇岛山西优混（5500 大卡）平仓价变化图 26、火电行业逆经济周期链条.18图 27、工业增加值与火电需求增速的相关性.18图 28、火电需求增速与电煤价格的相关性图 29、电煤价格与火电行业景气度的相关性.19,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,即,P4,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,1火电行业盈利已处底部区域1.1、市场煤不断增加发电成本我国电力行业尤其是火电行业是煤炭的传统消费大户，以 2011 年前 10 月的数据看，全国电力行业煤耗总量达 15.44725 亿吨，同期全国煤耗总量 28.9760 亿吨，电力企业耗煤占比高达 53.31%。实际上，最近三年我国电力企业各月累计耗煤量占煤炭总产量比例均保持在 50%以上。图 1、我国电力企业耗煤占全国煤炭总产量比重（逐月累计）图 2、原煤和火电当月产量增速（%）,资 料来源：wind，东兴证 券研究 所敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,资料 来源：国家统 计局，东兴证 券研究 所我国煤炭市场化改革起步较早，1994 年煤炭价格初步市场化，1996 年国家为解决电煤供应问题，对电煤价格实施政府指导，每年煤炭订货会时公布下一年度电煤指导价，对统调发电企业给予指导价下的电煤供应量，并由铁路运输方保障运输，“重点合同煤”，电煤不足部分，由电企在市场上采购，价格随行就市。但由于我国经济快速发展，自 02 年期起煤炭供不应求，煤电双方对于量价纠纷不断，重点合同煤占比逐年下降，从 03 年的 80%降至 08 年的 60%（当年部分火电企业的电煤合同兑现率不到 30%，电煤供应紧缺，价格疯长），再到目前的仅 40%。05 年政府宣布不再干预煤、电企业的市场交易行为，决定让电煤最终市场化（但出于种种原因，政府在特殊情况下颁布限价令对煤价进行指导的现象并不鲜见）。目前火电企业电煤的实际到厂价为“市场价格+重点合同价格”的加权平均值，权重和价格均是煤电双方博弈的重点。“市场价”以秦皇岛动力煤价格为代表，03 年至今煤价涨幅超过 3 倍；相比市场煤，合同煤的价格涨幅较缓，目前合同煤的价格约 570 元/吨，而市场煤约 810元/吨，差价过大导致合同煤履约率和履约质量经常大打折扣。市场煤的大幅上涨和合同煤履约情况不理想令电力企业的电煤采购成本持续性上升。电煤采购价的上涨使得火电企业发电成本不断抬升。以 2010 年火电行业平均每度电耗煤 335 克计算，煤耗成本占火电生产成本 70%-80%之间，电煤成本占比高以及煤价的持续快速上涨令火电企业发电成本不断上升。东 方财智 兴 盛之源,兴,东,证,券,DONGXING SECURITIES图 3、秦皇岛动力煤价格走势资 料来源：中国 煤炭市 场网，东兴证 券研究 所,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来图 4、我国电力企业度电成本及其变化情况资料 来源：CEIC，东 兴证券 研究所,P5,1.2、计划电令煤电价格联动效果不佳与“市场煤”形成鲜明对比的是，电力产业市场化程度则远远落后，我国电力行业长期实施计划定价。2002 年，国务院下发电力体制改革方案（“五号文”）确定了“厂网分开”、“主辅分离”、“输配分开”和“竞价上网”四步改革路线图，正式启动中国电力体制改革，为电价的市场化改革铺路。到目前为止，除第一步“厂网分开”取得重大突破外（五大发电集团，两大电网公司），其它三项改革均进展缓慢。电价改革的最终目标是实现市场化运行机制，但为照顾低收入群体用电消费承受能力，支持重点行业和关键领域的用电成本等，政府在电价市场化改革过程中引入了分步过渡的思路先通过成本+利润的过渡模式对电价进行管控，然后实现完全市的场化。2004 年，国家发改委颁布上网电价管理暂行办法、输配电价管理暂行办法和销售电价管理暂行办法三个电价改革办法作为配套。目前我国上网电价、输配电价和销售电价三类电价均由国家发改委核定，省级价格部门按国家核定的各类电力价格标准，在规定幅度内具体执行各省的价格，并报国家发改委批准。上网电价是指发电企业向公立电网系统或企业供电的电价，目前各类发电企业的上网电价在本地区标杆电价的基础上，附加执行竞价上网政策和煤电价格联动政策以及节能环保政策形成。