电力行业回顾和2002年展望

电力行业2001年回顾与2002年展望
1、2001年电力行业回顾
２００１年我国电力工业继续保持平稳增长态势。

1－9月份，全国发电量10568亿千瓦时，比去年同期增长8.4％，增速比上年有所提高。

国家电力公司系统完成售电量7174亿千瓦时，比去年同期增长8.77％。

据有关方面预计，２００１年我国ＧＤＰ的增长速度为７．３％，全社会用电量将达到１４５３０万千瓦时，同比增长接近８％。

２００１年我国的电力市场呈现以下特点：一是电力需求在经济结构调整和消费拉动作用下保持有力增长，几个结构调整较大的行业，其用电增长表现出与以往较为不同的特征。

如：纺织行业用电大幅度增长、石油加工业再现了负增长。

二是国际市场高耗电产品价格延续２０００年走高的趋势，国内高耗电行业惯性发展，带动用电快速增长。

三是西部地区电力需求快速增长，主要因为投资拉动和高耗电行业拉动。

四是各地区和各行业用电增长不平衡的情况依然存在。

五是电力供应局部紧张状况依然存在，但全国电力供需总体基本平衡。

从各地的电力供需情况来看，广东、浙江、蒙西、河北南网等电网，电力供需矛盾略为突出，相应在该网区的电力上市公司电力生产环境相对较为宽松，如广东的粤电力、广州控股、深能源、深南电和韶能股份，浙江的东电B和钱江水利，蒙西的内蒙华电。

东北、华中地区、川渝地区、安徽等网省区电力仍然相对富裕。

2001年1—9月份发电量数据显示，黑龙江省、重庆市分别增长 3.44%和0.45%，龙电股份等上市公司的机组利用小时，仍然很难有明显的提高。

由于今年的气候原因，华中地区的江西、湖南省水电发电增长较好，一定程度也抑制了火电机组利用，对在该区域的电力上市公司如赣能股份等有一定的负面影响。

新的电价政策和煤电成本的上升，降低了部分电力上市公司的盈利能力。

2001年下半年开始按经营期核定上网电价，降低了部分电力企业的盈利能力，如长源电力等。

2001年电煤成本的上升和电煤储量的下降，对电力企业的生产，也带来了一定的影响，尤其是小窑煤比例较高的电力企业，比如，河南省的部分电力企业。

2、2002年电力行业展望
展望2002年, GDP增长预期为７％，低于2001年的增长水平，２００２年我国电量增长速度也将低于２００１年的增长速度，预计在６％－７％。

各网省区的电力供需情况，在电网建设没有取得大的突破的情况下，预计仍将延续2001年的状况，基本不会有太大的变化。

电网建设和能源结构调整，仍将是2002年电力工业的重点。

电力体制改革仍将是2002年电力行业的一大不确定因素，由于电力体制改革是一项系统工程，其中政府部门的改革，和相关电力监管机构的建立，是电力体制改革的关键。

因此，在相关的监管部门没有建立之前，区域电力市场的建立将是热点。

在这些区域，有规模扩张领先优势的电力企业，将倍受市场关注，比如广东的粤电力等。

2002年我国煤炭市场供应将有较大缺口，搣货紧价升攠将是煤炭市场的主特征。

不过，预计作为能源基础行业，不会出现大起大落的局面，国家可能会出台一些调控措施，煤炭价格升幅将有限。

据有关部门预计，2002年煤炭价格涨幅将控制在５－１０％以内，电力企业电煤成本的上升将控制在一定范围。

另外，预计明年税制的改革，同样将对电力行业带来较大的影响，如果改革企业所得税、统一内外资企业税率，将使部分电力上市公司不再享受税收优惠。

另一方面，如果增值税改成消费型增殖税，对于固定资产投资较大的电力企业将受益。

入世之后，关税的降低，也将有利于电力企业新建项目的投资和技改。

同时，我们预计，财税政策将会向水电和新能源开发倾斜。

3、重点公司简要分析----粤电力（2539、0539）目前面临的机遇大于风险
（一）、股本情况:
项目总股本流通A股流通B股境外法人股其它
数量（万股）2659403914866534-160258
比例（%）10014.7225.02-60．26
（三）、公司经营业绩简析：
2001年广东省的用电需求虽然会受到出口减缓的影响，但总体上，估计仍然会有与去年类似的较为乐观的电力生产形势。

在电价持平或略有下降的情况下，由于规模大幅增长，仍将是该公司2001年增利的主要因素。

2001年，收购的韶关粤江电厂和沙角A二期，将分别提供37.2亿千瓦时和13.5亿千瓦时的发电量，2001年计划发电量为158.05亿千瓦时，较上年实际完成发电量提高41.8%。

