清洁、成长为主线

2013年前10月，全社会用电量43825亿KMh，同比增长7.4%，一产、二产、三产及居民增速分别为-0.5%、6.7%、10.6%和9.8%；10月单月增速9.5%（基数原因，较9月的10.4%环比回落0.9个百分点）。

环比来看，10月用电量较9月降约1.7%，降幅与2005-2012年同期-1.9%的波动中值基本持平；从此角度分析，10月经济仍然延续了6月以来的温和恢复态势。

结合前10月数据，预计2013年全年用电增速约为7.5%；展望2014年，采用月度环比方法预测的全年增速为7.1%；采用宏观方法预测2014-2015年的全年增速分别为7.0%及6.5%。

2013年前10月，全国6000KW及以上发电装机容量1172.2GW，同比增长10.0%；其中，火电845.2GW，同比增长7.2%；水电235.6GW，同比增长14.2%；核电14.6GW，同比增长16.7%。2013-2015年，中国的装机增速分别为10.0%、8.1%及7.7%，2012-2015年火电、水电、核电、风电及太阳能装机年均复合增速分别为5.5%、9.6%、42.8%、19.6%及120.1%，火电装机增速较2007-2011年逾10%的水平明显回落，清洁能源装机快速发展；由于火电机组在建、核准及投产规模持续下降，水电、核电等清洁能源将从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，2015年清洁能源装机比例有望达到34.3%。

综合来看，随着进口煤增加以及春节后小矿复产及运力恢复，煤价有望再度走弱，但低点或高于2013年9月水平；预计2014年动力煤均价或较2013年下降2%-3%。

2013年下半年以来，货币市场资金价格整体偏紧；7天Shibor平均利率较上半年走高近30个基点，并传导至债券、信贷市场，国债收益率持续攀升至近五年高点。流动性维持偏紧格局可能具有长期性，由于通胀或将温和回升，货币政策偏紧格局难以改变，2014年资金成本仍将维持高位，并较2013年有所提升。

电改市场化的趋势将增强电价的可预测性，电网势力削弱或可预期，盈利也将逐步透明化；发电侧和售电侧盈利则不光取决于成本变动，还要依赖外部供求环境，故不能简单判断是利好或利空，水电电价则有望在此过程中得以提升并合理反映其市场价值；此外，鉴于行业特殊性，渐进式改革、先试点后推开模式将拉长改革对行业的影响进程。

对于光伏、风电等新能源行业而言，电价明确是其发展的必要条件。2013年8月30日，发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价；对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为0.42元/KMh。

可再生能源电价附加提高将有效缓解目前可再生能源发展基金存在的缺口问题（2015年前基本可以保障），支持国家在风电、光伏等新能源领域的规划装机规模，增强电网的转移支付能力，有利于相关可再生能源发电企业现金流的改善，促进新能源发电建设运营。

随着国家对于清洁能源重视程度提高，风电及光伏等发展规划趋于科学化，以及相关电网建设速度提高，新能源并网问题有望逐步解决。

从城市燃气分销行业调价情况看，大部分城市进行顺价传导。就2014年看，随着消费量的继续提升，高价的增量气将推升平均气源成本的上升，届时下游终端气价是否上调存在不确定性。若不能及时调整，将意味着增量气部分单位盈利将有所下降。

随着大气污染防治措施的推进，经济企稳回升以及利用政策放宽，下游天然气利用设施建设有望加快，从而推动消费增速提高。

就重点区域而言，“煤改气”属于政策强力推动，执行力度或较大，天然气替代需求有望推动用气量持续快速增长。