电力行业：通涨拐点 机遇起点

　　报告关键点：

　　对于电力这种由于受到价格管制而盈利大幅下降的行业，随着煤电联动的再次实施，其盈利能力将开始稳步回升，因此处于向上周期的拐点。而电力、成品油等受管制能源价格的逐步上调，将向中下游行业传导，导致中下游行业盈利处于向下周期的拐点。因此从策略上讲我们认为在目前这种弱势市场环境下，应该增持电力行业，所以我们给予整个行业“领先大市-A”评级。

　　报告摘要：

　　2002年的电力体制改革后，发电行业逐渐形成了以“煤电联动”为核心的盈利机制。但是随着07年2季度CPI呈现加速上涨的态势，“煤电联动”的机制被迫停止，火电公司失去了成本向下游转移的能力，全行业亏损面超过一半，对未来的电力供应带来极大的负面影响，因此进行第三次“煤电联动”势在必行。根据安信证券研究中心宏观分析师的研究成果，08年下半年CPI将有明显的回落，因此第4季度进行“煤电联动”的可能性较大，行业进入向上周期的拐点将基本确立。

　　由于07年和08年煤价累计涨幅过大，根据“煤电联动”公式计算的电价调整幅度肯定超过10%。考虑到下游用户和居民用户的承受能力，我们估计未来的电价调整不会一步到位，可能会有2～3次的电价调整，才能使火电行业的盈利能力恢复到正常水平。

　　随着发改委核准容量的降低和盈利能力下滑导致的投资下降，以及未核准项目开工的减少，未来投产容量势必下降。我们预计08～09年的装机容量增长率分别为9.8%、8.9%，低于08年12%、09年11%的用电增速,利用小时基本稳定在目前的水平上。同时由于今年市场煤价上涨过快，大量完全燃烧市场煤的民营、外资火电厂和自备电厂已经停止发电，因此大量国有发电厂的利用小时会高于全国平均水平。

　　观察08年4月、5月份的发电量数据，其同比增速出现了显著的下滑，主要由于宏观经济减速所致。至于对宏观经济减速导致的电量增速下滑不需过分担心，从历史来看其对煤炭的需求影响更大，火电行业反而会由此受益。

　　对于电力这种由于受到价格管制而盈利大幅下降的行业，随着煤电联动的再次实施，其盈利能力将开始稳步回升，因此处于向上周期的拐点。而电力、成品油等受管制能源价格的逐步上调，将向中下游行业传导，导致中下游行业盈利处于向下周期的拐点。同时考虑到电力行业的整体估值水平处于中间偏低的位置，因此从策略上讲我们认为在目前这种弱势市场环境下，应该增持电力行业，所以我们给予整个行业“领先大市-A”评级。

　　在弱市的情况下，我们看好以下几类公司：(1)具有成本优势的公司，主要是盈利较为稳定水电公司，如长江电力、桂冠电力。(2)具有资产注入概念的公司，如国电电力和国投电力。(3)有较高的安全边际、对电价敏感的低估值公司，可选择华电国际、华能国际和粤电力A。

　　1.机制的崩溃与重建

　　2002年的电力体制改革对中国的电力行业来说是一个巨大的分水岭，是电力行业特别是发电行业开始由垄断走向市场的重要标志，而在这个过程中发电行业的盈利机制无可避免的反复经历着崩溃与重建的过程。

　　1.1.5年情况回顾

　　自2002年底的电力体制改革开始，到目前已经过去5年多。由于中国进入重化工业时期，5年中发电量和装机容量快速增长：发电量从2002年的1.65万亿千瓦时到2007年的3.26万亿千瓦时，装机容量从2002年的3.57亿千瓦到2007年的7.13亿千瓦，几乎都翻了一番。与电量和容量快速增长相对照的是盈利能力的下滑，特别是盈利能力较强的上市公司，而主要原因在于煤价的快速上涨。

