电荒“卷土重来”火电有望“迎春”

此轮部分省市出现电荒的原因，我们分析认为，是由于近年发电装机增速放缓，难以满足超预期的用电增长需要，区域装机结构矛盾突出，以及火电企业大面积亏损导致发电积极性下降。此外，今年河流汛期推迟，导致水电发电量下降，也在一定程度上加剧了电荒。

三大原因引发“电荒”

第一个原因是2010年以来用电量增长超乎预期。

由于宏观经济快速复苏，钢铁、有色、化工等高耗能产业开工率上升，迅速带动了工业用电需求，刺激工业用电量，乃至全社会用电量的快速增长。统计数据显示，2010年前三季度，全国全社会用电量31442亿千瓦时，同比增长18.06%。为保证“十一五”节能减排任务的顺利完成，2010年四季度国家加快淘汰落后产能、限制高耗能产业用电，因而2010年第四季度用电量出现明显下降。但是，2010年全年用电量仍达到41923亿千瓦时，同比增长了14.56%，增速同比提高了8.12个百分点；同时，2010年用电增速也回到了“十一五”初期的高速增长水平。

进入2011年，由于节能减排因素的消除，工业用电量恢复，导致全社会用电量增速出现了显著反弹。统计数据显示，第三产业用电量占比已经恢复至76%的上方；1～4月，全社会用电量达到14675亿千瓦时，同比增长了12.40%，增速显著大于去年第四季度。

而我们回顾一下“十一五”期间用电需求情况，基本呈现出“两头高、中间低”的状况。在金融危机、经济结构调整的影响下，2008、2009年全社会用电需求增速一度回落至6%左右。但是在保增长政策的推动下，近两年高耗能产业发展有所加快，刺激了工业用电需求，从而使得电力消费弹性系数回到1以上。因此，2010年以来全社会用电增长超乎此前市场的预期。

第二个原因是装机增长趋缓，且区域结构矛盾突出。

电力行业作为公共事业型行业，适当超前发展符合经济社会发展的规律，近年来我国装机容量也保持了较为稳定的增长。但是，在电源结构调整、火电投资积极性下降的情况下，近年全国总装机容量增速开始逐渐趋缓。2005、2006年我国全口径装机容量同比增速超过了15%，针对10%左右的经济增长而言，这种装机容量增速能满足经济社会发展需求。但是随后装机增速持续下降，至2010年已经降至10%。

从绝对新投产装机容量值看，“十一五”期间各年度的新投产装机容量呈现出逐年减少的趋势。2006、2007年新投产装机容量均超过了1亿千瓦，而2010年新投产装机容量降至9127万千瓦。此外，我们还需要考虑“十一五”淘汰关闭小火电机组，共计7682万千瓦。目前，电源结构调整、火电投资积极性下降导致的装机增速下滑趋势仍然在延续，2011年前四个月，全国新投产的装机容量为1885万千瓦，比上一年同期减少了339万千瓦。

在增速放缓的同时，发电装机区域结构矛盾开始突出。我国煤炭、水能、风能等资源主要分布在西北、华北、西南等离用电负荷较远的地区。而用电增长却主要集中在能源较为匮乏、经济较为发达的华东、华南、华中地区。2011年1～4月，新投产装机容量中，华北、西北、西南均保持了一定的增长，华东地区却大幅下降。在用电增长迅速的情况下，高用电负荷的华东地区由于装机容量局限，利用小时大幅增加；而华北、西北地区由于充沛的装机容量，利用小时相比去年同比反而有所下降。目前我国在电网远距离输电配套能力有限的情况下，发电装机的区域结构矛盾可见一斑。

2010年以来用电需求持续超预期增长，而装机增长放缓，区域装机结构矛盾突出，供求矛盾在2011年用电高峰到来之前，已经集中显现出来。因此，我们认为，装机增长趋缓，区域结构矛盾突出是此轮“电荒”产生的其中一个重要原因。

第三个原因是由于大面积亏损，火力发电积极性不足。

2010年以来，伴随着宏观经济的复苏，用电需求也快速增长；但同时煤炭价格也出现了较大幅度的上升。由于2010年上网电价一直未能调整，火电企业的亏损面不断增大。2011年至今，这种格局尚未得到改变。根据国家统计局统计，1～3月，中部、东北地区各省火电企业继续全面亏损，如安徽、山西、河南、湖北、湖南、江西六省火电生产企业合计亏损52.5亿元，除安徽外，亏损面均超过65%；其中，河南、山西火电生产企业分别亏损21亿元和15亿元。4月份，这个亏损格局仍在延续，据中电联调查统计，2011年1～4月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元，较1～3月亏损额又增亏16亿元。

可见，过高煤价、过低上网电价导致火电企业陷入发电越多、亏损越严重的尴尬局面。而严重亏损导致火电企业，尤其是中小火电企业发电积极性下降，这一点可以从月度机组利用小时数看出。在4月份电荒比较严重的华东、华中以及华南省份中，只有湖南、湖北的火电机组平均利用小时高于2005年的同期高点，而其余省份利用小时低于2005年同期。因此，我们分析认为，“煤电联动”迟迟不能及时启动，导致火电企业亏损严重，火电企发电积极性下降，在一定程度上加剧了此轮电荒的发展。