输配电价是指电网经营企业接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。目前输配电价的定价机制由电网平均销售电价（不含代收的政府性基金）扣除平均购电价和输配电损耗后确定，并逐步向“成本+收益”管理模式过渡（由于“主辅分离”和“输配分开”的改革成效不佳，输配成本的准确核算难以解决）。销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格，目前由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，实行“政府定价、统一政策、分级管理”的体制。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,2,-,5%,P6,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,上网电价作为发电企业产品的销售价格，受到政府的严格管制，而由于煤炭市场化形成后价格持续上涨，按照“成本+利润”的电价管控方式，2004 年 12 月发改委印发关于建立煤电价格联动机制的意见，确定了煤电价格联动机制。具体内容包括：上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动以及煤电价格联动周期等。煤电价格联动政策的出台，为购煤成本不断上升的火电企业找到了一条出路，但该政策在设计时仍存在一些不合理之处，如煤电联动不彻底，煤价上涨的 30%需要电力企业自行挖潜消化，则煤价的长期持续上涨注定持续侵蚀电力企业的利润。实际执行中也极少严格按照煤电联动的规则执行。如煤电价格联动原则上以 6 个月为一个周期（若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过 5%，相应调整电价；如变化幅度不到 5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过 5%，进行电价调整），实际执行过程中，涉及到各种制约因素，相关部门常常拖延煤电联动时间，扰乱电力企业的正常经营（2007-2008 年电煤价格连续上涨，发电企业多方呼吁，但直到 08 年三季度才实现上网电价联动，仅五大发电集团就减少利润近 650 亿，全年亏损 300 亿以上，至 09 年中才逐步扭亏），政策的难以预期更额外增加了企业经营与财务管理的困难，进一步损害了电企的运营与投资能力。而煤价特殊情况下涨幅过大时，则执行中也不可能实现煤电联动规则下的电价涨幅（如 08 年初大同优混 555元/吨，7 月下旬涨至 1065 元/吨，涨幅接近一倍，按规则计算，上网电价将调整 0.15元/度，难以实行）。表 1、煤电价格联动,上调时间2005.5.12006.6.302008.7.1,内容第一次煤电价格联劢第二次煤电价格联劢第三次“煤电价格部分联劢”,上网电价调整（分/千瓦时）2.31.1741.7,联劢后全国平均上网电价增幅（%）7.06%3.36%4.71%,2008.8.202009.11.202011.4.10（部分 6.1）,第四次“煤电价格部分联劢”第五次“煤电价格部分联劢”第六次“煤电价格部分联劢”,差别化，整体影响有限15 省上网电价平均上调 2 分,5.29%,2011.12.1,第六次“煤电价格部分联劢”,全国平均上调电价 2.6 分,6.20%,资 料来源：互联 网，东 兴证券 研究所1.3、煤电产业链利润分配极度失衡煤炭市场化改革后，由于需求旺盛，价格持续攀升；而上网电价受到政府严格管制，火电行业无法转嫁成本不断上升带来的压力，火电行业近十年来盈利能力总体呈现明显下降趋势。以火电和煤炭行业利润总额之和为基数，火电行业利润占比从 2001年的约 87%下降至 2011 年前 10 月份的 2.71%（收入占比从 68.6%降至 28.3%），其中 08 年由于煤价疯涨，甚至出现过火电全行业整体亏损 392 亿的记录。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,DONGXING SECURITIES,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P7,从目前情况看，火电行业 2011 年前 10 月规模以上企业 1188 家，累计亏损 586家，占比约 50%，累计利润总额 96.27 亿，同比减少 125.42 亿，减幅约 56.57%；环比前 9 月减少 8.14 亿元，减幅约 7.8%煤电产业链利润分配极度失衡，间接导致电力供应紧张直至电荒出现。