　　1.2.经营机制的崩溃与重建

　　我们对过去几年火电行业利润率下滑的原因进行更深一步的分析，无疑可以将过去几年的历程分为以下几个阶段：

　　1.2.1.垄断时期：2002年电力体制改革

　　以前2002年电力体制改革以前，整个发电行业处于完全由政府主导的垄断时期。当时每个电厂的电价按照成本倒推由政府批准而得，造成的严重后果就是没有人注重成本控制，电价在不断上升，而整个行业由于虚高的电价获得高额的垄断利润。这一点可以火电上市公司的净资产收益率远远高于全部A股中得到验证。

　　正是由于行业垄断带来的高额利润和效率低下，催生了电力体制改革。

　　1.2.2.过渡时期：2003～2005年中期

　　电力体制改革之后，发电行业进入了充分竞争阶段。在此期间整个发电行业面临着电力供需极度紧张和煤价快速上涨的双重局面，但是利用小时的上升远远不能抵消煤价快速上涨的影响，因此盈利能力不断下滑。

　　从表面上来看，火电行业盈利能力下滑主要是受到煤价上涨的影响，其实这是电力行业经营机制改变必经的阶段。正如我们前面所分析的，发电行业由于垄断获得了超额利润是导致电力体制改革的重要原因，因此通过机制的改变使发电行业由超额利润回归到正常利润便是必然结果，只是实现的方式由预计的竞价上网带来的电价下降变成了煤价上涨。

　　虽然由于种种原因，预期中的以“竞价上网”为核心的经营机制并没有确立，但在此期间仍然有众多政策的出台对行业意义重大，例如新投产电厂执行标竿电价、计划外电量的取消等等。

　　1.2.3.“煤电联动”确立期：2005年中期～2007年中期

　　由于“竞价上网”的时机和条件并不成熟，因此在05年中期以“煤电联动”为核心的机制开始确立，重要的标志就是05年5月进行的第一次“煤电联动”和发改委公布的“煤电联动”实施原则和计算公式。

　　“煤电联动”的确立，使火电行业的成本具备了向下游转移的能力，盈利能力在正常水平附近小幅波动。而此时电力行业5年改革效果开始体现，单位煤耗、人工、修理等成本大幅降低，致使06年下半年至07年上半年利润大幅增长。

　　1.2.4.“煤电联动”崩溃期：2007年中期～2008年

　　按照“煤电联动”的公式，在07年中期和08年中期都应该进行电价调整，但是随着07年2季度CPI呈现加速上涨的态势，“煤电联动”的机制被迫停止，与此同时煤价在快速上涨，火电公司失去了成本向下游转移的能力，致使其07年下半年和08年1季度的盈利能力大幅下滑，目前全行业微利，亏损面超过一半。

　　1.3.通涨的拐点，机遇的起点

　　由于电力属于非贸易品种，火电行业目前的盈利能力已经开始影响到整个行业的持续投资，将对中国未来的电力供应(或能源供应)带来极大的负面影响，因此进行第三次“煤电联动”势在必行，即以“煤电联动”为核心的经营机制势必重建。然而什么时候开始“煤电联动”，则主要取决于CPI同比涨幅回落的时机。

　　根据安信证券研究中心宏观分析师的研究成果，08年下半年CPI将有明显的回落，因此我们认为下半年进行“煤电联动”的可能性较大。

　　我们需要指出的是，由于07年和08年煤价累计涨幅过大，根据“煤电联动”公式计算的电价调整幅度肯定超过10%。考虑到下游行业和居民用户的承受能力，电价调整会分几次到位，而目前煤价仍然处于快速上涨的时期，因此在第一次甚至第二次电价上调之后，火电行业的盈利能力仍然有可能不能恢复到正常水平。

　　但我们需要明确的是“煤电联动”的再次实施，意味着火电行业的底部得到确立，虽然从底部恢复到正常水平的时间有可能会比较长，但进入了向上周期却已是必然，这亦是我们给本篇报告取名“通涨的拐点，机遇的起点”的原因。