按这两个电厂99年的效益水平，估计至少可提供净利2亿左右，2001年每股收益保守估计应有0.38元左右。

2001年底，粤电力将增持湛江电力25％的股权和粤嘉电力17％的股权。

如果按这两个电厂2001年上半年的盈利水平，作简单推算，2002年将增利2.61亿元，既每股增加0.1元，按2001年预计的每股收益计算，2002年每股收益将再增长26%左右。

（四）、有利因素分析：
1、电力生产的区域环境相对宽松。

据有关方面测算，广东全社会用电量将继续保持高速增长，年均增长将达到７.７％，广东省“十五”期间共需新增电源容量１２０８万千瓦，平均每年需新增２５０万千瓦。

由于新的大型电源项目投产有限，西电东送在“十五”后期才真正形成一定的规模。

“十五”期间，广东省电力市场，相对宽松。

2、电力体制改革，将为粤电力带来超常规发展的历史机遇。

广东省电力集团已开始实施厂网分开，原广东省电力集团公司一分为二，分成广电集团有限公司（电网公司）和广东省粤电资产经营有限公司（发电公司）。

按照省政府的初步规划，广东省粤电资产经营有限公司将逐步出售其所属的电厂，筹集资金将主要用于电网的建设。

其所属电厂大都是技术先进、规模大、成本低、盈利能力强的优质电厂。

根据电力体制改革思路、广东省将会形成一家电网公司、多家发电公司和多家供电公司的格局。

一般来讲，单一发电公司的装机容量不应超过25％。

广东省总装机容量3295万千瓦，省电力集团公司拥有775万千瓦，其中通过粤电力控股295万千瓦，也即省电力集团公司可分配的电厂有480万千瓦。

如果按不超过25%计（824万千瓦），粤电力可以全部受让，生产能力可以再增长63%。

但事实上，不可能按这个比例分配，按实力均衡原则，如果按省网通调电厂1644万千瓦的25%计411万千瓦，粤电力可以从480万千瓦中，分配116万千瓦，电力生产能力可再增长39%。

按可参与分配的优先顺序来推测，首先应该是粤电力，其次是中央直属电力企业，如华能国际、核电集团，再次是地方电力企业广州控股和深能源。

3、所属电厂电价相对具有竞争力。

未来的广东省的电力市场将形成六强并存的格局。

各大集团公司比较而言，粤电力的机组均是12.5万千瓦以上的燃煤机组，煤耗低，调峰性能强，而且分布合理，资产负债率低，上网电价相对不高,粤电力在这些方面具有相对竞争优势。

不过，人员数量相对较多，生产管理水平有待提高。

4、购并项目前景较好。

2001年通过增发新股收购的沙角A厂（二期）两台30万千瓦机组，粤电力的权益装机容量增加到213.45万千瓦，增长率为39.1％。

2001年底粤电力将增持湛江电力25％的股权和粤嘉电力17％的股权，湛江电厂曾是2000年全国为数不多的一流电厂之一，两电厂效益前景良好。

5、开始拓展电力边际市场。

粤电力在多元化经营方面，已经参与深圳创新科技投资，利用广东电力通信网络资产，发展数据网络服务和其它电子增值的业务等，使得粤电力具有一些投资高科技的概念，但估计真正提供利润有限。

6、B股股价接近A股，其再融资能力将增强。

以往由于B股价格较低，粤电力实施配股较难，制约了粤电力的发展。

此次随着A、B股股价逐步接近，粤电力将恢复其较强的再融资能力，有利于
粤电力今后的快速扩张。

7、盈利能力强、高派现。

粤电力在电力上市公司当中，盈利能力是属于较高的一类。

同时，粤电力还有高派息的特点，据统计，至2000年中期粤电力累计派现金息回报股东24.5亿元，是募集资金的3倍，是中国证券市场派现金息最多的公司之一。

在加入WTO之后，我国资本市场与国际接轨将加快。

这类高赢利、高派现、风险相对较低的股票，将成为中、外基金的首选对象，其蓝筹股的形象将日渐凸现。

（五）、风险因素
1、在广东省或在南方四省内，推行电力市场化改革之后，广东省中央和地方的强势电力企业将会对粤电力构成竞争压力。

2、在公平竞争的原则下，集团公司对粤电力的一些扶持政策将不会再有，以往个别处于不利竞争地位的地方电力，将会与粤电力争抢市场。

3、南方四省的主干网架已具备，但是，区域电网间的联系还是较为薄弱。

随着，“十五”期间，国家大力投资电网，西电东送的电量占广东省网电量的比重，将有较大的提高。

所以，虽然，近几年，广东省的电力市场环境相对宽松，但中长期来讲，周边具有能源资源优势的省份的电力，还是具有一定的优势。

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