改革风起 估值扬帆

　　电力需求仍处低迷态势，电价或成2015年最大变数；电改有望实质性推进，关注售电侧放开机会；国企改革有望破冰，资产注入及股权激励成为看点。

　　电力需求处低迷态势，预计2014-2015年用电增速为3.5%/4.0%；此外清洁能源推动装机较快增长，预计总体利用小时变动为-4.5%/-3.1%，其中火电变动-5.4%/-3.2%。

　　煤价低位反弹，若2015年均价与目前时点价持平，则均价或分别下降0.4%和2.2%。2013年、2014年两次调价均非“煤电联动”，且销售价格保持不变，电价或成2015年最大变数。降息推动资金成本进入下行通道，有助财务费用降低。

　　新一轮电改“放开两头、管住中间”方向明确。发电侧竞争逐步加大，低电价水电及高参数火电有望占据优势。售电业务放开明确，竞争性有所加剧，但购电渠道多元化有望降低现有企业采购成本，更为重要的是体制放开将打开现有区域电网公司对外扩张空间。此外，发电企业为更好锁定客户及提高市占率，有较强动力进入售电市场。参考“厂网分开”历史经验，随着售电侧市场化的推进，售电资产的证券化进程也将明显提速。

　　混合所有制及上市公司承诺将加快集团资产注入步伐，时间上看，2015-2017年多家上市公司将进入完成符合条件资产注入的最后期限，且明确表明以不摊薄现有EPS为底线，资产注入为外延式增长提供动力。

　　2014年下半年，以重组方式进入A股市场的地方能源平台及其再融资集中出现，后续资本运作动向值得重点关注。国企股权激励试点或推开，管理层持股后对股价关注及公司经营的动力也有望增强，并有利于在中长期与投资者利益的一致化。

　　需求仍低迷 供给快速增长

　　2014年前10月，全社会用电量45484亿kWh，同比增长3.8%，一产、二产、三产及居民用电增速分别为1.1%、3.9%、6.0%及1.7%；10月单月用电增速为3.1%，10月用电量环比9月下降1.4%，略高于2005-2013年同期-1.7%的波动中值；从用电量角度分析，经济仍然处转型期，总体较为疲弱。

　　结合2014年前10月数据，预计2014年全年用电增速约为3.5%；展望2015年，采用月度环比方法预测的全年增速为3.6%；采用宏观方法预测2014-2015全年增速分别为3.5%及4.0%。

　　2014年前10月，全国发电装机容量1，272.4GW，同比增长8.5%；其中火电890GW，同比增长5.3%；水电257.8GW，同比增长9.4%；风电88.1GW，同比增长23.8%；核电17.8GW，同比增长21.7%。前10月清洁能源投资中，水电、风电及核电占比70.3%，高于2013年同期69.1%的水平，装机清洁化趋势显著提高。

　　结合“十二五”装机规划及项目进度，预计2014-2016年装机增速分别为8.4%、7.3%及7.9%，2013-2016年火电、水电、核电、风电及太阳能装机年均复合增速分别为5.2%、5.9%、37.3%、20.9%及57.5%，火电装机增速较2007-2011年年均逾10%的水平明显回落；由于火电机组在建、核准及投产规模持续下降，水电、核电等清洁能源从2013年开始进入集中投产期，机组结构清洁化趋势将明显提高，2016年清洁能源装机比例有望达到36.0%。

　　2014年前10月，全国发电设备利用小时3547小时，降幅5.3%；其中，由于2-3季度来水情况偏丰，水电3103小时，升幅7.9%；核电6171小时，降幅5.4%，风电1506小时，降幅10.9%；火电3867小时，降幅5.7%；预计2014-2015年总体利用小时或分别变动-4.5%及-3.1%，其中火电利用小时增速分别变动-5.4%及-3.2%。

　　电价或成2015年最大变数

　　从坑口煤炭价格来看，2014年，山西及内蒙古均价较2013年均价分别下降约15.1%和13.6%，若2015年与目前时点价持平，则均价或分别下降4.6%和1.7%；从下水煤价格来看，2014年秦皇岛及环渤海均价较2013年分别下降约12.4%和11.1%，若2015年均价与目前时点价持平，则均价或分别下降0.4%和2.2%。

