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中金公司:07年电力股投资策略

  2007年电力行业相比较与上年的显著特点就是可预见性大大加强。比预想中降低的利用小时风险以及煤价风险将有助于提高行业盈利以及估值水平。但需要观察天气对于火电出力的影响以及上市公司的再融资影响。

  由于经济运行并没有出现预想中的减缓,加上天气降水因素影响,下半年电力企业发电量表现好于预期。

按照国家统计局的数字分析,1-11月份发电量合计增长14.2%,其中上半年增长12.4%,7-11月份年同比增长达到16.1%,增速比上半年提高4个百分点。电力行业整体尤其是火电行业利用率表现好于预期。从整体水平来看,7-11月所有发电机组利用率比去年同期下降2.4%,而上半年幅度为4.6%;火电利用率表现更加突出,在进入2006年下半年的新建机组投产高峰期之后,7-11月份火电机组利用小时同比下降幅度只有0.9%,而上半年火力发电利用小时下降幅度为6.3%。

  展望2007年,中金宏观组判断宏观经济将结束2006年年中的减速步入稳定阶段。根据中金宏观组的预测,影响2007年电力需求增速最重要的GDP、FAI以及整体工业增加值增速分别为10%,23%和16%。因此,我们预计今年和明年电力需求增速都将保持在13-14%左右的水平。从供给角度看,2006年全国投产装机容量9000万千瓦,06年底全国装机容量为6.1亿千瓦。2007年当年投产机组我们估计在1亿兆瓦左右,增速为16%;2008年投产机组可能在6000-9000万千瓦之间,增速为8-13%。这样的一个投产总量假设基本同2005年底全国在建装机容量2.5-2.8亿千瓦的总规模相对应,已经充分考虑了前期未经审批机组投产对供给总量带来的影响;实际上,考虑到迅速增长的电力需求,该部分项目获得审批也是情理之中并且是可以预料的。按照以上的计算,2007年全国利用小时下降幅度在3%左右;2008年可能持平或者上涨3%左右。预计2008年利用小时仍旧在5200小时以上;火电机组利用小时在5500小时甚至略高,处于技术稳定出力范围的高端;全国电力供求形势保持2006年平衡中偏紧的态势,部分地区可能仍有拉闸限电。

  除了需求强于预期,煤电联动机制的顺畅化也提高了电力行业的可预见性。更为重要的,如果2007年电煤合同价格上涨不超过5%,在2007年年中进行70%煤电联动的假设下,火力发电商2007年平均电价比06年上涨可以完全弥补其成本压力:合同煤价上涨5%或者16元/吨,单位燃料成本上升8元/兆瓦时;而70%联动提高电价6元/兆瓦时折合半年效应3元/兆瓦时,加上去年年中电价调整10元/兆瓦时的07年全年贡献,07年年同比电价上涨正好能抵消单位燃料成本提高。类似的,如果煤价涨幅只有3%,则单位点火价差提高2元/兆瓦时;如果煤价提高7%,点火价差降低2元/兆瓦时。

  但是我们需要注意天气因素对火电类公司发电量以及煤炭价格的影响。不可否认,2006年火电机组利用小时滑落仅有3%左右,同降水偏少关系密切。2006年1-11月份火电发电比例为84%,而2005年同样新投产绝大部分为火电,当年火电比例只有82%。在2007年,如果来水情况恢复到2005年平水年的水平,在假设总体电力需求增长14%的情况下,火电发电量增长12%,利用小时可能下降5%以上。但是不可否认的,由于2006年下半年来水偏枯,2007年上半年水电出力受到限制,天气给火电股带来的风险主要体现在2007年的年中之后,当然这个风险同样适用于同期煤炭价格。

  由于经济持续快速发展,造成电力企业必须迅速扩大自身规模,新建项目集中,自有资金积累不足;而且由于行业特点,新建项目75-80%依赖银行贷款;考虑这两方面的因素,独立发电商可能有迫切的融资要求。这有正反两个方面的意义:

  1)上市公司母公司如果财务状况相对窘迫,则对下属上市公司进行资产注入,回流资金的动力加强;

  2)上市公司本身负债率较高,则有可能进行股本融资筹集资金投入新建项目,短期内摊薄每股盈利。

  电力行业来看,需要密切关注的是2007年煤电联动的时机把握以及利用小时的个体性差异。

  1.从整个行业来看,煤电联动是一个重要不确定因素。如果假设煤价上涨5%,煤电联动年中启动,顺价70%,07年平均电价上涨可以抵消煤价影响。但是利用小时下降已经非常确定,即使按照3%的利用小时下降,对于独立发电商盈利影响也将超过10%。行业装机容量的增长17%,行业盈利增长在5-10%之间,低于GDP增长速度;但是考虑到2008年行业形势转暖,可以考虑自然权重配置。

