投资摘要：
2008年是完成“十一五”节能减排约束性目标的关键一年，也可能是“十一五”期间单位GDP能耗下降幅度最大的一年。但由于GDP的快速增长，预计我国的能源消费仍将持续增长，但增长速度将出现减缓。
未来国内能源价格将追随国际行情大幅度提升。煤炭价格的大幅上涨将能够抵消生产成本增加带来的负面影响，行业毛利率将迅速回升至30%左右或以上水平。煤炭行业的高景气度将得以延续。石油特别收益金则将令石油勘探与开采行业的毛利率可能随油价的上涨而继续下滑，但未来一年内当能维持在35%以上。
我们给予能源行业整体“强于大市”的投资评级，由于毛利率的提升将带来盈利数量的大幅增长，煤炭将成为能源行业的投资亮点。
煤炭行业中，我们建议关注以下四类股份：(1)有外生增长空间的个股，如在建产能大、可能对外并购、资产注入、整体上市的大型煤炭股；(2)相关多元化布局较好的个股；(3)拥有较多可采储量以及优质稀缺煤种的个股；(4)负债率较低的个股。
三家石油公司之中，
中国石化的盈利能力受到石油特别收益金的冲击最小，却能最大限度地受惠于国内成品油定价机制改革。未来一年中国内成品油价格有望出现较大幅度的提升，这将使得中国石化超过
中国石油和中海油，成为增长性最好的石油公司。
一、能源的定义及分类
能源是自然界中能为人类提供某种形式能量的物质资源。根据产生的方式，能源可分为一次能源和二次能源。一次能源包括可再生的水力资源和不可再生的煤炭、石油、天然气资源；此外，太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能以及核能等可再生的新型能源也属于一次能源的范畴内。而电力、煤气、汽油、柴油、焦炭、洁净煤、激光和沼气等能源都属于二次能源。
二、能源的消费结构
2006年世界一次能源消费总量为108.79亿吨油当量。其中石油、煤、天然气三大传统能源在2006年世界能源消费总量中所占比重分别为35.8%、23.7%和28.4%，合共比重高达87.9%，可见这三种能源在世界能源消费结构中具有支配性的地位。
2006年我国一次能源的消费总量为17.21亿吨油当量，仅次于美国排名世界第二，并为排名第三的俄罗斯一次能源消费总量的两倍以上。三大传统能源在我国能源消费总量中所占比重高达93.80%。我国的能源消费结构中，煤炭占有近70%的比重，天然气消费却少的可怜；而多数发达国家的石油消费在能源消费结构中所占比重较大，俄罗斯的能源消费结构则以天然气为主。
三、能源的储备及供给
能源的消费结构受到实际需求、能源储备及供给、环境保护等多个方面因素的共同制约。比如，多数发达国家的石油和天然气消费比重较高，而煤炭消费的比重却明显低于世界平均水平，与这些国家严格的环境保护政策有关。美国石油消费的比重较高，则主要由庞大的市场需求所决定，因此在国内产能相对有限的情况下，2006年美国原油进口量超过5亿吨，并因此成为世界最大的原油进口国。俄罗斯是世界上天然气资源最为丰富的国家，截至2006年年底的天然气已探明储量高达47.65万亿立方米，在世界天然气已探明储量中所占比重高达26.3%，因此其天然气消费在能源消费结构中占有超过50%的比重。
我国的能源资源具有富煤、贫油、少气的结构特点。煤炭在我国能源消费结构中占有近70%比重，石油消费所占比重相对较小以及天然气消费比重明显偏低的状况也是由我国三种传统能源的储量和供给状况决定的。我国煤炭资源相对较为丰富，产能可满足国内需求并且储产比远远高于石油，决定煤炭在未来相当长一段时间内仍将在我国的能源消费结构中占有主要比重。我国石油储量相对较少，产能仅能满足半数需求且储产比远低于世界平均水平，每年都需要大量的原油进口。由于天然气消费比重较小，目前我国天然气的产能尚可自给知足，且储产比远高于石油；因此未来天然气消费将有一定的增长空间。
四、能源行业现状
1、需求增速将出现减缓
