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电力变阵 |
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| 煤炭资讯网 |
2003-8-9 22:31:33 煤矿新闻 |
电力变阵
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电力变阵 2003-8-9
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今年以来，电力领域变化不断，诸如非典疫情、三峡送电、电监会启动华东、东北区域电力市场试点等，给市场判断电力行业发展走向增加了许多不确定性。及至盛夏，我国从南至北酷热难耐，拉闸限电之举在一些省市先后出现，让人对电业发展前景产生新的憧憬。
在二级市场上，电力股与银行、汽车、钢铁、石化等板块，共同支撑了今年上半年的“结构性牛市”。随着汽车、钢铁等“热点”行业个股行情的渐行渐退，如何判断电力行业后期趋势与投资策略，已显得非常迫切。
电啊，电
尽管出现SARS等诸多不利因素，今年上半年的电力生产与消费依然维持高增长态势。全国有19个省市出现了“拉闸限电”，呈现了比去年更为紧张的供电形势。1-6月，全国发电量完成8521.61亿千瓦时，比去年同期增长15.39%。全国供电量为7515.43亿千瓦时，同比增长16.6%。
分地区看，1—5月全社会用电量增长速度在20%以上的省份包括内蒙古（26.15%）、浙江（22.15%）、江苏（21.99%）、宁夏（21.13%）和湖南（20.69%）,售电量高于20%的省份则依次是浙江（25.81%）、江苏（25.01%）、广东（24.46%）、宁夏（22.31%）、内蒙古（21.69%）与福建（21.29%）。
华东强劲的外向型经济拉动了当地售电量的持续增长，宁夏、内蒙古的高用电则得益于当地近年发展起来的高耗能工业，广东售电量的高速攀升则在相当大程度上是由于国际油价波动造成省内企业自备燃油机组减发而转向主网购电造成的。毫无疑问，用电紧张将确保当地发电上市公司的效益增长。
与此对应的是，部分地区电力产销也明显受到了“天灾人祸”的消极影响。除内蒙古外，SARS疫情相对比较严重的华北五省用电量的增长比率比前四个月均有所下降，平均下降近2个百分点，而受来水偏枯的影响，水电比重较大的湖北、四川、贵州、青海四省，其水电发电量同比分别下降了13.86%、10.48%、21.33%和34.31%，对当地水电公司以及有水电机组的火电公司带来了明显压力，明星电力中期预告业绩大幅下降，华银电力中期预亏或多或少与此有一定关系。
除东北、海南、江西等地区电力供应较为充裕外，全国大部分地区电力供求将呈现较为紧张的局面，这将为电力股投资继续维持一个良好的环境。根据预测，明、后两年电力供需形势可以概括为：2004年全国电力供需平衡总体过紧，拉限电时间和电量进一步增加。若能按计划实现电源项目的开工规模和投产规模，预计2005年电力供需矛盾较2004年有所缓解，但电力供需平衡总体偏紧的局面仍难以改变。
政策升温
市场缺电，全国关心。今年4月21日，国务院办公厅发布《关于认真做好电力供应有关工作的通知》（国办21号文）,为今后几年电力行业的建设、发展和经营策略奠定正面基调，对于影响电力企业的煤炭采购、煤炭价格、电力市场运行、电力投资与建设、规范电价等问题作出了原则性的规定，行业政策更趋务实，经营环境更加趋暖。
在国办21号文的基础上，发改委、电监会等行业主管部门迅速进行落实，发布了一系列政策，构成了行业发展的整体政策体系，其中较引人注目的包括：发改委发布的《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》（发改委价格141号文）和电监会推进华东、东北电力市场试点工作等。
价格杠杆撬动合理消费发改委价格141号文提出运用价格杠杆，调节电力需求，促进合理用电。该文对现行电价改革提出五个方面的具体要求，即全面建立销售端峰谷分时电价制度、实行季节性电价制度、调整两部制电价结构、引入上网分时电价制度、实行高可靠性电价和避峰电价等制度。
所谓峰谷电价，就是按预定的峰、谷、平时段，分别计量高峰、低谷、平时段的用电量，从而对不同时段的用电量采用不同的电价，实行高峰高价、低谷低价的制度。全面实行峰谷电价，一方面可以利用低谷低价的特点，鼓励用户调整用电时间，积极消费低谷电力，从而达到“移峰填谷”的效果，缓解高峰电力供需缺口；另一方面又能提高发电、输电、配电设备的利用率，促进电力资源的优化配置。
区域试点意在长远发展电监会率先在华东、东北进行电力市场试点工作。华东电力市场包括上海、江苏、浙江、安徽、福建一市四省，东北电力市场包括辽宁、吉林、黑龙江三省。根据方案，在电网覆盖区域建立一个区域电力调度交易中心，在各省设电力结算中心，区域电力市场实行统一市场规则、统一交易平台和统一电力调度，其目标是：引入竞争机制，打破省际壁垒，实现电力资源优化配置，促进电力企业加强管理、提高效率，建立科学合理的电力市场竞争机制，初步形成统一、开放、竞争、有序的区域电力市场。
