电力股井喷 12只龙头评级

　　投资要点

　　06年我国电力行业新增产能的投放会达到历史高点，我们预测新增产能投放速度将从07年开始逐渐降低，而电力需求增速仍将高位运行。

　　因此我们认为机组利用小时数下降趋势将会减缓，07年可能出现利用小时数的拐点。

　　07年煤炭产能仍处于快速释放期，同时一金两费的部分征收以及煤炭资源税的提高，会提升煤炭企业的经营成本，我们认为煤炭市场价格仍将高位盘整。

　　我国电力需求增速和企业的盈利能力一直高于国外同类企业，但是由于市场过度担忧电力新增装机投产、竞价上网的负面因素，没有看到市场份额逐渐向主流电力企业转移这样的行业格局变化，造成主流电力企业估值有所偏低。

　　我们认为节能降耗将会是未来两年电力行业的投资主题，在这个背景下，电力行业优胜劣汰格局将加速出现，大型、先进机组的盈利能力和投资价值会得到很大程度的提升。

　　具备抗周期性特点的主流水电企业，以及在行业低谷阶段通过整合上游，降低采购成本、以大机组代替中小机组，并通过兼并重组来降低运营成本、灵活采用各种金融产品来降低融资成本的主流火电企业的投资价值将得到提升。

　　我们对行业维持中性评级，对主流水电企业长江电力以及主流火电企业华能国际、国投电力、华电国际、国电电力等维持增持评级。

　　1.目前我国电力行业周期性波动无法避免

　　1.1我国电力行业供需经常失衡

　　1.1.1我国电力需求增速与GDP增速差异较大

　　电力是国家重点支持的资金密集型基础产业，其消费由经济的增长驱动。我国电力需求增速跟随GDP增速、产业结构变动的趋势以及居民生活用电水平的变化而变化。02年后随着固定资产投资力度的加大，重工业企业增加值占工业企业增加值的比重从02年底的60%左右，上升到05年底的70%左右。随着国民经济进入新一轮增长周期的上升阶段，电力需求增速远超过GDP增速。

　　电力消费弹性系数是反映电力消费增速与国民经济增速之间比例关系的指标，它受到整个经济体产业结构变化的影响，并随着电力行业的供需失衡而发生周期性波动。

　　电力弹性系数=电力消费增速/GDP增速

　　1.1.2有效电力交易市场尚未完善导致供给规划滞后

　　由于电力项目建设周期长，同时又没有有效的电力交易市场，我国在规划未来电力新增产能时，无法获得规划和投资决策时所必需的资料，会导致电力发展规划与实际的电力需求发生偏差。

　　目前为止，我国两次电力产能的急速扩张都是由于在此之前发生电力短缺所造成的。

　　1.2供需的经常失衡导致产能利用率周期性波动

　　我国发电设备利用小时数跟随着供需情况的变化发生周期性波动，近20年利用小时数出现过两次低点，一次是在91-92年达到5000小时左右，另一次是98-99年的4400小时左右。

　　近几年的利用小时数在04年达到顶峰后，处在持续下跌过程中。我们预计随着新增产能投放速度的减缓，07年我国发电设备利用小时数将达到低谷4900小时左右，然后逐步回升。

　　1.3产能利用率的周期性波动导致行业盈利能力的周期性波动

　　目前我国电力销售价格不能随供需的变化而及时调整，但是市场煤价格已经逐步放开，能够跟随供需情况而发生变动。我国电力行业成本构成中，燃料成本占55%--60%左右，同时电力耗煤占煤炭消耗的60%左右，电煤均价随着电力行业产能利用率的周期性波动而波动，导致行业盈利能力也随着发生周期性波动。

　　2.电力行业目前尚未全面复苏

　　2.1今年电力行业产能投放将创历史新高结合中电联的统计，我们估计2006年全国投产装机容量将超过8500万千瓦。

　　同时，07年新增装机仍将保持在8000万千瓦以上，08年也将保持在7000万千瓦以上。我们认为新增产能的集中释放将会进一步降低整个行业的产能利用率。

　　随着国家加大电力项目审批力度和严控电源建设项目总量的一系列措施的实施，2006年前三个季度，电力行业固定资产投资累积同比增速已经明显低于前两年同时期增速，同时国家一直在加强以大机组替代小机组的力度。我们认为2007年后电力装机增速将会逐渐下降，从下图可以看出，2006年1-9月，电力行业固定资产投资累积同比增速已经从05年同期的35.7%下降到15.1%。