未来电价调整趋势判断

为解决“市场煤、计划电”的矛盾，我国于2004年底推出了煤电联动机制，但是受制于电价对宏观经济、通胀形势的影响，机制推行以来便逐渐显示出其天然不足，及时的煤电联动寥寥。

我们先回顾2008年以来的历次电价调整情况，其中2008年电价调整时的行业景气度状况以及宏观经济背景与目前十分类似。在国外大宗商品价格带动下，2008年煤炭价格大幅上涨，同时国内通胀形势严重，令煤电联动迟迟不能启动，导致电力行业2008年陷入大面积的亏损。在2008年下半年通胀形势缓和后，国家发改委在7月和8月分两次上调了电力企业上网电价。其中，7月份电价调整，同时涉及到了上网电价和销售电价的上调；8月份电价调整属于不对称调整，仅上调了平均上网电价2分钱。

目前，国内宏观经济形势，尤其是通胀形势，与2008年上半年颇为类似，而且火电行业因煤价上涨过快，同样出现了大面积的亏损。为了缓解火电企业亏损问题，同时将电价上涨带来的通胀预期降至最低，国家发改委于4月份率先上调全国16个省(区、市)上网电价，而亏损最严重的山西省涨幅最高，为2.6分/千瓦时。此外，对于终端销售电价不作调整，这意味此轮电价调整对CPI指数不会造成影响，只是挤压了电网企业的利润。

目前，已经公告电价调整的上市电企有粤电力和宝新能源 （000690股吧,行情,资讯,主力买卖）。我们发现，此次电价调整有一个不同于以往的特点：执行日期向前追溯超过一年，均是自2010年1月1日起执行。而根据企业会计准则规定，此次电价调整增加的2010年电力销售收入，将计入2011年损益。因此，虽然此轮电价调整幅度不大，但是对于电力企业2011年收入的影响可能是双倍的。根据统计数据显示，2010年火力(燃煤)发电量为3.25万亿千瓦时，假设平均每千瓦时上调0.5分钱计算，火电行业因追溯调整增加的2011年损益就高达162.5亿元。

前面分析表明，近年装机增速放缓、火电大面积亏损，降低了发电积极性是此轮大面积电荒的主因。虽然目前全国机组利用小时数超过了前两年，但距离历史最高值仍有较大空间。而上调电价能提升火电企业发电积极性，由此判断，在电力装机容量增长趋缓，电网跨区域送电能力有限的情况下，电价调整是供给侧管理办法中缓解电荒问题的重要手段，短期内能在一定程度上缓解电荒问题。

从长期看，由于发电装机增速趋缓，用电需求持续超预期，未来电力缺口矛盾将进一步凸显。据中电联估计，2011年迎峰度夏期间，电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万千瓦左右。我们认为，除了合理布局装机区域分布、加快长距离输电线路建设外，通过扭转火电新增规模下降趋势，并缓解“市场煤、计划电”矛盾，是未来解决电力紧张的重要途径。而提高火电投资、发电积极性，最关键的是及时启动煤电联动，保证火电企业的合理销售利润率。

综上分析，结合2008年国家发改委电价调整办法，我们预计，在通胀见顶，也就是掣肘前期电价调整的制约因素解除后，国家将大规模展开新一轮的电价调整，为火电企业健康正常发展，并最终解决电力紧张问题提供良好的行业环境。

2010年四季度至今年一季度是电力行业最困难的时期，日益严重的通货膨胀影响到煤电联动的重启。

随着大规模淡季电荒的出现，电力行业景气度面临转机。短期看，为提升火电企业发电积极性，分区域电价调整已然开始；中期看，在通胀形势缓解后，新一轮大规模调价或将展开；长期看，考虑到电源项目的投资周期，电力紧缺状况在未来几年仍会存在。我们认为通过扭转火电新增规模下降趋势，并缓解煤电矛盾是未来解决电力紧张的重要途径；而提高火电投资、发电积极性，最关键的是及时启动煤电联动，保证火电企业的合理销售利润率，因此，未来煤电博弈中电力企业的主动权在增加。

未来解决“市场煤、计划电”矛盾惟一的途径是继续深入电力体制改革。而此次大范围电荒出现，以及未来一段时间供电缺口增加，将为下一阶段的电力体制改革提供契机。目前可以看到的是，即使是短期不能彻底理顺煤电关系，至少未来在煤电联动的时机选择上，国家会更加积极主动、更加及时。

我们认为，电力行业“黑夜过去，黎明来临”，行业目前正处于景气度复苏阶段，同时相比行业历史平均估值水平，目前电力行业估值偏低。此外，此轮电价调整自2010年1月起执行，也将增厚2011年利润。因此，我们将电力行业投资评级提升至“看好”。个股方面，考虑到电价调整因素，建议重点关注电价敏感性高的火电企业，其次关注具有成本优势的水电企业。