之所以选择华东、东北电网做试点，主要原因有四：一是有历史渊源，华东、东北电网都是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理。二是由于这两个区域电网现已基本形成了比较完善的跨省主网架，省际电网联系比较紧密，实际电能交换能力较强。三是东北、华东地区电源结构、负荷特性、调峰能力存在一定的互补性，具有区域资源优化配置的潜力。四是东北三省、上海和浙江从1999年开始率先进行“厂网分开、竞价上网”的试点，为建设区域电力市场积累了一定的实践经验，培养了一批人才。
至于投资者普遍关心的是否会随后推出“竞价上网”改革方案，我们认为，“竞价上网”必须以电力供应相对充裕为前提，目前和今后一段时期电力供需紧张的形势，使“竞价上网”失去了基本条件。因此，在建立区域电力市场的初期，将采用现行的“单一电价、有限电量（不超过20%）竞争”模式，并且为了防止电价的非正常涨跌，对上网电价实行最高和最低限价。待条件成熟后，向“两部制电价、全电量竞争”模式过渡。
三峡电东进
在全国一片电荒之中，三峡水电不负众望顺利出川。
杯水车薪今年三峡工程首批4台机组的装机容量总和只有280万千瓦，发电量为55亿千瓦时（仅占全国发电量的0.33%），对缓解当前的电力短缺可以说是杯水车薪。2003年-2005年三年间三峡共投产840万千瓦，能在一定程度上缓解电力短缺，但即使考虑三峡机组投产的因素，未来两年内我国电力供求仍然呈现偏紧的态势。
从长期看，全国电力需求增长按年平均6.6％－7.0％的增长速度计算，到2010年我国全社会用电量将达到27000亿千瓦时左右，全国发电装机总容量将达到6亿千瓦左右。届时，三峡水电站全部26台单机容量70万千瓦的发电机组将都投产，装机总容量达1820万千瓦，电站年平均发电量约847亿千瓦时，占当时全社会用电量和全国发电装机总容量的比例也只有3.1％和3％。
三峡电主要输送到华东、华中和广东，三峡电是否会对上述地区的发电企业产生冲击，主要取决于三峡电的落地电价、这些地区未来电力供求形势以及未来区域电力市场运行规则和“竞价上网”改革的进展情况。
价格优势尚不确定“三峡电”初步确定的上网电价是0.25元/千瓦时,这是按三峡送电区域八省一市的平均电价0.32元/千瓦时减去输电电价0.07元/千瓦时计算得来的。目前全国平均上网电价为0.29元/千瓦时，“三峡电”似乎有较明显的成本优势。
但是要注意以下因素：第一，每千瓦时7分钱的输电电价只是根据国家电网公司的投入部分测算的，区域电网公司和其他投资主体为三峡的投入并未计算在内。目前，国家电网公司新测算的输电电价平均为0.089元/千瓦时；第二，由于煤炭价格上涨，国家发改委正在考虑制订电价上调的方案，如果各地的电价上调，将影响“三峡电”的最终定价；第三，“三峡电”定价模式是随受电省市平均上网电价水平的变化而定期浮动，也就是说，三峡电在不同省市的价格是不同的。因此，我们认为，三峡电量不是靠竞争销售，而是靠计划分配，讨论0.32元/千瓦时的落地电价的竞争力没有多大实际意义。同时，三峡电量受季节性因素影响比较大，这些因素在一定程度上影响了三峡电量的竞争力。因此，“三峡电”在各地是否有明显的价格优势，尚有待继续观察并需作具体分析。
“长江电力”重任在肩三峡送电的根本意义在于促进全国电网互联。
长期以来，区域壁垒是我国电力市场最为严重的问题，而造成我国电力市场区域壁垒的原因之一，就在于省级电网之间物理上的“瓶颈”的存在，即电网尚未有大容量输送和调度电力的能力。“三峡电”东进将成为突破这一瓶颈的最佳契机。
到2010年，我国将以三峡送电为核心，实现西电东送、南北互供，进而达到全国联网。在三峡送电的推动下，国家统一电网将在技术上逐步形成，全国将形成电源结构合理，电网结构坚强，潮流合理，技术先进，调度畅通灵活，留有充裕度的安全可靠、高效开放的全国联合电网，这将为电力体制改革的深化和实现全国范围内的“竞价上网”提供条件。
另外，从市场角度而言，即将发行上市的“长江电力”，其大盘、稳定成长的蓝筹形象受到市场青睐是必然的，它的上市将有效解决目前电力股大盘蓝筹股紧缺的局面，极大地增强电力板块的代表性与号召力，带动电力板块整体走强是可以预期的。
电力大蓝筹
电力板块具有“缺电+并购”概念，预计在今明两年，电力板块都具有跑赢大盘的整体实力。从电力供求形势看，2005年之前缺电局面不会消失，这为电力上市公司营造了一个良好的经营环境。电力改革对国电资产的纵横拆分，实质上是大规模的产权重组。产权重组的一个有效媒介就是电力上市公司，我们认为国电之间、地电之间以及国电和地电之间将发生大规模的兼并重组，在明后年进入高潮阶段。
基于以上判断，我们看好财力雄厚、兼并扩张潜力大、具有成本优势的电力上市公司。 |
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