14年用电量同比增速3.8%,创十年新低。14年受经济增长放缓、经济结构调整以及气候因素等影响,用电需求‘再下台阶’,全社会用电量同比增长仅3.8%,较13年回落3.7个百分点(7.5%),也低于08年金融危机时5.2%的增速水平。发电量增速‘水火两重天’。14年受用电需求低迷和水电大发以及新能源等冲击影响,火电全年累计发电量同比增速-0.7%,为1990年以来首次同比负增长。水电方面由于14年来水较丰沛,且新投产装机规模较高,12年水电发电量同比增长19.7%,连续三年大幅增长,水电占全国发电量的比重创03年以来新高。预计15年发电量增速‘水火两重天’格局将延续。

全国发电利用小时4286,同比减少235小时。14年全国6000千瓦及以上发电设备累计利用小时4286,同比下滑235小时,为1978年以来最低水平。其中,火电利用小时4706小时,比上年同期减少314小时,再创新低。共有24个省份火电利用小时同比下降,其中云南和四川两省受水电挤压严重,火电利用小时仅2749和3552小时。水电受益于水情良好,发电利用小时达3653小时,同比增加293小时,是06年以来最好水平;水电方面由于14年来水较丰沛,且新投产装机规模较高,12年水电发电量同比增长19.7%,连续三年大幅增长,水电占全国发电量的比重创03年以来新高。

行业景气度低迷:‘新常态’经济格局下,电力需求低迷(申万电力测算15年用电量增速约5%),供给能力增长依然高于需求,发电设备利用小时或将持续下滑。近两次火电电价调整名义上是主要为解决可再生能源补贴资金不足以及疏导环保电价,而非‘煤电联动’,电价调整存在变数。此外,电改推进带来的市场化协商定价等模式以及电价审批权下放,或促使整体上网电价水平下降。

把握电改主题投资机会:电力体制改革方案呼之欲出,针对‘新电改’强调三个确定的逻辑:1)发电端(上网电价)有望率先引入市场化机制。低价者受益,推荐水电和大火电。2)售电侧(售电价)或采取多元化方式引入竞争。6类企业或成为新的售电主体,我们的判断是认为独立配售电资源企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势,更利于涉入售电市场业务,充分竞争的话,其优势将大于其他四类企业。推荐乐山电力、郴电国际和广安爱众。3)电改是电价改革,长期看有利于降低全社会用电成本,改善下游全产业链(原材料、制造等环节)盈利水平。

持续看好水电。新电力体制改革将采取输配电价独立核算+经营性电价市场化方式展开。发电行业整体利润空间或受挤压,但市场竞争比拼成本优势,大型水电等低成本企业将受益更多改革红利。我们持续看好水电行业:1)优先开发水电已形成共识,我国水电装机占技术开发量48%,与发达国家仍有较大差距(均70%以上),国家级会议多次强调要求积极开工西南大型水电基地;2)稳定的投资回报得到普遍认可,投资热度持续升温(10年850亿,13年1246亿);3)水电开发显著改善项目所在地区基础设施水平,可拉动地区经济;4)增值税政策调整减轻大型水电负担,提高收益率,本次期限5年,后续仍有调整可能。5)上网标杆电价形成有利于提升水电盈利能力,推进项目投资。建议增持川投能源、国投电力和桂冠电力。