　　2.2利用小时数将继续下降

　　2.2.1十一五期间电力需求增速仍高位运行

　　2001～2005十五期间，我国GDP年均增长速度达到9.5%，人均GDP年均增长8.8%。同时受工业结构出现重型化趋势的拉动，全社会用电需求持续高速增长，2005年全社会用电量达到24754亿千瓦时，十五年均增长速度达到12.8%，分别高于九五和八五期间6.6和3.0个百分点，全国电力消费弹性系数连续5年大于1，十五期间电力弹性系数达到1.36。

　　我们认为十一五期间节能降耗将成为影响电力行业发展的主要因素，对高耗能行业的严控，将会降低电力需求增速。为了在2010年达到单位国内生产总值能源消耗比十五期末降低20%的目标，我们预测电力弹性系数将低于十五期间，结合申银万国证券研究所对十一五期间GDP增长率的预测，我们认为十一五期间电力需求平均增速保守估计在10%左右。

　　2.2.2利用小时数将延续下降趋势

　　2006年前三季度，全国发电设备累计平均利用小时为3923小时，比05年同期降低182小时。其中，水电设备平均利用小时为2665小时，比05年同期降低145小时；火电设备平均利用小时为4204小时，比05年同期降低210小时。我们预测06年平均水平为5140小时左右，同比下降5%。

　　我们认为2007年全国发电设备利用小时数仍将下滑3-5%左右。但是随着07年新机组投产速度的下降，我们认为07年将出现利用小时数的拐点。同时需要指出的是，由于以大机组替代小机组政策的严格执行，我们认为拥有大型先进机组的电力企业，其利用率下降幅度将会低于行业平均水平。

　　我们认为利用小时数的下降，不仅降低了存量资产的盈利能力，而且加快了竞价上网的预期，给整个行业的电价水平带来下降的压力。

　　2.3煤炭市场价格仍将高位盘整

　　2.3.1煤炭产能仍处于快速释放期

　　从02年以来煤炭行业固定资产投资大幅增加，尤其在04、05年煤炭行业固定资产投资连续超过60%的基础上，2006年1-9月份，煤炭行业固定资产投资同比又增长36.4%。根据煤矿的建设周期，2006至2007年将是新建产能逐步释放的高峰期，2008年将是达产的高峰期，行业的产能将逐步释放。由于大秦线和侯月线的稳步扩能，煤炭运力将保持稳定增长。

　　2.3.2煤炭企业生产成本增加

　　2007年，煤炭企业的政策性因素增多，成本将大幅度增加。国家发改委对煤炭经济运行形势的分析认为，根据国家已经出台或正在酝酿的一些政策，煤炭资源税将由吨煤0.3－0.5元/吨提高到2.50－3.20元/吨，煤炭资源价款平均吨煤6元，资源补偿费征收标准由收入的1%提高到3－6%，安全成本19元/吨。按照国务院常务会议批准山西实行煤炭工业可持续发展试点政策，收取煤炭工业可持续发展基金、环保费、转产费，即所谓的一金两费，大概为25--40元/吨。

　　06年四季度，随着自北向南冬储煤的开始，煤炭市场价格出现季节性上涨。

　　2007年基建矿进入投产高峰期，产能将较大幅度增加，预计年产量新增1.3亿吨左右；并且沿海地区供给略显宽松，而中部地区供需略显紧张；质量差热值低的动力煤有过剩迹象。但是，由于煤炭行业的资源、环境、安全、职工福利等成本的增加，将导致吨煤成本继续增加，特别是山西省预计增加约40元/吨。综合考虑上述供需和成本因素，预计2007年煤炭市场价格仍将高位盘整。

　　2.4长期增长的电力需求给电力企业提供广阔的发展空间

　　2.4.1作为工业品的电力需求随着工业化进程的继续保持长期增长

　　十一五期间,我国国民经济发展速度确定的年均增长7.5%的目标,为电力需求稳步快速增长奠定了坚实基础。在电力需求结构方面,目前中国已进入以重化工为主导的工业化时代,与此同时,中国作为全球制造业中心地位逐步确立,国际资本和产业明显地向中国内地转移,外资企业在华投资迅速增长,对电力供应提出了更高的要求。

