装机高峰将过电力行业景气下半年或回升

　　核心提要: 电力需求仍将随经济强势出现持续高速增长，预计2006～2008年发电量增速分别为12.8%、11. %和9.7%左右，持续超出预期的需求增长使得2006年机组利用率回落到5%以内，水电来水不足对火电利用率的提升为1%左右。 机组投产提前使得2006年投产装机超出预期，但严格的新项目调控使得2007下半年机组投产大幅减速，加之对小机组关停力度的加大，机组利用率将见底回升，高效的大组将在政策调整中受益。 相对宽松的供需、运能使得电煤价格将保持基本平稳，煤炭政策性成本上升虽可支撑煤价但在非坑口煤价中已有反映，电煤价格市场化抬升合同煤价格同时亦将提升仍存折价的合同煤比重、提升合同兑现率，预计2007年火电综合燃料成本小幅回落，即便煤价出现预期外的上涨，煤电联动政策仍将帮助电力企业抵御成本的波动。 2006年电力行业利润 0%增幅得益于电价上调和燃料成本下降，外延扩张亦抵消了利用率的下滑，整个行业的毛利率水平明显恢复并将持续回升，成为电企外延扩张和利润增长的核心基础，预计2007年、2008年行业利润仍将保持20%和15%以上的增长。 另外，随着行业资产整合的展开，“920项目”、“647项目”的处置，将使得电力企业资产注入和整体上市的盛宴在2007年有实质性变化，电力行业占比70%以上的资产有望注入证券市场，央企和优质地方电力集团将在这场盛宴中唱主角。 趋势之一 2007年电力供需将基本平衡 据薛静介绍，并综合考虑国家宏观经济和各重点用电行业等各方面因素，预计2006年全社会用电量增长率为1 .5%左右，已经大大超出了各方面专家2006年初的预计。从现在看，这个预计还是保守了，可能要保持在14%以上，与2005年最后核算的14.26%将持平或略有超过。发电设备利用小时数将有较大幅度的下降，2006年全年发电设备利用小时数将比2005年下降270小时左右，电力消费弹性系数将在1. 以上，接近1.4。 薛静预计，2007年全社会用电量增长率为12%左右，发电设备利用小时数将继续下降，全年发电设备利用小时数将比2006年下降200小时以上。随着国家优化发电调度方式政策的实施，使得绝大部分地区大容量、高参数的大机组的利用小时数将保持稳定或略有下降，而容量小、参数低的机组特别是油机将面临比较严峻的市场考验。2007年，全年电力消费弹性系数将在1.2左右，电力供需形势将继续缓和，表现为总体基本平衡，部分省份电力略显紧张和部分省份电力富余的情况将同时存在。 此外，2006年全年全国投产装机容量将超过8 00万千瓦，年底全国总装机规模将可能超过6亿千瓦，2007年新投产装机规模将超过7500万千瓦，这两年全国电投资规模都将接近或超过2000亿元。 趋势之二 装机扩容高峰将过行业景气即将回升 2004～2006年是我国电力产能的快速扩张期，三年新增装机约2亿千瓦，装机容量累计增长50%以上。国泰君安证券研究所的分析师认为，电力供需矛盾得到有效缓解的同时，机组利用率快速回落，预计2006年机组利用率回落在5%左右。2007年后，这一状况将不再发生，主要的原因是：200 ～2005年国家核准机组依次为 111万、4886万和11801万千瓦；电力产能快速扩张，供需矛盾有效缓解，到2006年装机容量创历史记录。究其原因，除200 ～2005年电源扩张高峰因素外，施工技术提高、建设工期缩短（提前6～8个月）造成部分原计划2007年完工的机组提前投运，是促成2006年装机快速增长的又一动因。 按照国家电力“十一五”规划，未来一段时间电力产业改革主题由容量扩张、供需改善转入结构调整、产业升级阶段，新建投资主要集中于电的建设与完善，发电装机容量的增速将显著放缓。预计到2010年，我国装机容量将增至8.5亿千瓦左右，2006～2010年新开工建设2.5亿～2.8亿千瓦。依此速度，年均核准装机约控制在5500万千瓦左右。 不可回避的是，受前期大量在建项目影响，2007年上半年仍将面临大量新建机组投产带来的分流压力。与此同时，2006年下半年投产机组的并转入商业运行，将使得整体机组利用率继续出现较明显的回落。 2007年下半年开始，投产机组有相当的减少，扩容压力显著改善。机组利用率下滑速度明显放缓。随后几年，伴随国家核准装机的减少，投运装机增速亦将逐步回落并向需求增速靠拢，甚至逐步慢于需求的增长。但需求增长对机组利用率变动的影响力逐步增大，2008年后机组利用率有望出现增长趋势，电力行业迎来新一轮景气周期。 未来一段时期内，装机容量有序发展，需求持续旺盛增长，预计2006～2008年机组利用小时回落率依次为5.4%， .5%和0.4%，2007年机组利用率的同比回落呈现出前高后低的态势，自二季度开始回升趋势将非常明显。 趋势之三 价格传导途径通畅煤价与电价成本压力减小 国泰君安证券研究所的报告指出，资源价格市场化趋势是业内对未来一段时期电价、煤价走势判断的基本前提。相较煤炭生产成本的提?，煤炭市场相对宽松的供需态势是煤炭价格平稳的决定性因素。 首先，煤炭产能增速充分满足需求增长。综合各方面预测，未来数年我国煤炭产量增速仍将维持在7%～8%，即便考虑关停并转因素，过去高投资带来的产能释放依然可观，国外相对低价煤炭的进口带来的大幅度增量亦不容忽视。 其次，煤炭消费需求增速放缓。就火电行业来说，伴随大容量机组份额的增加，发电煤耗亦将显著减少，综合看来电煤需求增速低于煤炭总产量的增长。而近期颇为惹人关注的煤化工带来的煤炭需求虽将支撑整体煤炭需求增长，但其整体风险承受能力逊于传统用煤行业，此部分需求的多向波动恐难以对电煤供需产生实质性影响。 第三，运输改善降低中间成本。未来五年，国家将重点围绕十大煤炭外运地区运输需求，建立功能完善的煤炭运输系统。2007年后，煤炭的运力增长相当可观，坑口煤价有望因运输的改善而获得短暂的价格支撑，但总体运力缓解必定对电煤总体价格有抑制作用。 第四，电煤价格市场化，对电企影响相对中性。短期看，占据用量三分之一的“重点合同煤”价格将有所提升并向市场价格煤靠拢，给火电企业带来短期压力，但值得注意的是：合同煤适当折价率仍将存在，而合同煤比重的提升将摊低整体电煤采购成本；国际比较显示我国现货电煤价格已经偏高，在供需的大背景下，真正的市场化将对煤质提升、合同兑现率的提升起到正面作用。 近期煤炭价格的季节性上涨仍在业内人士的预计之中，2007年二季度电煤价格仍将有一定回落，预计2007年全年火电行业综合燃料成本仍将有2%～5%的回落。但应注意部分坑口电厂的煤炭成本和外运增加带来的成本上行压力，非坑口地区电煤原本已有加价受到政策成本变动影响较小。 电价方面，市场供需并未引发竞价上提速和电价下降，2008年前仍无需考虑电价的深度市场化。而煤炭、电力间的价格传导途径———煤电联动在电煤市场化后仍将得以存续。即便煤价出现预期外上涨，电价的调整将为今后一段时间电力企业应对成本波动、分散成本压力、稳定收益率提供畅通渠道。（来源：中国工业报）