　　2.唯一的关键点：“煤电联动”

　　2.1.煤价、电价的影响日趋关键

　　一直以来，影响火电行业盈利的三要素分别为电价、煤价和利用小时，其中对业绩的敏感度分别是2：1：1。但随着煤价的不断上涨，燃料在成本中的比重由50%上升到75%、毛利率由30%下降到10%，此时电价和煤价对业绩的影响力不断上升，而利用小时的影响力在不断下滑。因此对火电行业来说，08年甚或09年，影响业绩的主要是电价和煤价，利用小时的影响比较小。

　　2.2.2008年：没有淡季的煤市

　　一般来说，随着煤炭淡季的到来，从2月份开始到5月下旬，煤价都会出现一定的回调，但08年出现了显著的不同情况。以大同动力煤坑口价格为例，在08年就没有出现过淡季回调，价格一直稳步上涨，5月份甚至在加速。而秦皇岛的煤价虽然在2月中旬到4月中旬出现了一些15～35元的回调，但到4月下旬价格就开始回升且持续上涨，目前煤价已经多次创出历史新高。煤炭淡季的消失，意味着煤炭供需状况出现了根本性的缺口，这种情况与04和05年情况较为类似，与06和07年情况有本质不同。

　　08年煤价之所以能够一路飙升的原因主要是因为煤炭需求超过预期和小煤窑关停导致的供需形势失衡，以及煤炭企业成本上升对价格的推动所致。随着政府鼓励合格小煤窑的复产，未来的煤炭供需形势会有所好转，但仍然偏紧，煤价很难大幅回落。

　　2.3.发电公司成本压力巨大

　　2008年初的煤炭订货会中，电煤价格上涨40元/吨左右，涨幅10～15%。而与06和07年不同的是，市场煤价的涨幅远远高出了合同煤，现时点的部分煤炭地区价格超过了50%。与此同时，运费价格亦出现了大幅上涨，以及煤质的下降，都助涨了上市公司的到厂煤价。从08年1季度的情况来看，上市公司的煤价涨幅大致在20%左右。而2季度市场煤价又大幅上涨，因此08年全年发电公司的煤价涨幅可能超过25%，甚至30%。

　　对09年来说，随着小煤窑复产和煤炭在建产能的释放，以及石太线开通导致煤炭外运产能的增加，使我们相信09年煤炭供需形势会极大好转，煤价走势可能先高后低。

　　但由于合同煤价与市场煤价差价较大，且受到08年基数影响，因此发电企业09年煤价仍会有所上涨，预计可能会在10%左右。基本上来说，即09年煤价走势可能与05年类似。

　　2.4.电价调整幅度的讨论

　　上一次“煤电联动”的时间为06年6月底，考虑到06年煤价整体较为稳定，我们以06年全年的平均煤价作为下一次“煤电联动”的计算基础。根据我们选取的3种煤价的计算结果，按照08年1季度的平均价格，电价上调的幅度应该在4～5分/千瓦时，如果按照5月底的市场价格计算，则电价上调的幅度应该在7～8分/千瓦时。

　　我们可以做一下验算：07年全国电煤价格上涨了10%，08年1季度上涨了20%，合计约为30%。按照30%自身消化、以及电价与煤价1：2的比例进行计算，则电价应该上调10%左右，与4～5分/千瓦时的计算结果相吻合。

　　自2004年以来，全国性的电价调整有4次，其中后两次为“煤电联动”。从调整的幅度来看，销售电价调整的最大幅度约为2.5分/千瓦时左右。考虑到下游用户和居民用户的承受能力，我们估计未来的电价调整不会一步到位，可能分次调整，每次销售电价幅度在2.5～3分/千瓦时左右，对应的上网电价可能在2～2.5分/千瓦时左右，因此我们估计应该会有2～3次的电价调整，才能使火电行业的盈利能力恢复到正常水平。