　　05年我国电力需求中，第二产业占到74.84%，其中重工业占58.20%，而钢铁、化工、建材、有色金属是用电量最大的前四个行业，随着工业化进程的推进，作为工业品的电力需求将继续保持长期增长。

　　06年前三季度，尽管我国工业企业增加值增速回落到23%左右，但仍处于比较高的位置。我们认为我国工业化的大趋势不会改变，这将使电力需求长期保持在高位。

　　2.4.2作为生活消费品的电力需求在城镇化进程中逐步提高

　　目前，全国大约13亿人口中，城镇人口(含城镇生活半年以上的农业人口)为5.2亿人，城镇化率超过40%。到2020年，全国人口城镇化率将达到65%左右。

　　而城镇化快速发展的条件之一就是要有充足的基础设施和良好的公共服务，这给电力行业的发展带来了机遇。

　　每年三季度都是当年电力需求高峰期，这主要由于天气炎热，造成民用电的高峰，这也反映作为消费品的电力逐渐成型。

　　另外从发达国家情况来看，居民用电部分的比例达到30%左右，我们国家05年底仅有11.5%，随着居民收入水平的提高和城市化的进一步发展，居民用电部分将会在未来有很大的提升空间。

　　3.我国电力企业投资的安全边际在增强

　　3.1我国电力需求增速和盈利能力一直高于国外企业

　　国外电力需求增速比较稳定，而由于我国经济的高速增长，电力需求增速一直远高于世界平均水平。我国电力企业的盈利能力也一直高于主要发达国家电力企业。我们认为尽管电力产品属于非贸易品，但从国外投资者对电力企业的盈利能力和增长前景看，我国电力企业应享受一定的溢价。

　　3.2市场对行业负面因素过于悲观造成行业的低估

　　市场过度担忧电力新增装机容量、竞价上网的负面因素，没有看到行业格局的变化所引发的投资机会。我们认为尽管竞价上网等电力市场化改革会逐渐进行，但这会促使电力企业更加加强成本控制，尽快以大机组代替中小机组，并加快兼并收购的步伐，来提升成本竞争力。

　　截止06年中，我国主流电力企业PE水平在11-13倍左右，相比发达国家电力企业的估值，我们国家的电力企业存在一定的低估。即使到06年底，主流电力企业有了一定的涨幅，其PE水平也仅在13-15倍左右，我们认为我国主流电力企业的PE水平应该在15-18倍左右。

　　3.3行业估值水平将随着利用小时数的回升而提高

　　经过我们统计，利用小时数和行业P/E水平关联很大。我们预计电力行业利用小时数将会在07年逐渐见底，08年逐渐回升。同时随着我国资本市场对外的逐步开放，相比国外电力企业盈利能力更强、更具有成长性的国内电力企业，其估值水平将会逐步提升。

　　4.节能降耗将是电力行业未来两年投资主题

　　4.1节能降耗要求的提高加速了行业优胜劣汰的过程

　　4.1.1我国节能形势非常严峻

　　在20世纪的后20年，我国经济增长了5.55倍，能源消费增长了1.16倍，GDP能耗由1980年的3.98吨标准煤／万元下降到2000年的1.31吨标准煤／万元，20年下降了66.98%，20年累计节能175.6亿吨标准煤；电力消费增长了3.57倍，GDP电耗由1980年的1949.8千瓦时／万元下降到2000年的1361千瓦时／万元，下降了30.20%，累计节电42160亿千瓦时，节能成绩突出。

　　但从2001年到2005的十五期间，我国GDP增长了57.26%，能源消费增长了67.82%，2005年GDP能耗达到1.40吨标准煤／万元，5年上升了6.71%；电力消费增长了83.33%，GDP电耗上升到1587千瓦时／万元，上升了16.57%。我国能耗问题非常严峻。

　　我国能源效率低下，2003年我国单位GDP能耗分别是日本的9倍，欧盟的近6倍，印度的1.3倍，甚至比世界平均水平还高近2倍，因此，节能降耗是我国目前面临的紧迫任务。

