下半年电力过剩 多家电厂巨亏半停产

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下半年电力过剩 多家电厂巨亏半停产

　　[华夏时报]

发电企业万万没有想到，上半年因为闹电荒，公司发电设备还一直保持着高速运转，但进入下半年形势却急转直下，目前用电需求锐减已成电企亏损主因，并导致多家电厂半停产。

　　截至11月5日，已有12家电力行业公司预亏，前三季度业绩亏损过亿元的公司有10家，其中华能国际、华电国际前三季度业绩亏损超过10亿元，全年业绩亏损额可能还会增加。

　　《华夏时报》记者从电力系统获悉，因为经济下滑导致许多工业企业倒闭，电力需求骤减，目前电力企业损失惨重。而用电需求骤减给电力企业带来的损失，已经超过了煤炭价格过高给电企带来的成本亏损。

电力过剩电企亏损

　　今年以来，我国电力工业依然保持着快速发展势头。据中国电力企业联合会(下称中电联)统计，今年1-9月，全国电源基本建设完成投资2166亿元，新增生产能力(正式投产)5648万千瓦，全国6000千瓦及以上发电设备容量同比增长13%。

　　但同期，我国用电需求却呈现疲软，增速下滑。中电联统计数据显示，今年1-9月，我国全社会用电量2.63万亿千瓦时，同比增长9.67%，增幅首次跌到10%以内。进入9月份以来，部分电网企业售电量甚至出现负增长，比如四川省电力公司9月份售电量为78.84亿千瓦时，同比下降了1.13%。

　　河北一电厂负责人告诉《华夏时报》记者，因为发电需求下滑很快，电力总体过剩已经显现，局部地区更严重。“因为用电需求减缓，我们厂已经有一小半的发电设备停产了。”

　　“经济快速下滑导致占全社会用电六成左右的重工业用电增速骤减为10.4%，比上年降低7.3个百分点。其中，北京、天津、河北、山西、四川、宁夏等6个地区9月当月全社会用电量同比出现了负增长，下降幅度分别为5.12%、2.5%、6%、2.27%、1.7%和10.71%，北京、天津、河北已经连续两个月出现负增长，是导致用电增速放缓的最重要因素。”中电联相关负责人表示。

　　中国能源网首席信息官韩晓平指出，电力供应在增加，社会用电需求下降，对发电企业最直接的影响，是导致设备利用小时数的下降，这对因煤价上涨而亏损的电企无疑是雪上加霜。

　　12家电企年内亏损增加

　　“事实上，用电需求下滑给电企造成的亏损，已经比年初煤价飙涨导致的电企亏损还要严重。”五大电力集团一负责人向《华夏时报》记者证实。

　　据国家电监会最新预计，下半年国内电力需求呈现快速下降的态势，发电设备利用小时到年底预计会跌破5000小时。

　　“5000小时是发电企业的盈亏平衡点，电厂发电设备利用小时低于5000小时则代表着电力供应步入过剩，电企必然亏损。”韩晓平表示。

　　11月5日，工业和信息化部发布数据显示，随着世界经济增长放缓，我国部分行业、中小企业生产经营面临困境，前8个月，规模以上工业企业亏损面达18.3%，其中电力、纺织、有色行业亏损情况严重。珠三角、长三角及西部地区部分中小企业出现停产、半停产。“进入9月以后，发电量仅增长3.4%。”工业和信息化部运行监测协调局局长朱宏任提到，目前国际金融动荡对世界经济的负面影响还在扩大，我国工业发展的外部需求继续减弱。朱宏任还指出，今后，部分行业产能过剩与需求不足的矛盾将会更加突出。

　　目前，整个电力行业全年业绩遭受重创。截至11月5日，已经有12家电力行业公司预亏，其中前三季度业绩亏损超过亿元的公司达10家，预计全年业绩亏损额还会增加。

　　国家统计局近期统计表明，今年前8个月，整个火电行业亏损216亿元。根据9月份火电企业盈利状况，整个前三季度火电行业亏损额约为250亿元左右。

　　煤价下跌降低电价上调预期

　　随着经济下滑，以及发电量的减少，煤炭行业也进入下行通道。

　　今年上半年，全国电煤紧张，各地电厂纷纷想尽办法找煤，在秦皇岛港口，每天都在上演着激烈的“抢”煤战。而从今年7月底开始，秦皇岛港口骤然出现积压煤炭现象。

　　“现在各大电厂因为用电量骤减，发电量都降下来了，用煤量自然随之骤减，以前我们管电煤的整天往山西、河北跑，现在都闲着。”一发电公司电煤负责人告诉《华夏时报》记者。

　　需求量骤减直接导致煤炭价格的下滑。本报记者从中国煤炭交易网了解到，进入10月份以来，秦皇岛大同优混、山西优混分别下跌了30元/吨和60元/吨，相比最高点下跌了约10%。