电力供应是关系国计民生的大事，电荒现象的出现必然使得政府出手干预。回顾我国历史上的“电荒”，我国电力行业发展模式属于典型的需求倒逼供给，危机倒逼改革。短期内出台政策包括缩短煤电价格联动的周期，直接限制煤价涨幅等；长期来看，电荒频现将加速电价市场化改革。短期和长期的政策效应都预示着火电行业的景气度已经达到底部水平，未来逐步上升的概率较大。图 5、火电与煤炭产业链收入分配比例变化资 料来源：国家 统计局，东兴 证券研 究所图 6、火电与煤炭产业链利润分配比例变化资 料来源：国家 统计局，东兴 证券研 究所2供需趋紧，设备利用率或将步入上升周期,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,而,P8,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,2.1、景气下行令火电投资热情持续降温由于成本不断上涨和销售价格收到政府严格管制，火电企业效益十一五期间下行十分明显。十五期间，火电行业毛利率保持在 15%到 20%之间，营业利润率在 8%10%之间；06 年以来，火电行业盈利指标明显下行，毛利率由 06 年的 18.07%下降至 11年前 9 月的 7.32%，营业利润率从 06 年的 9.94%降至 11 年前 11 月的 1.12%，其中9 月份单月火电已陷入行业整体亏损境地（利润率-1.72%）。火电行业景气度持续低迷令火电投资热情持续降温。,图 7、火电行业毛利率和利润率指标变化,图 8、火电行业每度电利润变化,资 料来源：CEIC，东兴证 券研究 所代表火电供给增速的火电总装机增速近四年维持在 8-9%的水平，明显低于用电需求增速；代表火电装机未来增长的火电电源投资近四年来显著负增长，其中 2011年前 11 月电源投资仅 915 亿元，同比下降 17.64%，预示未来三年火电装机增速将呈现持续下降态势。,图 9、火电近几年需求变化情况资 料来源：中电 联，国 家统计 局，东 兴证券 研究所敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,图 10、火电近几年供给变化情况,东 方财智 兴 盛之源,兴,东,证,券,DONGXING SECURITIES,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P9,从我国的发电量结构来看，2011 年前 11 月，火电企业发电约 3.46 万亿千瓦时，占电力行业发电量（4.19 万亿千瓦时）的 82.5%，火电企业发电量仍占据主导地位。从近四年火电发电量占比看，总体呈现缓慢下降趋势，但 11 年由于受干旱影响，水电发电量显著减少，导致火电利用小时数明显增加，火电发电量占比异常提高。我们预计 12 年在来水正常的情况下，火电发电量占比将跌至 80%以下。从电力装机结构看，11 年前 11 月我国火电装机 74529 万千万（6000 千万以上设备容量），占比为 75.2%，低于发电量占比，主要是火电企业设备平均利用小时数高于电力行业整体设备利用小时数（仅低于核电设备利用率）。动态的看，近四年火电总装机占比也呈现逐年下降趋势，预计 11 年全年火电装机占比低于 73%。,图 11、各类型电力发电量比例变化,图 12、各类型电力总装机比例变化,资 料来源：中电 联，中 国电力 知库，东兴证 券研究 所从电力行业近几年新增装机量占比看，火电行业占比明显低于其发电量和总装机量占比。2011 年前 11 月，火电行业新增装机 4565 万千瓦，同比增长 1.2%，火电新增装机容量占比 68.9%，低于同期火电发电量占比（82.5%）和火电装机量占比（75.2%），预计 2012 年，火电新增装机占比将跌至 60%左右。从近四年电源投资结构看，火电电源投资占比更明显低于以上指标。