  2.投资时机的把握:一季度末是一个关键时间。预计2006年各大公司盈利基本复合预期,但是一季度末二季度初对于煤电联动的进一步确切消息以及一季度利用小时的具体下降幅度将给火电股带来显著的价格波动和交易机会。到了第三季度末,随着煤电联动电价提升对于盈利的促进,加上2008年临近,市场情绪也可能有所转暖。如果第四季度煤价上扬,则套现获利,如果煤价平稳甚至下行,可以继续战略性建仓。

  3. 2007年电力股市盈率在16倍左右,对应PEG在1倍左右;按照18倍的目标市盈率计算,还有10%左右空间。

  后市我们建议投资者关注大唐发电 和国电电力 的交易机会:

  1.大唐发电一向以公司治理和超预期增长见长。而且在增长型公司中,2008年估值低于华电和粤电力。尤其的,如果大唐发电全部新发行A股上市之后,如果价格有所调整,则提供了更好的介入机会。给予审慎推荐评级。

  2.虽然我们并不对国电电力母公司资产注入带来的每股盈利增长有过高期望,但1季度末前后公司股价如果出现波动,也一样可以带来交易性投资机会。维持审慎推荐评级。

  3.将粤电力A评级从审慎推荐调低到中性,最近的股价表现已经反映了公司新机投产密集的预期;我们并不认为华能集团投入100亿元现金购入粤电集团24%股权能够容忍后者通过粤电力整体上市。

  4.追涨对象可能是华能国际和内蒙华电。华能国际如果华东地区机组能够在2007年补偿2006年煤电联动,则是意外惊喜;内蒙华电虽然新机质量不错,但是公司治理问题使得介入投资者必须风险耐受能力较高。由于水电行业并不受制于2007年的电价不确定性以及燃料成本的压力,我们依旧给予长江电力推荐的投资评级,基于DCF模型的目标价位为12.03元。估值水平比先前提高主要是由于市场要求回报率下降。中金策略组测算目前市场无风险收益率为3%,市场平均风险溢价为8%。综合长电高杠杆收购以及经营稳定的特点,我们DCF模型中使用WACC为7%。长电目前价位对应2007年EV/EBITDA倍数为12,是DCF模型中退出倍数的主要参考。在以上的假设中,2007年年底考虑权证全部执行后,长电的每股合理价格在12元左右。

  如果长江电力能够在2008年完成整体上市,则我们的07年目标价位可以提高到13.7元,建立在如下计算之上:

  1.融资安排上:950亿元收购三峡余下20台机组,在2007年收购三台后,整体上市支付的收购代价为808亿元;支付对价中50亿元可以用现金支付(考虑2006-08年分红后自由现金流以及目前现金积累);收购完成后,公司最高资产负债率在60%,可以额外为收购举债608亿元左右(包含07年收购);余下需要通过权益融资募集资金292亿元,其中权证68亿元,再次股本融资224亿元。再融资的价格以2009年合理价格的90%考虑(增发假设)。

  2.净利润以及每股盈利计算:使用我们原有模型中2016年完成所有收购后的EBIT(包含补贴收入),考虑新融资方案下的财务费用和新股摊薄;

  3.循环计算增发价格,使得完成整体上市后以(1)所述的合理价格下的税后股息收益率为3%(假设保持65%分红比例),等于目前中国无风险利率水平。2007年的目标价位为考虑两年WACC折现后的价格。

  4.可以看出,以上计算最重要的两个同长江电力有关的假设是完成收购的总对价以及收购之后的资产负债率目标水平。在950亿元以及60%的假设下,2007年的合理价位为13.7元。如果收购代价提高或者负债率提高,则目标价位降低。

  中金公司:07年能源行业投资策略

  过去一年中煤炭和电力股价表现均明显弱于大市。但是宏观经济运行态势、节能降耗的政策目标以及两税合并使得市场对这两个行业未来2007年经营基本面的担忧趋于和缓,股价的相对表现都将好于去年。2007年我们建议按照自然权重配置煤炭和电力板块,同时把握行业消息面以及季节性的交易机会。

  2006年下半年偏重快速的经济增长趋势确立。电力和煤炭作为宏观经济运行的基础和上游行业处境改善,快速增长的需求将有效消耗潜在的过剩产能。

  节能降耗的宏观目标将切实提高各种能源价格,特别是将有待整合的煤炭行业价格维持在高位;理性的行业新政策只会加强大型煤炭集团的行业地位和盈利能力。同时煤电联动执行的一贯性和可预见性也大大提高。但气候和降水因素可能影响火电出力及煤炭价格。