　　联合证券分析师王爽认为，由于包括原油、基本金属在内的国际大宗商品价格泡沫的纷纷破灭，国际煤价也出现了大幅下跌，国内煤炭价格近期虽下跌，但尚未出现明显的跟随下跌。在全球经济衰退的影响下，中国经济增长的放缓是必然的，煤炭需求将减少，而新增大型煤炭项目的产能将在2009-2010年释放，加上今年以来引发煤价暴涨的因素中有炒作成分存在，这部分泡沫在国际大宗商品价格泡沫破灭的情况下也会随之破灭。种种迹象表明，国内煤炭价格有大幅下跌的可能性。

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电力行业 投资机会正在显现

[中国证券报]

　　目前电力企业正经历着好坏并存的经营局面，煤炭成本的逐步回落无疑是最大的利好，主要电力企业有希望在明年（部分年底）可以全面恢复盈利；但另一方面下游需求不足带来的发电量过剩以及用电量不足也使得部分电企处于尴尬的境地。

　　工业用电量增速下滑

　　1-10月份全国规模以上电厂发电量28704.74亿千瓦时，比去年同期增长8.3%。其中，水电4426.7亿千瓦时，同比增长14.6%；火电23547.5亿千瓦时，同比增长6.8%；核电573.53亿千瓦时，同比增长14.0%。1-10月份全国社会用电量28968.5亿千瓦时，同比增长8.27%。其中第一产业用电量748.6亿千瓦时，同比增长3.53%；第二产业用电量21868.14亿千瓦时，同比增长7.36%；第三产业用电量2933.47亿千瓦时，同比增长10.85%；城乡居民生活用电量3418.29亿千瓦时，同比增长13.29%。全国工业用电量为21583.83亿千瓦时，同比增长7.3%；轻、重工业用电量同比增长分别为4.05%和8.04%。
　　排除08年初南方出现的冰冻灾害造成全社会累计用电量增速急剧下滑的特殊原因外，从08年3月开始全社会的用电量的增速在逐步下行，这主要是由于受宏观经济走弱的影响，下游主要产业用电量在逐步减少，三大产业以及轻重工业用电量增速都不同程度出现了明显下滑趋势。
　　目前工业用电仍然是我国用电的主体，所占全部用电的比例基本保持在76%左右，这是我国产业结构调整的结果，农业用电比例略微下降，从05年的3%下降到今年前三季度的2.5%。作为用电大户的工业，其中钢铁、有色、化工、建材占了全部社会用电的约40%，但目前四大行业的用电增速在降低，第三季度相比去年同期增速分别下降了185%、98.5%、22.6%、25%。
　　从各区域的用电量增长情况来看，用电量同比增长超过全国平均水平（8.27%）的省份主要以中西部的新疆（19.60%）、广西（15.16%）、甘肃（15.13%）、青海（14.19%）、内蒙古（12.09%）等为主，而经济发达的中东部地区几乎所有省的用电增速都低于全国平均水平。

　　发电增长率将保持平稳

　　我国单月发电量一直呈现上升态势，08年7月达到了3195亿千瓦时，虽然从7月份开始增速有所放缓，但从纵向对比来看，无论是单月发电量增长率还是累计增长率都保持相对平稳的增速，预计全年平均发电增长率同去年基本持平，这主要得益于我国规模以上机组投产依然保持稳定增量的结果。
　　从具体构成来看，水电的发电量更多的是受来水量变化的影响出现季节性变化的特点，随着我国鼓励发展水电的政策实施，更多的水电机组投产，水电的单月发电量以及累计同比增长率都在稳步提高。火电在整个发电行业中的比例很高，更多的受下游需求影响。由于近年来经济放缓带来下游需求的减少，造成了火电发电量增速的明显放缓。总体来看电网企业供电量增速08年1-10月份相对去年同比下降了约6.53%，售电量增速同比下降了6.25%，这同发电量一样同受下游需求的影响。

　　设备累计利用率出现负增长

　　1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时为3981小时，比去年同期降低200小时。其中，水电设备平均利用小时为3110小时，比去年同期增长22小时；火电设备平均利用小时为4171小时，比去年同期降低225小时。
　　我国发电设备累计利用率今年前三个季度总体呈现负增长，其中水电累计小时基本保持平稳，火电从6月份起出现较大程度的下降。根据国家电监局的预计，今年很有可能机组利用率会低于5000小时，这是继1998年亚洲金融危机后首次低于5000小时，经济低迷带来下游产能过剩最终传递到发电企业的机组利用率过剩。
　　08年1到10月份，电力累计新增装机容量为5846.20万千瓦，相比去年同期的7270.05下降了19.59%。具体来看，水电机组的装机容量明显高于去年，截至10月份，08年水电总装机容量为1525.88万千瓦，同比上涨了54.90%，随着我国大规模开发水电资源的步伐加快，西南水力资源的充分利用，总体水电装机规模将持续保持增长态势；火电的装机容量减少，从08年起火电新增装机规模持续低于去年，截至10月份实现新增规模4091.58万千瓦，同比下降了31.16%，电煤成本仍然处于高位及需求不足抑制了新机组的投产。