2011 年 11月，火电行业累计电源投资 915 亿元，同比下降 17.64%；火电电源投资占比近 29.6%，远低于同期火电发电量占比（82.5%），火电装机量占比（75.2%）和火电新增装机容量占比（68.9%）,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,兴,东,证,券,P10,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,图 13、各类型电力新增装机比例变化资 料来源：中电 联，中 国电力 知库，东兴证 券研究 所图 15、2011 年 1 至 11 月火电行业各项指标占比对比,图 14、各类型电力电源投资比例变化图 16、2011 年 1 至 11 月火电行业各项指标增速情,况资 料来源：中电 联，中 国电力 知库，东兴证 券研究 所2.2、火电需求仍保持快速增长火电占比 80%以上的我国电力需求结构中，第二产业用电量占比最高，近五年的比重维持在 75%-80%之间；其中，重工业用电量占比 60%-65%之间，钢铁有色建材化工四大高耗能产业合计用电占比在 30%-35%之间。截至 2011 年 10 月底，我国生活用电占比约 12%，第一产业占比约 2%，第三产业占比约 11%，第二产业占比约 75%。第二产业中的重工业用电占比 61%，重工业中四大高耗能产业用电量占比 36%。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,DONGXING SECURITIES,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P11,图 17、2011 年 1-10 月我国电力需求结构资 料来源：发改 委能源 局，东 兴证券 研究所考虑到我国用电需求的结构，我们认为用电量增速与工业增加值增速和 GDP 增速有较大的相关性关系。从下图可以看出，我国发电量增速与工业增加值增速的相关度好于 GDP 增速。工业近十年来的强劲增长（年度增长在 10%到 20%之间）造就了旺盛的电力需求，而火力发电由于在我国电力结构中一直占据主导地位，需求也一直保持在较高的水平。从近十年的火力发电量增长速度看，除 08，09 年受金融危机影响，其余年份均保持在 10%-15%的高位；2011 年截至 11 月我国火力发电量累计同比增长 13.87%，考虑到 12 年来水趋于正常和工业需求增速放缓的情况，预计 12 年火电需求增速在8%-10%。,图 18、我国 GDP 增速与发电量增速曲线线资 料来源：国家 统计局，东兴 证券研 究所,图 19、我国规模以上工业增加值与我国发电量累计增速曲资料 来源：国家统 计局，东兴证 券研究 所,我们预计，未来随着经济结构的调整，重工业尤其是高耗能产业增速将呈现逐步放缓趋势；同时，我国政府对于高耗能产业节能降耗力度的政策导向日趋严厉，单位工业增加值能耗也将呈现逐步下降趋势；另外，我国水电，核电和太阳能等其它电力,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,P12,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,产能的快速增长将逐步对火电起到一定的替代作用，长期来看我国未来用电量增速也将逐步放缓，但中期来看，我国火电仍将占据主导地位，并保持快速增长。2.3、火电平均利用小时数进入上升周期火电供需增速的背离对于管制下的火电上网电价影响较小，但会对火电设备平均利用小时数产生积极影响。“发电设备利用小时”从定义上等于报告期发电量除以报告期的平均发电设备容量，更通俗的说，该指标象征了发电设备的“产能利用率”。以 2001 年至 2010 年十年间火电设备平均发电小时数 5350 小时为例，则十年间火电设备平均“产能利用率”为 61.07%（所有发电设备该指标为 53.08%）。2002 年厂网分开产生五大发电集团和两大电网集团以来，五大发电集团一方面坚持“建并结合”的发展方针，实现跨越式发展，02 年至 10 年全国装机规模连续突破 4 亿至 9 亿千瓦六次大的历史性，扭转了我国整体缺电的局面。由于期间国内装机增速持续高于用电需求增长，带来了电力市场的相对过剩，特别是 08 年遭遇全球金融危机，电力需求增速大幅回落。我国发电设备平均利用小时数自 2004 年达到 5455小时的阶段峰值后连续五年回落，09 年降至 4527 小时的阶段底部，10 年开始逐步回升；同样火电设备利用小时数也在 04 年达到 5991 小时的高位后逐年下降至 09 年的 4837 小时，10 年开始回升。