　　十一五规划所制订国民经济和社会发展的主要目标中有两个重要量化指标：国内生产总值年均增长7.5%，实现2010年人均国内生产总值比2000年翻一番、单位国内生产总值能源消耗比十五期末降低20%左右。但是，06年上半年，中国单位GDP能耗增加0.8%，而中国的目标是促其在年内下降4%，我国节能形势非常严峻。

　　4.1.2严峻的形势将加快行业的优胜劣汰

　　2006年9月中旬，国务院办公厅转发国家发展和改革委员会《关于完善差别电价政策的意见》的通知，决定自10月1日起对8个高耗能行业执行差别电价。

　　长期以来，我国高耗能行业用电量增速持续高于全社会用电增速，对全社会用电增长的贡献率在40%-50%左右，是我国用电增长的主要拉动力量，且行业用电效率相对低下。

　　差别电价的出台，有利于以价格杠杆正确引导投资，遏制高耗能产业盲目发展所带来的电力及其它能源的过多消耗。我们认为在节能降耗大背景下，国家将鼓励具备节能、环保型机组优先发电，抑制能耗高的小型机组的发电。电力行业优胜劣汰格局将加速出现，大型、先进机组的盈利能力和投资价值会得到很大程度的提升。

　　4.2电力调度规则的变更突显节能型机组的优势

　　2006年10月，由电监会、发改委、中电联等部委联合开展了电力节能调研，一项打破旧的发电秩序的改革即将出台。改革的方向是彻底改变我国现有的对各类发电机组平均分配发电量的调度模式，实现电力节能调度。将优先安排可再生、节能、高效、低污染的机组发电，限制高耗能、污染大、违反国家政策和有关规定的机组发电。

　　根据节能调度改革的安排，今后原则上将按各类不同容量发电机组的供电能耗水平，从低能耗机组排到高能耗机组依次安排发电。发电优先顺序分别是：可再生能源，包括水电、风电、生物质能发电以及垃圾发电；核电；天然气发电，包括煤层气发电、煤气化发电、热电联产发电等；燃煤发电；燃油发电。

　　而不同容量发电机组的发电顺序是，优先考虑20万千瓦以上的大机组发电，13.5万千瓦以下机组将限制发电乃至取缔。

　　我们认为节能调度新规则的出台，将会使具备节能型大机组的电力企业挤占能耗高的小型电力企业的市场份额，整个行业不断呈现优胜劣汰的格局。

　　4.3 CDM标准的应用将会是锦上添花

　　4.3.1 CDM在节能降耗、环保背景下逐渐盛行

　　清洁发展机制（CDM）是京都议定书第12条确立的机制,核心内涵是：发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家合作，在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，项目所产生的温室气体减排量作为发达国家履行京都议定书所规定的一部分义务。

　　2006年上半年，在国内生产总值增长10.9%的同时，单位国内生产总值能耗和主要污染物排放量非但没有下降，反而继续呈上升趋势。全国单位国内生产总值能耗同比上升0.8%，二氧化硫排放量增加了6.5%，能源消耗过多，环境压力加大，实现今年节能降耗和主要污染物减排目标的难度进一步加大。

　　4.3.2 CDM的实施将会给电力行业带来正面投资机会

　　京都议定书规定，缔约方应该确保温室气体排放总量在2008年至2012年的承诺期内比1990年水平至少减少5.2％。但是发达国家国内边际减排成本已经很高,只有实现境外低价减排才可以降低经济负担。

　　我们认为，天然气--蒸汽联合循环发电，超临界燃煤发电，压力循环流化床锅炉发电，多联产燃煤发电等,火电机组以及风电小水电将从CDM中受益。并且CDM机制对存量机组无影响，对未来机组的影响需跟踪。

　　截至2006年10月8日，华能集团已有13个CDM项目正式获得中国政府批准，占中国已批准CDM项目总数的10.6％，占新能源与可再生能源项目总数的14.4％，均处于领先地位。华能集团已获中国政府批准CDM项目每年累计减排二氧化碳总量约为334万吨。此外，华能集团正在积极推进多个CDM项目开发，其中包含天燃气联合循环发电以及超临界高效燃煤发电项目。