　　动力煤价格下跌趋势不改

　　08年7月中旬，各煤种煤价均达到历史最高值，秦皇岛大同6000大卡优混动力煤价格达到创记录的1025元/吨，山西优混5500大卡达到955元/吨；从此之后价格一路下滑，截至11月9日，主要煤种煤价较最高时分别下降了176元和195元，而且这种下降趋势依然在继续，预计年底前可能恢复到08年4到5月份之间的水平。澳大利亚BJ动力煤价格指数也从最高点开始回落，目前离岸价格维持在100美元左右。
　　综合来看，四季度以及明年随着煤炭价格的逐渐回落，电力企业的运行成本将显著改善，利润水平将逐步恢复。

　　关注优势企业

　　目前电力企业正经历着好坏并存的经营局面，煤炭成本的逐步回落无疑是最大的利好，主要电力企业有希望在明年（部分年底）可以全面恢复盈利；但另一方面下游需求不足带来的发电量过剩以及用电量不足又使得电企处于尴尬的境地。我们总体的投资建议是关注一些机组规模大、利用效率高、对煤价敏感性高的发电企业，以及多元化经营的电力企业，如国电电力、华能国际、长江电力等。另外地域性成本控制较好及价格优势的小型电企也值得关注：如宝新能源、文山电力、金山股份等。

［此帖子已被 ICE 在 2008-11-25 9:03:55 编辑过］

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煤价下跌可能胜过机组利用率下滑

[中国经济网]

持续至2010年的煤价下跌有利于独立发电企业

我们看到越来越多的迹象表明我们关于单位煤炭成本2009年同比下降 2%、2010年持平的假设存在有利风险。高盛大宗商品研究团队下调后的现货煤价预测(目前预计2009和2010年分别下降17%和35%)意味着2009/2010年独立发电企业单位煤炭成本可能至少各下降8%。秦皇岛基准价格已经从7月份人民币1,010元/吨的高点降至人民币790元/吨。煤价的回落仍是我们关于独立发电企业2009年基本面复苏的观点的主要支撑因素。
我们认为处于空前高位的煤炭库存可能是推动煤价下降的催化剂。中国电力企业联合会表示，秦皇岛煤炭库存达到910万吨，较6月份最低水平高出58%，而且发电企业的煤炭库存周转天数平均为23天，较冬储煤最低要求高36%。

我们认为2009年发电企业机组利用率存在下行风险

国家统计局公布10月份发电量下降了4%(而9月份增长了3%)，与工业增加值增长的放缓一致(10月份增幅为8.2%而9月份为 11.4%)。鉴于工业生产放缓，我们认为我们关于2009年发电量增长3%和机组利用率降低5%的预测存在越来越大的下行风险。

我们仍然认为煤价下跌可能会超过机组利用率下降的影响

根据我们的情景假设分析，我们认为煤价下跌对盈利的正面影响超过了发电需求下降所产生的负面影响。在我们研究范围内公司的盈利预测模型中，2009年单位煤炭成本下降 8%应会基本抵消全国机组利用率下降13%的影响(基于发电量下降5%并且发电装机容量增长8%的假设)。
尽管煤价下跌，但年底仍有上调电价的可能彭博引述华能集团一位官员的话称，年底可能将再次上调电价。我们维持自1月1日起电价上调5%的预测。我们认为，上调电价对独立发电企业股票应是利好因素，因为由于经济放缓和煤价下跌，股市投资者尚不确信近期内会上调电价。

买入战略执行能力较强的华润电力和大唐

我们看好华润电力的盈利增长/低估的煤矿资产和大唐的执行记录/煤炭资产的上行空间。我们还认为利率的潜在下调将提供有利的经营杠杆效应，尤其是对负债率较高的大唐而言。
我们认为合同煤和现货煤价差的收窄可能使合同煤价的涨幅低于预期。在我们看来，煤炭现货价格可能仍远高于部分大型国有煤炭企业的合同价格。但是，对于其他很多规模较小的煤炭企业而言，由于最近几个月未履行煤炭合同，这一价差已经收窄，即合同价已经在很大程度上迅速赶上了现货价水平。
因此，我们认为2009年合同均价的涨幅可能小于市场预测的10%，尤其是在电力/煤炭需求迅速下降的情况下。我们预期，新一轮的煤价谈判将于今年12月启动。鉴于地方合同煤价和现货煤价之间存在差距，我们认为独立发电企业或煤炭供应企业可能会像以前一样根据此差价继续不履行合同。因此，2009年独立发电企业最终的单位煤炭成本在很大程度上仍取决于2009年现货煤的供需状况而不是合同煤价。
根据高盛大宗商品研究团队的预测，平均而言，2009年现货煤价将同比下跌17%，而合同煤价上涨10%；2010年现货价和合同价分别下跌35%和20%。煤价的下跌以及合同兑现率的上升可能使2009年煤炭成本下降8%，意味着我们下降2%的假设存在有利风险。

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新能源发电装机比例达1%

根据中电联日前公布的数据，我国去年运行核电机组的装机容量685万千瓦，风力发电机组装机容量187万千瓦，同比增加76.7%。另据国家发改委最新统计，去年全国在建秸秆发电项目总装机约120万千瓦，有三座总装机8万千瓦的秸秆发电站已投产。据此测算，包括核电、风电和生物质能发电在内的新能源占全部装机容量的1%。