　　3.利用小时缓慢回升

　　正如我们前面所分析的，在市场煤价上涨如此多的情况下，利用小时提高对业绩影响的边际效应在迅速下滑。因此对08年甚或09年业绩来说，利用小时的变化无需过于担心。

　　3.1.08年1-4月供需回顾

　　3.1.1.4月电量增速明显下滑

　　2008年1-4月全社会用电量达到10998亿千瓦时，同比增长12.7%，较07年的14.4%有所回落。与07年相比，第二产业对用电增长的贡献度出现了显著的下滑，例如四大高耗能行业1-4月的用电增长为13.2%、贡献度达到34.3%，较07年水平分别下滑8.5个和10.6个百分点。相反的是，第三产业和居民用电的贡献度显著增强，与05年的情况较为类似。

　　4月份当月全社会用电量增速为11.68%，较3月份的14.42%下降了2.7个百分点，其中四大高耗能行业用电增速为15.9%，略低于3月份的16.3%，而四大高耗能行业以外的工业用电量增速为7.1%，较3月份的10.5%、1-2月的12.1%下滑非常明显。可以看到高耗能行业以外的工业用电增速下滑是4月份全社会用电增速下滑的主要原因。

　　3.1.2.利用小时小幅下降

　　1-4月全国发电设备累计平均利用小时为1560小时，比去年同期降低27小时，下滑幅度为1.7%。其中，水电设备利用小时数为841小时，比去年同期上升20小时；火电设备利用小时数为1711小时，同比降低35小时。从4月份的数据来看，当月利用小时较去年同期下滑7小时，基本符合我们的预期。

　　3.2.利用小时触底反弹

　　3.2.1.未来3年用电增速判断

　　根据调整后的06和07年GDP增速，其电力消费弹性系数都为1.21，较03～05年的1.30～1.52有明显的下滑，说明产业结构调整和节能降耗作用开始体现。08年1季度的电力消费弹性系数都为1.23，我们预计全年应该在1.2左右，预计09年和10年电力消费弹性系数仍会小幅下降，但仍应在1.1以上。而未来几年的GDP增速按照9%～10%计算的话，则08～10年的用电需求增速分别为12%、11%和10%，这个预测结果较我们在年报中的分析分别下调了1～1.5个百分点。

　　3.2.2.利用小时触底反弹

　　随着发改委核准容量的降低和盈利能力下滑导致的投资下降，以及未核准项目开工的减少，未来投产容量势必下降。我们仍维持年度报告中观点：预计08和09年新投产机组在8500万千瓦左右，而关停小机组在1500万千瓦左右，08～09年的装机容量增长率分别为9.8%、8.9%，低于08年12%、09年11%的用电增速。

　　预计08年利用小时与07年基本持平，09年～10年分别反弹1～2%,即利用小时基本稳定在目前的水平上。同时由于今年市场煤价上涨过快，大量完全燃烧市场煤的民营、外资火电厂和自备电厂已经停止发电，因此大量国有发电厂的利用小时会高于全国平均水平。

　　3.3.对电量增速下滑无需过于担心

　　观察08年4月、5月份的发电量数据，其同比增速出现了显著的下滑，同时可观察到工业增加值的增速亦有同样的变化趋势，因此可认为电量增速下滑的原因主要为宏观经济减速。

　　由宏观经济减速导致的电量增速下滑不需过分担心，原因主要有：(1)正如我们前面所分析的，在目前的市场煤价下，电量下滑(即利用小时下滑)对业绩的敏感性已经大幅降低，对业绩影响较小；(2)宏观经济下滑超过预期，对煤炭的需求影响更大，可参考98年情况，当时用电量增速为2.8%，煤炭消费量增速则是-7%。因此如果宏观经济出现问题的话，煤炭供需形势势必出现转变将导致煤价下降，因此火电行业反而会由此受益。