  假设存在逻辑缺陷的、针对山西国有大型煤炭企业的一金两费不实施,煤价提升将使得煤炭行业2007年盈利增长10-20%;行业估值另外有10%左右的提升空间。建议关注规模增长迅速的上市公司,审慎推荐西山煤电。

  如果电煤上涨5%且年中进行煤电联动,电力行业盈利07年同比增长5-10%。行业投资方面建议把握消息面以及季节性交易机会;估值还有10%左右上升空间。审慎推荐大唐发电和国电电力。

  推荐长江电力。不考虑整体上市,目标价位12元;假设2008年完成整体上市,初步目标价位13.7元。

  煤炭/电力

  把握交易性投资机会

  过去一年中煤炭和电力股价表现均明显弱于大市。但是宏观经济运行态势、节能降耗的政策目标以及两税合并使得市场对这两个行业未来2007年经营基本面的担忧趋于和缓,股价的相对表现都将好于去年。2007年我们建议按照自然权重配置煤炭和电力板块,同时把握行业消息面以及季节性的交易机会。

  2006年下半年偏重快速的经济增长趋势确立。电力和煤炭作为宏观经济运行的基础和上游行业处境改善,快速增长的需求将有效消耗潜在的过剩产能。

  节能降耗的宏观目标将切实提高各种能源价格,特别是将有待整合的煤炭行业价格维持在高位;理性的行业新政策只会加强大型煤炭集团的行业地位和盈利能力。同时煤电联动执行的一贯性和可预见性也大大提高。但气候和降水因素可能影响火电出力及煤炭价格。

  假设存在逻辑缺陷的、针对山西国有大型煤炭企业的一金两费不实施,煤价提升将使得煤炭行业2007年盈利增长10-20%;行业估值另外有10%左右的提升空间。建议关注规模增长迅速的上市公司,审慎推荐西山煤电。

  如果电煤上涨5%且年中进行煤电联动,电力行业盈利07年同比增长5-10%。行业投资方面建议把握消息面以及季节性交易机会;估值还有10%左右上升空间。审慎推荐大唐发电和国电电力。

  推荐长江电力。不考虑整体上市,目标价位12元;假设2008年完成整体上市,初步目标价位13.7元。

  重工业为主要驱动力的宏观经济增长模式确立有利于中上游行业

  电力和煤炭从行业属性中相对偏重:煤炭产品中大约85%左右为电力、钢铁、化工和建材四大行业消耗,电力中55%以上需求来自于重工业;因此这两个行业形势的判断必须紧密结合宏观经济。2006年下半年以来,随着宏观经济各项指标的平稳增长,投资者对于2007年以及2008年经济增长速度减缓的担心逐渐消退;与此同时,整体经济增长的模式依旧得到了保持,重工业依旧保持显著快于轻工业4~6个百分点的态势。中金宏观组认为,2007年全年GDP、FAI以及整体工业增加值将分别为10%,23%和16%,2008-2010年经济增长减速也并不明显。

  需求因素相对于供给是决定中上游行业投资价值的更重要因素,持续快速的需求增长能够持续推动产品价格或者提高设备利用率,并且能够迅速消化新增产能,使得新增产能得以体现为收入和盈利的切实增长。明确了2007-10年经济增长速度,尤其是以重工业增长为主的增长模式是确立煤炭和电力行业投资价值的基础。我们预测电力需求增长速度保持在13-14%的水平,电力需求弹性系数保持在1.4左右。韩国和日本的经验都证明,在进入持续重工业化的经济增长模式中,保持较高的电力消费弹性系数(1.2-1.5x)是非常可能的。在此基础上,煤炭的年消费增长速度保持在10-12%的水平上,相对于GDP的弹性系数在1.2-1.5之间。

  投资核准制或造成未来中期内产能利用持续紧张

  在经济增长尤其是对于能源需求的增长都保持在过去25年都未曾经历的高速增长的同时,我们对于煤炭和电力两个行业的新增产能规划却还是一如过去25年的那样保守。对于能源需求的低估以及对于核准投资的限制使得新增产能的投产对于行业运行的负面影响有限。我们以上的判断建立在如下观察的基础上:

  1.行业固定资产增速减缓;从绝对数量来看增加也并不显著;与此同时,电力和煤炭总产能/产量正在以每年10-15%的速度增长,未来建成产能对于市场的影响将会进一步减少,尤其是电力行业。从下图可以看到,截止2006年11月,煤炭行业年累计固定资产投资为1170亿元,年同比增速为29%,这个增速比1年前的76%显著下降;电力行业累计固定资产投资为6202亿元,年同比增速为13%,保持电力市场增速同步的水平。可以想象,在这样的产能扩张前景下,目前新增项目投产后,只能勉强跟上电力需求增长的速度,2008-09年行业产能过剩的可能性已经不大。

