一、需求分析
2015年，全国电力需求增速下滑明显，第二产业用电量负增长
2015年，全国第二产业尤其是工业生产放缓、结构调整加快，致使第二产业用电量增速下降，带动全社会用电量增长乏力。全年全国全社会用电量55500亿千瓦时，同比增长0.52%，增速较上年下降3.25个百分点。
分产业看，第一产业用电量1020亿千瓦时，同比增长2.48%，占全社会用电量的比重为1.84%；第二产业用电量40046亿千瓦时，同比下降1.43%，占全社会用电量的比重为72.15%；第三产业用电量7158亿千瓦时，同比增长7.47%，占全社会用电量的比重为12.90%；城乡居民生活用电量7276亿千瓦时，同比增长5.00%，占全社会用电量的比重为13.11%。
工业增长趋缓，四大高耗能产业过剩问题突出，工业用电偏弱，预计2016年全社会用电量增速为0.78%
2015年，全国工业同比增长5.90%，增速较上年下降1个百分点，导致工业用电量呈负增长，全年工业用电量39348亿千瓦时，同比下降1.40%，增速较上年下降5.06个百分点，占全社会用电量的比重为70.90%。
2015年1-11月，全国化工、建材、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高耗能行业用电量合计15287亿千瓦时，同比下降2.7%，增速同比回落6.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-118.1%。
当前，全国经济处于增速换挡期和结构调整阵痛期，受工业去产能、房地产去库存等影响，2016年高耗能行业用电量将继续呈负增长，虽然第三产业和城乡居民生活用电量均保持增长，但难以抵消工业用电不足影响，预计2016年全国全社会用电量增速为0.78%。
二、供给分析
全国电力供给能力进一步增强，核电及风电装机容量保持较快增长，火电装机容量增速回升
截至2015年末，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为15.07亿千瓦，同比增长10.40%。其中火电装机容量9.90亿千瓦，同比增长7.80%，占总装机容量的65.72%，较上年下降1.57个百分点；水电装机容量3.19亿千瓦，同比增长4.90%；核电装机容量0.27亿千瓦，同比增长35.30%。风电装机容量1.28亿千瓦，同比增长32.46%。
2015年，全国发电量56184亿千瓦时，同比下降0.20%。其中火电发电量42102亿千瓦时，同比下降2.80%，增速同比下滑2.40个百分点；火电发电量占比为74.94%，与上年持平。
2016年预计全国6000千瓦及以上电厂装机容量约同比增长8.03%，十三五期末火电机组产能过剩将进一步凸显
根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，到2020年，全国非化石能源占一次能源消费比重达到15%；力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右；核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上；风电装机达到2亿千瓦，风电与煤电上网电价相当；光伏装机达到1亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当。
目前，全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦，已发路条约2亿千瓦，若这些项目全部在十三五期间投产，则2020年火电将达到13亿千瓦，比2015年增加3亿千瓦左右，预计那时将有上亿千瓦火电机组成为过剩产能。而火电行业产能过剩，也将对风电、光伏发电等可再生能源的发展产生不利影响，给“弃风”“弃光”问题的解决增加难度，且随着水电、风电和光伏发电装机规模进一步扩大，可再生能源消纳面临更大压力。
根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》及电源建设完成投资额情况，预计2016年全国6000千瓦及以上电厂装机容量约为16.28亿千瓦，同比增长8.03%。其中火电装机容量约为10.42亿千瓦，同比增长7.08%，占总装机容量的63.99%。预计2016年全国发电量约为56322亿千瓦时，同比约增长0.25%。
发电设备利用小时数持续下降，电力行业总体供过于求进一步加重
近年来，全国电力需求增长乏力，而发电装机容量持续较快增长，特别是火电机组投资规模较大，导致全国发电设备利用小时持续走低。2015年，全国发电设备利用小时3969小时，同比降低349小时，电力产能过剩明显。其中火电4329小时，同比降低410小时；水电3621小时，同比降低48小时；核电7350小时，同比降低437小时；风电1728小时，同比降低172小时。
2016年，全国发电装机容量将进一步增加，而电力需求增长依然低迷，预计发电设备利用小时约为3702小时，同比降低约267小时，而火电、水电、核电和风电等发电机组利用小时数均有不同幅度下降，具体见下表。
三、成本与盈利能力分析
煤炭差能过剩严重，供需矛盾突出，煤炭价格继续下降
我国电源结构以火电为主，煤炭价格波动对火电乃至整个电力生产行业盈利能力影响很大，而近年来煤炭产能严重过剩导致煤炭价格大幅下滑并持续低位运行。
2006年以来，全国煤炭投资累计完成3.6万亿元，累计新增产能近30亿吨。其中，“十二五”期间累计投资2.35万亿元，年均投资近5000亿元。截至2015年末，全国煤矿产能总规模为57亿吨。其中，正常生产及改造的煤矿产能39亿吨，停产煤矿产能3.08亿吨，新建改扩建煤矿产能14.96亿吨，产能严重过剩。而煤炭消费需求明显放缓，2000年至2013年，煤炭消费量从13.6亿吨增至42.4亿吨，增长212.8%。但近两年煤炭需求大幅下降，2014年全国煤炭消费同比下降2.9%，2015年同比降幅预计在4%左右。