,图 20、火电企业各年平均发电小时数变化,图 21、电力行业年平均发电小时数变化,资 料来源：中电 联，东 兴证券 研究所2011 年 11 月我国火电累计发电小时数 4822 小时，高于 10 年同期 246 小时，同比增长 5.38%。预计 11 年全年火电平均发电小时超过 5250 小时，同比 10 年增长4.35%。由于电源投资增速近几年下行幅度较大，且明显低于装机增速和发电量增速，我们预计未来火电设备发电小时数可能已进入上升周期。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,DONGXING SECURITIES,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P13,图 22、发电量，总装机容量和电源投资增速对比,图 23、火电发电量，总装机容量和电源投资增速对比,资 料来源：中电 联，CEIC，东兴 证券研 究所3、火电板块投资时点已经到来3.1、电荒再现，煤电矛盾激化回顾历史，我国电力发展是长期与“电荒”相伴的，1978 年至 2010 年的 33 年间，我国存在大面积非事故限电停电的年份大约 26 年，但“电荒”在不同时期下其产生的背景各有不同。如 96 年以前，我国曾经长期缺电，主要原因是电力长期独家垄断，实行计划办电，改革开放后用电需求快速增长，电力投资匮乏供给滞后导致“电荒”频现。03 至 06 年间我国再次爆发严重缺电，涉及省份多达 26 个，特别沿海经济发达地区受影响较大，主要原因在于 97 年亚洲金融危机之后“三年不建新电厂”等行业调控政策导致发电装机严重不足，无法满足期间重工业快速增长带来的电力需求。08 年至今，“电荒”再次出现，背景却不同以往。从历史上看，发电设备利用小时数做为代表电力设备产能利用率的指标，其处于高位时，代表电力设备利用率较高，电力供需偏紧，电荒容易发生；而当该数值处于低位时，则表明电力供需偏松，电荒发生的概率较小。从我国近 30 年电力行业运行情况看，火电设备利用小时数可以 5400 小时为警戒线，高于此数时，“电荒”出现概率较大。而 08-10 年间，我国火电设备利用小时数在 4839 至 5031 小时数之间，处于历史低位；考虑 2011 年 1至 11 月火电设备利用小时为 4822 小时，预计 11 年全年该指标不会超过 5300 小时，依然明显处于警戒线以下；同时，11 年上半年各月火电设备利用小时数也未出现明显异常，可见，08 年至今我国发电装机始终是较为充裕的，与前两次“电荒”起因于供应能力滞后于需求增长不同，本轮“电荒”的主要原因在于供应机制，即煤电矛盾。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,P14,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,表 2、2011 年上半年我国各省份电力缺口情况,省份湖南江苏安徽江西四川浙江重庆,装机容量215657311907107134323710895,电力缺口40080025013040038691,缺口比例18.60%14.00%13.10%12.20%11.70%10.40%10.20%,省份云南贵州广东湖北河南山西青海,装机容量2251272765504364471531551263,电力缺口2101744002001107014,缺口比例9.30%6.40%6.10%4.60%2.30%2.20%1.10%,资 料来源：电监 会，东 兴证券 研究所虽然受来水偏枯导致水电出力不足，区域电力装机不平衡以及路网建设配套不匹配影响，但本轮“电荒”产生的最重要原因还是在于煤电价格倒挂，电厂无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂，引发人为因素停机。针对本轮“电荒”产生的主要原因，政府 08 年再次祭出行政手段，直接控制上游电煤价格（包括产能）作为应对。具体措施包括价格封顶，涨幅限定，约谈煤企等多种临时性价格干预措施，但对电煤的控制均不达预期。如“重点合同”电煤价格虽然低于市场煤 200 多元每吨，但巨大的差价往往促使煤企降低合同煤热值（甚至掺入煤泥，煤矸石等有损发电设备的低热值煤种）的手段应付电厂，煤质下降增加了发电机组非计划停机；同时煤企降低合同煤兑现率也导致火电企业电煤采购成本上升（合同煤比重下降则市场煤比重上升），在高负债率和亏损经营状态下火电企业非计划停机机率增加。