  2.经济十一五规划以及行业十一五规划对于未来3-5年的需求增长和潜在市场估计都过于保守。从宏观经济十一五规划来看,发改委对于GDP增速的判断只有8%。对于电力行业,2005年底全国装机容量为4.8亿千瓦,2010年在关停1800-2500万千瓦小机组的基础上,全国装机容量增长35%达到6.5万千瓦,5年年复合增长率不到6.5%。而且2005年全国火电装机利用小时为5685小时,已经没有进一步发挥潜力的空间。如果考虑2006年投产8000-9000万千瓦,2007年投产9000万千瓦,2008年-10年几乎没有大规模新增产能;可以想象,即使2009-10年违规保持2007-08年的水平,随着装机基数的扩大,每年新增产能速度也只有10-12%,同电力需求增长速度基本吻合,不会给设备利用率带来明显的影响。类似电力的,煤炭十一五规划需求量也基本上等于2007年的实际需求量。2005年全国煤炭产量为21.7亿吨,十一五末规划为25亿吨,5年增长速度只有15%,年均3%不到。实际上2006年全国煤炭需求量已经在24亿吨左右。过于保守的规划虽然不一定得到完全执行,但是在核准制的投资审批制度下,2008-10年新增产能的增长速度几乎是必然低于2006-07年。

  3.上市公司的规模扩张也比2004-06年为弱。煤炭上市公司的产能扩张一直迟缓,而发电类上市公司的扩张明显减速。我们覆盖了全国性的独立发电商2009年平均装机容量增长从2007-08年的15-20%回落到10%以下。

  节能降耗目标指导行业政策、打开价格上涨空间

  经济的高速重化发展给节能降耗带来的挑战,也使得我们相信为了实现这一宏观目标的政策推进力度会更大,尤其是价格政策;这一政策导向将更倾向于将煤炭价格维持在高位,并通过及时的电价调整将能源价格提高的信号传递到下游行业中去,以起到推动能源有效利用,淘汰高耗能落后产能的目的。这样的价格政策取向能够降低煤炭行业的周期性风险,也同时降低了电力行业的监管风险。

  基于过去25年的历史数据,GDP能耗(根据新公布调整后GDP数据按照价格进行了调整后)最近五年以来的不断增高主要是由于经济增长的主要推动力从轻工业和服务业转移到重工业导致;但是能源价格尤其是电力价格调整不到位也是其中的一个原因。2006年下半年以来,随着成品油价格以及电价的调整,2006年全年单位GDP能耗有望降低0.5个百分点,这比2006年上半年0.8%的能耗提高不能不说是充分说明了价格工具的有效性。

  将煤炭价格维持高位,我们认为其手段可能有如下三个。

  1.严格审批新建产能,包括通过控制配套运输设施:十一五规划已经非常非常明确的证明了这一点。

  2.切实推进行业整合和关停小煤矿,关停小煤矿标准在主要产煤省已从1年前的9-15万吨/年提高到30万吨/年。

  3.提高行业税赋水平,充分体现资源的有偿使用。这一政策在提高行业集中度的背景下将主要针对中小型煤炭企业,从而使得资源利用率比较高的大型煤企在行业整合的过程中占据更多优势。

  对于电力而言,主要是包括:

  1.煤电联动政策的实施。煤价上涨5%以上即可触发煤电联动。2004年以来合计进行过3次煤电联动,合计提高上网电价44元/兆瓦时(含税);预计2007年年中还将进行下一次煤电联动。

  2.以及在终端电价调整中,倾向性的提高重工业尤其是高耗能行业电价水平;取消高耗能产业优惠电价;缩小高耗能企业同大型煤炭企业之间进行的电力直供试点范围,允许电网收取过网费和备用费。

  3.行业改革以完善行业形成机制为主,特别是输配电环节;过去2年的电力市场试点证明,在相对成熟的输配电价格形成机制出现之前,竞价上网试点都会局限在较小的范围内,对于独立发电商电价影响不大。

  两税合并

  目前煤炭和电力行业上市公司大部分都是国有企业改制上市而成。从两税合并来看,受益最多的是在过去并不享受外商投资企业税收优惠、也不享受西部大开发以及高新技术开发区/特区优惠政策的上市公司。如果假设两税并轨五年平滑过渡,原先适用于33%所得税的企业每年盈利提高在2-3%之间。

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