　　5.会计政策调整和税率改革也带来投资机会

　　5.1长期股权投资差额不再单独摊销

　　2007年1月1日起新执行的企业会计准则中，关于长期股权投资科目的调整对电力行业的影响较大。根据新准则规定，07年开始不再单独确认股权投资差额，股权投资差额也不再摊销，从而将在一定程度上增加相关公司的投资收益。

　　由于发电类上市公司中，收购大股东机组或电厂成为其扩张的主要方式之一。而由于溢价收购或合并价差的大量存在使得该项会计项目的调整对整个行业将产生较大的影响，反观其他科目调整对电力行业的影响有限。

　　5.2对上市公司影响总体呈正面

　　5.2.1增加上市公司帐面净利润

　　在已上市电力公司中，我们测算了所有重点上市公司，在假设06、07年不发生收购和新增合并、控股、参股的前提下，只有长江电力、内蒙华电和桂冠电力几乎没有影响。在剩余的重点公司中，长期股权投资差额摊销在07年一旦取消，将增加他们的投资收益以及净利润额。按照我们的测算，广州控股的受益程度最高，其次分别为华能国际、国电电力和上海电力。无论影响程度多大，该会计准则的变化将提升大部分公司的帐面利润水平，使07年EPS上升，动态P/E水平下降。

　　5.2.2提升电力企业兼并收购的积极性

　　除取消股权投资差额摊销以外，07年1月1日，原股权投资差额中由兼并收购所产生的部分将直接冲减净资产，使得大部分公司的净资产水平降低，各家公司的ROE水平影响更大。

　　我们认为在目前行业低谷阶段，电力企业通过兼并收购来进行外延式扩张是很好的一种发展模式。新会计政策的执行，能够提高电力企业进行兼并收购的积极性。

　　5.3税率变化将增强企业盈利能力

　　5.3.1核定纳税人标准变动

　　由于税制改革直接影响企业利润和现金流，我们认为这将会给电力行业带来一定的投资机会。理论界认为，纳税主体的认定将从独立核算的经济组织到民法认定的企业。A股中一些控股型公司，旗下的许多非法定独立公司，将有可能避免被重复征税。

　　5.3.2所得税率合并为25

　　%税制改革中呼声最高的是内外资企业所得税率并轨问题，内资企业33%所得税和合资、外资企业18%的所得税有望合并为25%。这对目前税率高于25%的电力企业构成实质性的利好。

　　6.主流水、火电企业投资价值在提升

　　6.1具备抗周期特点的主流水电企业估值应享有溢价

　　我们认为电力行业利用小时数将继续下降，同时在节能降耗政策的大背景下，未来电力市场的竞争将更加激烈，具备环保和抗周期特点的主流水电企业将成为电力行业的投资首选。

　　除了水电行业的低资产负债率、高派现能力以外，我们认为区别于火电行业的最大的特征在于其抗周期性特点。从中国的电力需求来看，钢铁、石化、化肥、建材等高耗能产业占了国内电力需求的40%以上。这些行业的产能、产量增长状况对国内电力需求的影响极大，而这些行业目前仍具有明显的周期性特征。

　　煤炭价格上涨对火电行业而言将压缩行业盈利能力，但对水电行业几乎不构成影响。同时，煤价的上涨将通过煤电联动机制传导到电价上，因此在中长期内为水电价格的上调提供了空间。由于水电电价普遍低于火电行业，市场普遍担心的竞价上网对水电公司的影响也非常小。

　　总体上，水电类上市公司的电价比较稳定，成本中折旧占主要地位，变动成本非常少。其发电小时数基本上由其来水状况决定，受下游行业需求变化的影响相对较小。水电的低价、节能、环保的特征也在中长期内将成为国家鼓励的能源。

　　未来火电行业的环保成本可能逐步上升，水电行业的优势将会进一步得到体现。

　　因此，水电的估值水平应该高于同等规模的火电企业。

　　6.2主流火电企业正在有效提高成本竞争力

　　6.2.1主流火电企业整合上游降低采购成本

　　上游的煤炭采购成本是火电企业成本的主要部分，由于我国富产煤矿的地区大多在中西部，而主要电力需求地区分布在东部沿海。许多富产煤矿的地区都准备变煤为电来拉动地方经济，尤其在电网建设进一步完善的背景下，输电比输煤更符合经济发展方向。我们认为通过投资煤矿重构上游来延长产业链，营造范围经济，能够降低采购成本。