根据BP世界能源统计，2006年世界一次能源消费同比增长2.4%，低于2005年3.2%的增长率，略高于过去10年的平均水平。受能源价格居高不下的影响，能源进口国消费减缓，而出口国的能源消费强劲增长。
2006年中国一次能源的消费增长了8.4%，继续占全球能源消费增长的一半以上。我国能源消费的快速增长由国内GDP的高增长所决定。不过，由于能源利用效率的提升导致能耗强度(单位GDP能耗)迅速下降，多年来我国能耗增速略低于GDP的增长速度。
“十一五”规划《纲要》将“十一五”时期单位GDP能源消耗比“十五”期末降低20%左右作为约束性指标，列入经济社会发展的主要目标。不过，目前来看，中国节能降耗形势仍不容乐观。2006年、2007年上半年和2007年1-9月全国单位GDP能耗同比下降幅度分别只有1.33%、2.78%和3%。中央经济工作会议提出，“2008年是完成"十一五"节能减排约束性目标的关键一年，必须加大力度、迎难而上，打好节能减排攻坚战、持久战”。因此，2008年可能是“十一五”期间单位GDP能耗下降幅度最大的一年。我们预期2007年到2010年单位GDP能耗下降幅度分别为3.07%、7.61%、5.56%、4.12%。
在GDP增长幅度为10%的假设之下，我们预期2007年和2008年全国总能耗增长幅度分别为6.7%和1.7%。2007年和2008年，我国三大传统能源的消费量将分别达到16.98亿吨油当量和17.27亿吨油当量。对应2007年的石油、天然气、煤的消费量分别为3.82亿吨、623亿立方米和24.74亿吨；2008年的消费量分别为4.06亿吨、671亿立方米和24.76亿吨。
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2、能源价格快速上升
从多年来的价格变动数据看，石油、煤和天然气三种传统能源的价格在1998-1999年间达到一个相对低点之后，近年来处于强劲上涨的阶段。从国际市场行情数据来看，三种传统能源之中，煤炭和天然气的价格上涨速度较为接近，2006年价格较1999年价格的上涨幅度在1.2-1.3倍之间；石油价格上涨速度最快，2006年价格较1999年价格的上涨幅度达到近2.6倍之多。
目前，相同热值的煤炭价格仅为石油价格的20%左右，折价幅度接近历史新高，相比而言，相同热值天然气价格则达到石油价格的60%以上。因此，石油价格的快速上升对于煤炭价格起到拉动作用。2007年以来，国际煤价基本保持上升趋势，11月份澳大利亚动力煤BJ价格指数超过80美元/吨，月涨幅超过10%，年度同比涨幅则高达80%以上。
从2002年起，国内煤炭价格主要由市场力量决定。煤炭企业的国内销售价格虽然略低于出口价格，但扣除运输成本后的差别幅度不大，且国内煤炭价格跟随国际煤炭价格的上升而上升。
从主要石油生产商近年来的原油平均实现价格来看，国内原油价格较国际油价虽略有折让，但已基本实现接轨。国际油价的大幅上升将导致国内原油价格的同步提升。从近年来的平均折让幅度来看，如果2008年国际平均油价超过80美元/桶，国内原油价格将可达到70美元/桶以上。天然气价格受政府管制，近年来稳中有升，国际天然气价格的大幅上升对国内气价影响不大。但近期国内已在酝酿天然气价格改革计划，主要天然气生产商的出厂价已有大幅度的提升。
五、行业盈利能力分析
1、煤炭行业
(1)毛利率将迅速回升
能源产业的盈利模式较为简单。煤炭生产企业的盈利能力主要受到煤炭销售量及销售价格的影响。而其生产成本主要包括原材料、燃料及电力成本、人工成本、折旧及摊销、运输费等。近年来煤炭生产企业的毛利率下滑，与其开采成本增加、雇员工资福利及原材料价格的上升有关。未来煤炭价格的大幅上涨将能够抵消生产成本增加带来的负面影响。行业毛利率将迅速回升至30%左右或以上水平。
(2)景气度将得以延续