2012年以来，全国煤炭价格持续下降。大同优混(Q5800K)、山西优混(Q5500K)、山西大混平仓价(Q5000K)分别由2012年最高的860元/吨、805元/吨和700元/吨降至2016年1月25日的399元/吨、365元/吨和326元/吨，降幅分别达到53.60%、54.66%和53.43%。环渤海动力煤(Q5500K)价格也由2012年最高的797元/吨降至2016年1月20日的372元/吨，降幅达53.32%，已跌回十年前的水平。
虽然2015年以来，煤炭价格阶段性上调，政府相关部门在去产能方面动作频频，但国内煤炭市场整体低迷和产能过剩严重问题短期难以缓解，预计2016年煤炭价格仍将维持在2015年末时的价位继续震荡运行，甚至继续下行。
2015年火电发电成本继续降低，水电、核电和风电发电成本不同幅度上升，预计2016年火电发电成本仍有微小幅度下降
受益于煤炭价格的持续下滑并低位运行，火电主营业务成本大幅下滑，带动电力生产行业整体主营业务成本下降，水电、核电和风电随着折旧增加导致主营业务成本保持增长，但对电力生产行业整体成本影响有限。2015年1～10月，电力生产行业整体主营业务成本10231.76亿元，同比下降5.51%；其中火电主营业务成本为7993.16亿元，同比下降9.08%；水电、核电和风电主营业务成本分别同比增长8.05%、25.62%和7.72%。预计2016年电力生产行业整体主营业务成本同比增长0.25%，其中火电同比下降0.70%。
2015年电力生产行业营业收入同比略有下降，火电行业主营业务收入同比大幅下滑，水电、核电和风电行业营业收入均保持较快增长
2015年以来，火电发电量下降以及2015年4月燃煤电价下调导致其主营业务收入大幅下滑，而水电、核电和风电得益于发电量增长而使得相关行业主营业务收入也保持增长，综合影响导致电力生产行业整体主营业务收入小幅下降。2015年1～10月，电力生产行业主营业务收入14616.49亿元，同比下降2.28%。其中，火电主营业务收入10506.93亿元，同比大幅下降6.25%；水电主营业务收入2430.45亿元，同比增长4.86%；核电和风电主营业务收入分别同比大幅增长30.16%和11.52%。
由于煤电价格持续走低，同时国家也为减轻用电企业负担，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱，预计仅煤电价格下降将导致火电2016年收入减少约1254亿元。综合分析，预计2016年电力生产行业主营业务收入约为16445亿元，同比下降6.86%。其中火电主营业务收入同比下降10.52%，而水电、核电和风电同比分别增长2.24%、48.22%和17.12%。
2015年火电、水电、核电和风电盈利能力继续提升，带动了电力生产行业整体盈利水平继续改善；但预计2016年火电盈利能力大幅下降，水电、核电和风电盈利小幅回落
2015年以来，电力生产企业盈利状况继续显著改善。2015年1～10月，电力生产行业利润总额2906.30亿元，同比增长13.55%，其中火电利润总额1828.39亿元，同比增长13.37%；水电、核电和风电利润总额分别同比增长5.05%、27.91%和39.77%。
2015年1～10月，电力生产行业主营业务利润率达29.10%，其中火电为23.12%；受来水偏丰影响，水电利用小时数有所增加，盈利能力大幅提高，主营业务利润率为46.99%；核电和风电分别为46.76%和42.48%。
虽然煤炭价格将继续低位运行甚至下行，但受2016年燃煤发电上网电价下调及火电机组利用小时下降影响，预计2016年火电盈利能力较2015年将大幅下降；水电即使来水情况延续2015年行情，盈利能力也将因机组利用小时数下降而小幅下滑；核电和风电由于受机组利用小时下降影响盈利能力将有小幅回落。总体而言，预计2016年电力生产行业利润总额和盈利能力均下降。
但从长期来看，新一轮电力体制改革将步入实施阶段，未来水电和火电将实现“同网同质同价”。而目前，我国水电上网平均电价为0.301元/千瓦时，具有一定提升空间，而且水电作为目前最具竞争力的清洁能源，上网优先也利于水电的消纳。此外，新一轮电改也指出，在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发，利于相关行业盈利能力的提升。
四、偿债能力分析
2015年，火电、水电和风电以及电力生产行业整体偿债能力继续增强，核电虽有小幅下降，但仍具有较强偿债能力；预计2016年电力生产行业仍较强。
2015年1～10月，电力生产行业负债规模43283.54亿元，同比增长8.63%。其中，火电负债规模19609.82亿元，同比下降0.58%；水电、核电和风电负债规模分别同比增长8.83%、10.10%和24.38%。
2015年1～10月，电力生产行业资产负债率保持下降态势；其中火电和水电分别得益于煤价下降和来水情况良好以及宽松的外部融资环境，资产负债率较上年末分别下降1.95个百分点和0.78个百分点。同期，电力生产行业整体以及火电、水电和风电利息保障倍数均有小幅上升，偿债能力持续增强，核电利息保障倍数虽有小幅下滑，但仍具有很强的偿债能力。预计2016年火电利息保障倍数继续上升，水电、核电和风电利息保障倍数则不能程度回落，但各发电行业依然保持较强的偿债能力。
五、结论
预计2016年全国全社会用电量增速为0.78%，而全国6000千瓦及以上电厂装机容量预计同比增长8.03%，电力供求矛盾进一步加深，导致发电设备利用小时同比降低约267小时。
预计2016年煤炭价格仍将维持在2015年末时的价位继续震荡运行，但受2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价影响，火电收入和盈利能力将大幅下降。而水电在来水情况延续2015年的情况下收入将有所增长，但盈利能力因机组利用小时数下降而小幅下滑；核电和风电盈利能力也将小幅回落。
注：本报告资料来源于Wind资讯和其他公开途径，作者对这些信息的真实性、准确性和完整性不做任何保证。本报告中的观点和陈述不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议。本报告转载，引用注明来源。
本站仅提供存储服务，所有内容均由用户发布，如发现有害或侵权内容，请
点击举报。