　　2014年下半年以来，煤价出现一定程度低位反弹，限产提价的执行程度将决定煤价短期走势，长期看煤炭行业仍然存在较大供给过剩。

　　2014年8月，国家发改委下发《关于进一步疏导环保电价矛盾的通知》，为进一步疏导燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾，推进部分地区工商业用电同价，决定适当调整相关电价，电价调整自2014年9月1日起执行。此次调价，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.0093元/kWh，降价空间主要用于疏导脱硝、除尘环保电价矛盾。分省来看，江西、河南、蒙西、广东、山西、江苏、浙江、湖北及海南等省区降幅相对较大，超过0.01元/kWh。

　　与2013年9月调价类似，此次电价调整的测算依据仍非“煤电联动”，电价调整机制依旧模糊而不具有可预测性。

　　从结果来看，2013年以来的两次电价调整都保持了销售电价总水平不变，同时火电上网电价下调用于疏导环保电价以及补充可再生能源发展资金缺口；这一方面体现了高层不希望释放降低销售电价从而推动高耗能过快发展的信号；另一方面也表明加快环保和新能源行业发展的决心，经济结构调整方向明确。在煤炭供给过剩和价格持续走低的背景下，电价调整或成2015年最大变数。

　　此外，资金成本处于下降通道。2013年底以来，无风险利率出现了较为明显的下降趋势；同时2014年11月下旬，中国人民银行决定，自2014年11月22日起下调金融机构人民币贷款和存款基准利率。金融机构一年期贷款基准利率下调0.4个百分点至5.6%；一年期存款基准利率下调0.25个百分点至2.75%，同时将金融机构存款利率浮动区间的上限由存款基准利率的1.1倍调整为1.2倍。

　　对于资产负债率较高的电力行业而言，资金成本下降将带来两方面影响：财务费用有所降低，无风险收益率和利率下降将通过短融、企业债及公司债等直接债务融资方式传递至企业成本端，减轻电力企业财务压力；无风险收益率回落有利估值提升，2014年年初以来，中国无风险收益率持续下行，降息有望推动无风险收益率进一步回落，对于总体股息率在5%-6%的电力公司而言，无风险收益率的回落将逐步推高板块估值水平，“沪港通”开通后，海外低成本资金的进入将进一步加剧这个趋势。

　　电改有望实质性推进

　　2014年四季度，中央政府接连发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》以及《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，其中明确了电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式将改为政府核定电网准许成本和准许收益，同时明确了积极推进发电侧和销售侧电价市场化的改革方向。

　　从电力产业链角度，具体而言，新一轮电改或从以下方面展开。

　　发电领域：从准入放开到价格放开。发电领域的主要问题在于项目准入方面，2002年电力体制改革后，随着“厂网分开”的基本完成，发电侧的准入已经基本放开（目前民企及外资较少，主要源于过去几年电价机制不明确导致的非国有资本进入相对谨慎以及项目初期投资较大）；后续改革重点或在审批权下放方面，即由“管项目”变为“控总量”。

　　输配电领域：自然垄断属性明确，政府管制将加强。项目准入方面，从行业属性来看，输配电领域属于典型的自然垄断行业，且安全地位突出，未来仍将以国有企业为主导（尤其对于输电领域而言），新增部分配电业务或因售电侧放开而具有放开可能。从价格管制方面来说，现阶段多数地区并无明确的输配电价（上网电价和销售电价由政府制定），未来改革的方向应是逐步理清电网环节的输配电成本（财务独立核算先行），最终根据资产规模和合理回报水平制定合理的输配电价，同时对企业投资进行规范和管理。

　　售电领域：准入和价格均有望逐步放开。项目准入方面，目前售电侧基本集中于电网体系之内，山西、四川、新疆及湖南等存在部分区域售电公司；就行业属性而言，售电领域具备市场化条件，投资主体或由目前较为单一的电网企业逐步扩大到允许诸如社会资本及发电企业成立独立配售电企业，从而引入竞争。从价格管制方面来说，销售电价主要由政府制定，随着改革推进以及售电侧的逐步放开，销售电价将由市场交易价格、输配电价以及政府基金和附加等共同组成，其中市场交易价格由售电企业与发电企业通过双边交易或电力市场交易形成及延续目前从大网按趸售电价购电的模式。

　　中信证券 吴非 崔霖／文