火电行业在上游成本上涨无法传导而下游需求旺盛的挤压中逐渐失去扩大再生产的热情与能力，甚至连维持基本周转都已出现困难。虽然目前电荒未严重到 03-06年的程度，但由于人为低电价未能将真实的能源供求关系与市场波动信号及时传递给终端消费者，反而为高耗能产业的技术与生活方式推波助澜，进一步加剧对能源的不合理需求，不排除未来“电荒”加剧的可能。3.2、煤电联动加快，煤电角力开始向电力倾斜2011 年以来，随着煤价的持续上涨，火电行业景气度持续下滑，山西等传统煤炭大省火电企业亏损情况尤其突出。而伴随着电荒的加剧和电力集团的不断呼吁，煤电价格联动速度明显加快。今年 4 月，发改委宣布上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价 0.026 元/千瓦时，河南上调上网电价 0.015 元/千瓦时，全国有 11 个省份的上网电价上调在0.01 元/千瓦时以上。6 月，发改委上调全国 15 省市销售电价，平均每度电上调 1.67分，其中最高是山西，销售电价每度电上升 2.4 分，最低的是四川，每度电上调 0.4分。11 月 30 日，发改委再次宣布全国上调销售电价平均每千瓦时 3 分钱，上网电价平均上调 2.6 分/千瓦时。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,合同电煤,煤炭,市场煤,DONGXING SECURITIES表 3、我国实施煤电联动以来，电价调整情况,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,P15,宣布调整时间2004 年 1 月 1 日2005 年 5 月 1 日2006 年 6 月 30 日2007 年 7 月 1 日2007 年 10 月 1 日2007 年 12 月2008 年 7 月 1 日2008 年 8 月 20 日2009 年 11 月 20 日2011 年 4 月 10 日2011 年 6 月 1 日2011 年 11 月 30 日,调整内容全国省级及以上电网统一调度的燃煤机组上网电价统一提高每千瓦时 0.7 分钱全国销售电价水平平均每千瓦时提高 2.52 分钱调整华北、南方、华中、华东、东北和西北电网的上网电价山西省、内蒙古自治区内新投产电厂送京津唐电网上网电价分别调整为每千瓦时 0.298 元和0.297 元(丌含脱硫加价)上调东北电网内部分电厂的上网和输电价格，以维持电力企业正常运营采取分步降价或转让部分发电量挃标方式，下调吉林、湖北等八省(区、市)统调小火电机组上网电价全国平均销售电价每千瓦时上调 2.5 分钱全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高 2 分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价丌做调整全国销售电价每度平均提高 2.8 分钱；暂丌调居民电价上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度丌等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价 0.026 元/千瓦时，河南上调上网电价 0.015 元/千瓦时，全国有 11 个省份的上网电价上调在 0.01 元/千瓦时以上全国 15 省市上调销售电价，平均每度电上调 1.67 分，其中最高是山西，销售电价每度电上升2.4 分，最低的是四川，每度电上调 0.4 分销售电价全国平均每千瓦时 3 分钱，上网电价对煤电企业是（每千瓦时）2 分 6，所有发电企业平均起来是 2 分 5,资 料来源：电监 会，东 兴证券 研究所显然近期电荒频现，火电企业亏损加剧及多方的呼吁，已引起了监管层的重视，煤电价格联动频率加快，电价调整幅度加大。并且，从 11 月底的这次煤电联动的具体措施看，发改委对于电煤，上网电价和销售电价做了一系列的配套干预措施，防止电价上调之后电煤价格跟涨，并努力将销售电价上调对普通居民的日产生活影响最小化。以上配套措施表明，煤电联动政策的针对性，系统性也在加强表 4、2011 年 11 月 31 日煤电联动具体措施,主要项目,细分项目,具体措施2012 年度合同电煤价格涨幅丌得超过上年合同价格的 5%；煤炭生产经营企业丌得采取降低热值、降低煤质、以次充好等手段变相涨价，丌得降低电煤合同兑现率、高价搭售市场煤。