由于下游行业(电力、冶金、化工等)需求旺盛，销售收入、产品售价上涨，煤炭行业景气度在2007年进一步提升。我们预计2008年我国煤炭行业的销售收入、产品售价还会保持上涨的势头，目前这种高景气状况仍可延续，行业利润增速有望达到20-25%左右。
由于担心煤炭产能增长过快、供应过剩，目前国家只鼓励大、中型煤矿新增产能，行业准入门槛已然提升。预计到2009年，国内前十大煤企产量占比可提升至30%。集中度提升有助于稳定煤价，延长景气期。
2、油气行业
(1)原油勘探与生产业务
国内原油价格参照国际原油价格确定，因此国际油价的持续高企将直接带来国内石油勘探生产业务销售收入的增加。但受原油价格大幅上涨的影响，油田服务业费用普遍上扬，这也导致原油勘探生产业务服务费用支出的增加。同时，近年来国内材料、燃料及动力等生产资料价格都有不同程度的上涨，也导致相关生产成本的提升。
从最近几年来的情况看，中国石油和中国石化原油勘探生产业务的毛利率分别于2005年和2006年达到一个高点之后便出现回落。出现这种情况的原因在于两家公司原油实现平均价格的回落以及单位原油生产成本的持续上升。2006年中石油原油实现平均价格为59.81美元/桶，同比增加23.7%；而其单位原油生产成本却为166.4元/桶，同比增幅达到41.1%之多。今年上半年中国石油、中国石化两家公司原油实现平均价格较去年双双出现回落，而单位原油生产成本却较去年分别有17.2%和28.9%的增幅，毛利率快速回落是不难理解的。
相比中国石油和中国石化而言，中海油的原油实现平均价格更加坚挺一些。更加重要的是，今年上半年中海油单位原油总费用较去年水平还略有下滑，因此其营业利润率得以保持稳中有升的态势。
(2)炼油业务
前已述及，国内原油价格参照国际原油价格确定，其含义不仅在于石油公司对外出售原油的价格参照国际油价确定，原油从同一公司的勘探生产板块流向炼油板块，交易价格亦是如此。因此，国际油价的持续上涨直接导致中国石油和中国石化两家公司炼油业务成本的大幅提升。
国内成品油销售价格受到国家发改委管制。从2001年10月起，石油公司可在发改委公布的零售中准价上下8%的范围内制定成品油零售价格，并按照发改委要求的不少于零售价格4.5%的折扣制定批发价格。在目前的原油-成品油的定价机制之下，中国石油和中国石化的炼油业务持续徘徊于微利和亏损的边缘。2006年和今年上半年，中国石油相对于主营业务成本的原油价格盈亏平衡点约为63-65美元/桶；中国石化对应的盈亏平衡点约为51-54美元/桶；若原油价格高于这一价格区间，两家公司的炼油业务将出现亏损。事实上，由于同时拥有税金及附加、三项费用等支出，在成品油价格保持不变的情况下，原油价格只有较大幅度地低于上述价格区间时，两家公司的炼油业务方可真正实现盈利。
由于中国石油炼油业务所需原油超过80%由公司勘探生产业务板块供给，因此从勘探生产、炼油两块业务的整体来看，外部油价的上涨不会对其整体盈利能力带来严重冲击。不仅如此，由于勘探生产板块剩余原油和炼油板块外购原油抵消后仍有结余，因此油价上涨对其两个板块的整体盈利将起到一定的正面影响。
相比而言，中国石化原油的自给比率仅逾20%，却有约70%的原油需要进口，且其从中国石油和中海油购入原油的交易价格亦须参照国际油价；因此国际油价大幅上涨对中国石化勘探生产、炼油两大业务板块的整体盈利将带来较为严重的冲击。
(3)石油特别收益金的影响
从2006年3月26日起，销售国产原油实行5级超额累进税率计征石油特别收益金，起征点为40美元/桶，征收率从20%-40%不等。石油特别收益金对于三家石油公司原油勘探生产业务的盈利状况带来显著影响。2006年和今年上半年，三家石油公司的利润率都出现显著的下降。