　　目前主流火电企业正在通过投资煤矿和铁路来降低采购成本。如大唐集团参与了煤矿和铁路建设，国电电力投资了同忻煤矿，上海电力在安徽淮南参与煤电联营项目等。

　　6.2.2以大机组代替中、小机组来降低煤耗

　　我国电力产业政策鼓励以大机组来代替小机组，逐步淘汰落后机组。由于技术水平的提高，大机组的运营效率远高于小机组，随着大机组的推广，对整个行业降低电煤成本起到关键作用。

　　同时扩大规模后，能够产生规模经济，提升对上游的议价能力，也营造了一个很高的进入壁垒。由于逐步以大机组来代替中小机组，目前中国火力发电供电标准煤耗由2000年的每千瓦时392克下降到2005年的374克，发电厂用电率由2000年的6.28%降到2005年的5.95%，输电线损率由2000年的7.7%下降到2005年的7.18%。

　　6.2.3通过收购兼并创造持久性成本优势

　　我国拥有2000多家电力企业，市场份额较为分散，即使是行业领先的5大发电集团，各自的装机份额和发电量份额，也都没有超过10%，存在规模不经济和分散竞争状况，需要行业整合实现资源有效利用。我们认为920资产以及后续的647资产的处置，拉开了电力行业收购兼并的序幕。进行行业整合，能够加强电力企业的规模优势，形成持久性的成本优势。

　　大的电力集团希望通过兼并重组来巩固自身在行业中的地位，例如，华能集团通过重组北方联合电力，进一步巩固其在电力行业的领先地位。而中小电力企业希望通过重组来做大做强，同时通过引进战略投资者来缓解企业财务困境，通过和经营效益好的企业整合来得到更好的经营理念，改善管理，拓展发展空间，扩大经营规模，提高竞争力。

　　五大发电集团由于具备在融资、项目审批、规模经济等方面的优势，我们认为未来电力企业之间并购活动将以央企并购地方电企为主，同时地方电企重组、外资并购民营电企、民营收购国有资产等不同所有制形式的并购也将出现。这些并购完成后，一些规模扩张能力强、具有财务实力的发电公司将有机会获得规模扩张的机会，同时也将进一步促成我国电力行业均衡发展。结合五大集团十一五发展规划，我们预计五大集团发电装机容量份额将从2005年底的35.4%上升到2010年的43.8%，进一步提高了行业的集中度。

　　6.3主流电力企业利用各种金融产品降低融资成本

　　现在我国流动性很充沛,即使出现加息等紧缩政策时，电力企业依然能够通过利用各种金融产品来降低融资成本。很多大的国有电力公司可以通过发债、票据融资、短期融资券等来获得低成本的资金。相比银行贷款，这些金融产品更具有优势，因此广泛被资金密集型的电力企业所采用。

　　7.行业及公司投资评级

　　7.1电力行业目前投资机会是结构性的

　　我们认为电力行业尚未出现景气拐点，其投资机会不是全面性而是结构性的。节能降耗政策的严格执行，将会是未来两年的投资主题。在行业尚未全面复苏阶段，具备抗周期性特点的主流水电企业，以及正在有效提高成本竞争力的主流火电企业的投资价值在提升。

　　7.2未来行业表现的催化剂

　　我国工业化和城镇化进程的继续，将带来电力需求的长期高速增长。随着新增机组的逐步投放以及国家对高耗能行业产能的控制，电力行业供需矛盾将逐渐得到缓解，竞价上网等电力市场化改革会进一步展开。整个行业将不断显现并购重组、优胜劣汰的局面，主流发电企业市场份额将逐步扩大。

　　在国家鼓励以大机组代替小机组的政策背景下，市场份额逐渐向拥有大型机组的主流电力企业集中。在节能降耗的大环境下，我们认为最有可能的政策措施是电力调度规则改变以及排放权转让。任何一个政策的公布将在很大程度上提升大型、先进机组的盈利能力和投资价值。同时07年电力调度、竞价上网新规则的出台，以及新会计政策的执行和税率改革都将构成电力行业股票价格表现的催化剂。余海申银万国