投资要点：
电力企业收入增长趋势明显，对燃煤成本及非燃煤成本控制能力在不断提高。在行业景气度逐步见底回升的背景下，电力集团资产注入的动力在增强，将进一步提升行业景气度。
目前第二产业用电占整个电力需求的75%左右，随着我国工业化的深入，我们预计在未来五年内，我国电力需求仍将主要由第二产业所主导。
随着未来经济结构的转型，民用电增速将会提高，占比也将有所扩大。保守预测，07年发电量增速为15.8%，到2010年逐步下降到11.6%，电力弹性系数也将从1.35下降到1.2。我们预计07年装机同比增速下降到16.1%左右，08年继续下降到11.3%左右，09?10年增速约8.6%。发电机组平均利用小时数08年开始略有回升，09、10年将显著回升。
目前燃煤价格上涨幅度早已达到煤电联动要求，在国家维持能源价格高位运行的背景下，我们预计08年上调电价的可能性还是存在。行业收入增长趋势进一步明晰。
煤炭行业在前几年固定资产投资大幅增长的背景下，08-09年将会是一个达产高峰期。保守预计08年新增产能释放2.3亿吨，09年新增产能继续释放2.5亿吨。而电力企业已经开始积极投资煤矿向上游扩张，通过加大投资坑口电厂，优化火电结构，同时加强自身水火电布局比例。总体来看，电力企业盈利能力对煤炭的依存度在减弱，而煤电联动机制的存在很大程度上降低了成本变动风险。在未来水、火电机组比例逐步优化，火电机组能耗水平下降的大背景下，我们预计电力行业耗煤增速将从07年约14.6%，下降到08年的12.4%、09年的10.7%左右。
在电力行业“上大压小”的政策环境下，制造费用、人工费用等非燃煤成本逐步下降。同时由于电力企业稳定现金流特征，使得其能灵活使用各种金融工具来降低融资费用。综合来看，在电力行业利用小时数逐步回升的趋势下，电力企业抵御煤炭价格上涨的能力在增强。
结合我们对各公司服务区域的电力供需情况，以及企业自身对燃煤成本的控制能力和管理能力，建议买入长江电力，增持华能国际、国投电力、国电电力、华电国际、粤电力。
投资案件
投资评级与估值
综合考虑电力企业的盈利增长情况、分红率水平以及平均资金成本，电力行业08年合理动态P/E水平应该在20?25倍左右。考虑到目前我国电力行业周期性还是比较明显，在目前周期底部阶段，应该给更高的估值水平。
结合我们对各公司服务区域的电力供需情况，以及企业自身对燃煤成本的控制能力和管理能力，我们上调重点公司08、09年利用小时数。建议买入长江电力，增持华能国际、国投电力、国电电力、华电国际、粤电力。
关键假设点
宏观经济依然保持相对快速增长，电力需求增速持续高位运行。节能降耗成为“十一五”期间政府工作重点之一，小机组按照预期速度在关停。
有别于大众的认识
市场过于担心由于利用小时数仍处于下降阶段，而燃煤价格持续上涨但电价迟迟得不到调整对电力企业盈利所带来的压力。
我们认为电力企业在经受近三年燃煤成本持续上涨的过程中，在国家“上大压小”政策环境下，有效降低了自身煤耗水平，并且未来仍有下降空间。同时通过大力投资水电及其他新能源发电来分散单一火电经营风险。未来火电投资将主要以坑口电厂为主，这对缓解运输压力以及降低燃煤平均价格都会有所帮助。
通过对利用小时数以及电力企业对燃煤成本控制能力的分析，我们认为电力企业即将进入新的上升周期。电力企业在景气低谷阶段收购的资产，在上升期中的盈利能力将会逐渐显现，同时电力企业将加快在景气上升初期的资产收购，成为推动股价上涨的又一动因。
股价表现的催化剂