随着国际油价的不断上涨，未来几年内石油特别收益金对于三家石油公司原油勘探生产板块盈利能力的负面影响将越来越多地表现出来。比如，当原油价格在80美元/桶和100美元/桶时，石油特别收益金在原油销售收入中所占比重将分别达到16.9%和21.5%；2007年上半年中国石油和中国石化两家公司实现原油平均价格分别为57.69美元/桶和47.50美元/桶，毛利率(1-主营业务成本/主营业务收入)分别为59.51%和56.19%；在两家公司原油勘探生产的主营业务成本不随油价上涨的情况下，若其实现油价达到80美元/桶时，其毛利率将下降至42.61%和39.29%；达到100美元/桶时，毛利率降至38.01%和34.69%。2007年上半年中海油实现平均油价和营业利润率分别为58.80美元/桶和53.38%，若其实现油价上升至80美元/桶和100美元/桶，其营业利润率则会降至36.48%和31.88%。若考虑到成本及其它费用随油价提升的因素，上述利润率水平将会更低。
对于油气生产企业，由于市场供不应求且产能相对稳定，因此油气销售价格成为决定其盈利水平的关键因素之一。石油企业的勘探与生产板块业务，其原油售价和国际基本实现接轨，因此国际油价的上升将可令其收入水平大幅提高。不过，由于从2006年3月26日起国家开始对销售国产原油征收石油特别收益金，导致相关企业的石油勘探与生产业务的盈利能力，难以最大限度地受惠于油价的上升。近年来油气行业毛利率下降的原因与生产企业油气实现价格的下降以及国家对油气生产企业征收石油特别收益金有关。其中去年全年和今年上半年石油特别收益金在油气销售收入中所占比重已经达到6-7%左右。
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(4)未来趋势
油价的提升对于石油企业而言是一把“双刃剑”，在提高销售收入的同时，其利润率却会出现下滑。对于中国石油和中国石化两家公司而言，利润率的下滑使得其原油勘探生产业务难以最大限度地受惠于油价上涨带来的好处。同时，油价上涨也会导致其炼油业务成本的提升，在勘探生产、炼油两个业务板块中流动的自产原油，其产生利润将因油价的升高而降低。
未来中国石油和中国石化勘探生产、炼油两大业务板块整体盈利提升的机会主要在于以下两个方面：
其一是国内成品油定价机制改革。传言将采用“原油加成本”的成品油定价体系，指以布伦特(Brent)、迪拜(Dubai)和米纳斯(Minas)三地原油价格为基准，加上炼油企业一定的利润而产生国内成品油价格的机制。这样可确保两家公司炼油业务实现稳健的盈利，而不会因原油价格高企招致亏损。在炼油业务能够确保实现盈利的情况之下，勘探生产业务的盈利以及勘探生产、炼油两大业务板块的整体盈利，都将随着原油价格的提升而提升。
退一步讲，即便“原油加成本”的定法方法无法实施，在国际原油价格持续高企的情况下调高内地成品油价格，也将对石油公司勘探生产、炼油两大业务板块整体盈利的提升起到非常重要的推动作用。
其二是国家对炼油业务的财政补贴。因境内成品油价格和原油价格倒挂，2005年和2006年中国石化分别获得的财政补贴94.15亿元和50亿元。不过，目前来看，财政补贴并不能抵消石油特别收益金对两大业务板块整体盈利带来的负面影响。2006年中国石化上缴石油特别收益金84.70亿元人民币，是当年财政补贴的1.7倍。中国石化获得的财政补贴还需缴纳企业所得税，且这种补贴的合理性遭受不少质疑，未来能否持续获得尚面临变数；而主要炼制自产原油的中国石油，其炼油业务并未获得财政补贴。
六、行业评级及公司估值
1、能源行业评级
我们给予能源行业“强于大市”的投资评级。由于毛利率的提升将带来盈利数量的大幅增长，煤炭开采行业将成为能源行业的投资亮点。同时，油气勘探及生产行业也将处于稳定增长阶段，石油特别收益金随着该行业收入的增加而增加，虽令行业增长速度受到限制，但不会导致其收益数量的下降。
2、煤炭公司估值
(1)经营状况