发电企业丌得抬价抢购、超过国家规定价格涨幅签订电煤合同自 2012 年 1 月 1 日起，对市场交易电煤规定最高限价,环渤海地区主要港口，发热量 5500 大卡电煤平仓价最高丌得超过每吨 800 元；通过铁路、公路运输的电煤市场交易价格，丌得超过煤炭生产经营企业 2011 年 4 月底的实际结算价格,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,涉煤基金,和收费,脱销电价,销售电价,阶梯电价,P16,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来,DONGXING SECURITIES,省级以下地方人民政府自行设立的涉煤基金和收费项目，必须在 2011 年底前取消；省级人民政府对煤炭征收的价格调节基金和其他基金、收费项目，征收标准合计丌得高于国务院批准的山西省煤炭可持续发展基金每吨 23 元的征收标准，丌得对省内外用煤实行丌同标准；,普通燃煤电价,自 2011 年 12 月 1 日起，将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约 2.6 分钱,上网电价,可再生能源电价平均销售电价,将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时 0.4 分钱提高至 0.8 分钱对安装幵正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价 0.8 分钱，以弥补脱硝成本增支全国销售电价每千瓦时平均提高约 3 分钱,电价随用电量增加呈阶梯式逐级递增，覆盖前 80%用户的电量为第一档,超出第一档幵覆盖前 95%用户的电量为第二档,超过第二档的电量为第三档;其中，第一档电价近期保持基本稳定，丌作调整，第二档电价适当提高，第三档电价较大幅度提高资 料来源：发改 委，东 兴证券 研究所3.3、煤炭景气上升周期或将结束在景气度持续提升的推动下，煤炭行业固定资产投资增速保持快速增长，近五年维持在 25%至 35%的水平，截至 2011 年前 11 月，煤炭行业投资已达 4281 亿元，同比增长 24.9%，预计全年行业投资将超过 4700 亿元。截至 2010 年底，煤炭行业在建规模超万亿，在建规模约 18 亿吨（10 年当年投产 3.87 亿吨）。对比煤炭行业的产量增速，近五年维持在 10%以内，2011 年 1 至 11 月原煤产量 34.62 亿吨，超10 年全年水平（32.4 亿吨），同比增长 11.6%。考虑到十一五期间关闭了约 4.3 亿吨的小煤矿产能，以及主要省份整合的小煤矿产能部分仍在停产，影响了原煤产量的实际增速，未来随着煤矿整合的完成并逐步复产，原煤产能将进入加速释放期，煤炭行业连续十年的高景气度或已进入尾声。短期看，5500 大卡的秦皇岛山西优混平仓价自 11 月以来，一改旺季价格坚挺局面，呈加速下跌趋势，目前已降至 805 元/吨，接近发改委 800 元/吨的限价标准。展望 12 年，经济增速放缓，工业增加值增速下降属于市场共识，煤价短期内也失去了继续大幅上涨的经济基本面支撑。,敬 请参阅 报告结 尾处的 免责声 明,东 方财智 兴 盛之源,东,兴,证,券,12,DONGXING SECURITIES图 24、煤炭行业 FAI 增速，原煤产量（万吨）及原煤产量增速,东兴证券行业深度报告煤 电角力 现转机，火电 板块投 资时点 已经到 来图 25、秦皇岛山西优混（5500 大卡）平仓价变化,P17,资 料来源：国家 统计局，东兴 证券研 究所以发改委对电煤的管制价格计，2012 年合同煤价格在 2011 年（570 元）的基础上涨 5%，市场煤价格（秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价）年平均价格 800 元/吨，并假设合同煤占比依旧在目前 40%的基础上不变，则 12 年电煤价格均价为 708 元/吨，同比 11 年（719 元/吨）上涨-1.6%，煤价趋稳甚至略有下降对于火电行业提升盈利能力是一个明显的利好。表 5、2012 年电煤价格均价敏感性测试2012 年市场煤均价,12 年电煤均价50.0%,790.0680.0,800.0685.0,810.0690.0,820.0695