　　4.电力公司的新策略

　　4.1.电力公司纵向拓展

　　面对煤价上涨的压力，越来越多的发电公司开始向上下游拓展，例如大唐发电从事煤化工、漳泽电力投资电解铝等，但大部分是投资煤炭和煤电联营。各大集团投资煤矿采用的方式并不同，例如华电集团的煤炭投资由华电煤业专门负责，而大唐集团则由旗下各上市公司自行投资煤矿。

　　发电公司投资的煤矿大多为参股，只有部分与地方政府合资的能源公司才能为电力公司所控股，包括中电投的蒙东能源、国电的蒙能公司、华能的北方电力和呼伦贝尔能源等等。而由发电公司控股的煤矿主要集中在内蒙古、宁夏、新疆等交通运输不便的地区，而交通便利地区的煤矿则只能为参股。

　　从五大发电集团确立的目标来看，基本上都要求在2010年煤炭可供供应能力达到30～50%。如果上述目标能够达到的话，预计未来电煤价格的波动性将大幅降低，有利于盈利的稳定性。

　　4.2.电力公司的横向拓展

　　电力公司除了向上下游行业进行纵向拓展外，还开始了横向拓展，主要有以下几种模式：

　　4.2.1.央企并购地方企业

　　由于目前发电行业的盈利能力较低、资金需求量大，大量的地方发电公司在逐步退出，而方式主要通过向大型央企转让，导致的结果是以五大发电集团为首的央企在行业中的比重越来越大。

　　4.2.2.向海外扩张

　　各大发电集团开始在国外寻找电源项目，例如华能国际收购澳大利亚OzGen公司和新加坡大士能源公司，其他发电公司则主要是在国外投资新电厂，其中东南亚的水电项目为主。

　　4.2.3.资产注入和整体上市

　　为缓解财务压力，上市公司收购母公司资产和整体上市日渐增多，包括国投电力、深能源、漳泽电力、建投能源、川投能源、国电电力等都在过去2年有所动作，未来这种行为会越来越普遍，建议投资者关注桂冠电力、长江电力、豫能控股、国投电力、国电电力、粤电力A等影响较大的公司。

　　5.投资策略

　　5.1.整体估值略有偏低

　　由于受到价格管制的影响，目前发电类上市公司的盈利能力已经完全失真，因此用PE来衡量其估值水平已经失去效用，只能考虑用PB来衡量。目前主要电力公司的PB平均水平在2.6左右，约为沪深300的75%。我们认为电力公司PB/沪深300的比值应在0.6～1.0之间，因此目前电力行业整理估值处于中间偏低的位置，但大量龙头公司明显被低估。

　　5.2.弱势市场下，策略增持行业

　　对于电力这种由于受到价格管制而盈利大幅下降的行业，随着煤电联动的再次实施，其盈利能力将开始稳步回升，因此处于向上周期的拐点。而电力、成品油等受管制能源价格的逐步上调，将向中下游行业传导，导致中下游行业盈利处于向下周期的拐点。

　　同时考虑到电力行业的整体估值水平处于中间偏低的位置，因此从策略上讲我们认为在目前这种弱势市场环境下，应该增持电力行业，所以我们给予整个行业“领先大市-A”评级。

　　5.3.上市公司的选择在弱市的情况下，我们看好以下几类公司：

　　(1)具有成本优势的公司，主要是盈利较为稳定水电公司，如长江电力、桂冠电力。

　　(2)具有资产注入概念的公司，如国电电力和国投电力。

　　(3)有较高的安全边际、对电价敏感的低估值公司，参考指标为EV/可控容量的比值和PB值，同时考虑其资产质量和盈利能力，我们认为可选择华电国际、华能国际、国投电力和粤电力A。

　　5.4.风险提示

　　目前整个行业的风险主要来自煤电联动实施的时间和电价上调的幅度，有可能是上市公司的业绩低于市场预期。 (来源：张龙) 搜狐证券声明：本频道资讯内容系转引自合作媒体及合作机构，不代表搜狐证券自身观点与立场，建议投资者对此资讯谨慎判断，据此入市，风险自担。