07年前三季度，主要煤炭股营业收入增速较快，但是由于成本上升、毛利下滑，导致利润增速相对较慢。主要煤炭股中利润增速较快的有：
中国神华、
露天煤业、
平煤天安等，
大同煤业、
西山煤电、
国阳新能则表现一般。
(2)经营预测
除露天煤业外，主要煤炭股受益于所得税率并轨均较为明显，尤其是大同煤业、
潞安环能、平煤天安、
兖州煤业等。具体到各个煤企，由于营收增速(在建产能、收购产能)、毛利率、三项费用率可能会相差较大，故利润增速各不相同。
(3)投资亮点
我们认为，煤炭股的投资亮点主要在于以下几个方面：
①有外生增长空间的个股，如在建产能大、可能对外并购、资产注入、整体上市的大型煤炭股，如大同煤业(塔山逐步达产、集团资产注入)、中国神华(集团资产注入)等，我们关注的8只主要煤炭股基本上都有这类题材；相对于四五年前，目前煤炭股的大股东(集团公司)盈利情况普遍明显好转，但个别企业人员及社会负担还是太重(比如大同煤业集团，07年上半年转而亏损)，在向上市公司注入资产时，作价可能不会便宜，进展也可能不快；
②相关多元化布局较好的个股，涉足煤炭运输、发电、化工(煤液化示范工程、煤制烯烃、化肥等项目)，如潞安环能、平煤天安等；
③拥有较多可采储量以及优质稀缺煤种的个股，如大同煤业、露天煤业等；
④负债率较低的个股，如兖州煤业、中国神华等，主要煤炭股的负债率都比较低(与它们的控股股东集团公司不同)，受央行持续加息影响较小。
3、油气公司估值
(1)盈利
来源三家石油公司之中，除中海油专注于上游油气生产业务之外，中国石油和中国石化都拥有炼油和化工业务，但油气勘探生产和原油炼制在两家公司的收入和盈利来源中均占据绝对比重。2006年中国石油的化工与销售业务的收入和利润比重都在10%以下，中国石化的化工业务比重稍大，但主营业务收入和主营业务利润所占的比重也都不到20%。因此，对于三家石油公司而言，原油价格和成品油价格是影响其盈利能力的关键因素。
相比原油业务而言，三家公司的天然气业务显得有些微不足道。2006年中国石油天然气与管道业务板块的收入和利润比重均仅逾3%。而最近三年以来，中国石油的天然气销售收入在公司油气销售总收入中所占比重都在10%以下，中国石化和中海油对应比重在5-8%之间，天然气价格的变化对三家公司的盈利能力不会带来关键性影响。
(2)相对优势
三家公司的原油产能年度增长幅度均不会太大。相比中国石油和中海油这两家油气生产业务占有较大比重或专注于油气生产业务的石油公司而言，炼油业务占有更大比重的中国石化未来将拥有更大的增长空间。一方面，石油特别收益金对中国石化整体盈利的冲击相对较少。2006年及2007年上半年石油特别收益金在中国石油和中海油营业收入和利润总额中所占比重明显高于中国石化的对应比重；且这种优势随着原油实现价格的提升而愈加明显。另一方面，相比中国石油而言，中国石化是成品油价格上涨的更大的受惠者。若国内成品油价格提升10%，中国石化的净利润将提升9-13%，而中国石油的净利润则只能提升2-4%。
(3)盈利预测及估值
未来几年内国际油价持续高企，而国内成品油价格即便不能与国际油价同步上升，但亦有不少上调的空间。这种状况将使得中国石化超过中国石油和中海油，成为增长性最好的石油公司。
结合港股市场的估值水平，我们给予中国石油、中国石化分别为20倍和25倍的预期PE，可得出其H股目标价分别为18.40元人民币和17.75元人民币，中海油25倍预期PE对应的目标价位为21.75元人民币。以中国石油和中国石化对应H/A比价分别为0.5和0.6估算，对应A股的目标价位分别为36.80元人民币和29.58元。
共 3 页首页 3 (来源：西南证券)
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(责任编辑：郭玉明)
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