三次煤电联动的执行、市场煤价的季节性回落、上大压小及节能降耗政策的深入，都是提高整个行业盈利能力的因素。在景气上升初期资产收购的加快、整体上市的进行，都将放大公司未来盈利空间。
核心假设风险
经济结构发生重大变化，燃煤价格继续出现大幅度上涨。
1.通过利润表思路分析电力行业
1.1电力行业成本控制能力在提高
过去三年，电力行业在燃煤价格不断上涨，利用小时数持续下降，以及电价调整滞后的环境下，其盈利空间被逐步压缩。但我们发现，在行业的低谷阶段，电力企业已经开始积极投资煤矿向上游扩张，通过加大投资坑口电厂，优化火电结构，同时加强自身水火电布局比例来降低燃煤成本的影响程度，其成本控制能力有明显提高。
2.1.3内需型经济仍将拉动高的电力需求
除工业用电以外，居民用电也对电力需求的影响作用逐步加大。从美国的用电需求来看，基本呈现工业、商业、民用三分天下的格局。随着中国经济结构的逐步优化，居民用电的比重也有上升的趋势。尽管最近几年民用电增速在下降，我们认为随着未来经济结构的转型，民用电增速将会提高，占比也将有所扩大。
从中长期来看，城市化率和家电保有量是促进居民用电量增长的两大动因。05年末，我国的城市化率为0.43左右，2025年的目标为0.55。未来的城市化率将会是一个持续的过程，而平均的家电保有率也将随着城市化进程逐步提升。
以家用空调为例，90年代后期开始，保有量进入快速增长阶段。但是，即使只考虑城市范围，目前离200-300/百户的目标仍有较大的距离，未来的城、乡空调保有量仍有较大的上升空间。
03年开始，全国大面积缺电现象导致装机增长速度迅速提升，04、05年总装机增速分别达到13%和17%，06年更是达到20%，增量为1亿千瓦，远超市场预期。根据国家电网公司预测，07年全国新增装机达到1.1?1.2亿千瓦，08年9400万千瓦左右，考虑到每年约1200万千瓦小机组的关停，07年装机同比增速下降到16.1%左右，08年继续下降到11.3%左右。到2010年底剔除关停的小机组后，全国装机容量将达到9.5亿千瓦，09?10年增速约8.6%。
虽然07、08年，全国新增装机容量绝对值仍保持在相对高位，但从增长速度来看，06年的20%已然成为历史高点，未来也很难超越。基数绝对值的提升和新增装机逐步下降都将使2007-2010年的电力行业产能扩张速度逐步下降。
2.2.2电源点投资下降而电网投资上升
目前国家批复的电源项目大多是“上大压小”项目，新电源点批复速度明显放慢，并且已经明确“十一五”期间电力投资主要集中到电网投资。可以看出电源投资总量在下降，而电网投资在上升。
装机容量增速和发电量增长速度决定了利用小时数的波动趋势。根据我们的预测，07-10年，发电量增长速度虽有小幅下降，但仍维持在12%-15%高位运行。06年装机增速创下20%的历史新高，07年降为16%左右，从08年开始发电量增速将超过装机容量增速，我们认为利用小时数将在07年继续下降的基础上，从08年开始回升1%?2%左右，09、10年将显著回升。
2.3电价上涨预期强烈加速企业收入增长
我们认为在目前节能降耗政策背景下，维持能源价格在高位运行是符合政策导向的，作为二次能源的电力，其价格相比其他能源价格有所偏低，而煤电联动机制其实质是要做到每标准煤能源价格应该趋向统一。目前资源税从价征收的执行，以及成品油价格的调整，都揭示了国家要维持能源价格高位运行来降低能源浪费的信号。我们认为电价在08年调整的可能性还是存在。
尤其现在重工业是用电大户，调整其用电价格对降低其能耗水平的效果也会是很明显的。
3.电力企业盈利对燃料成本敏感性降低
3.1单位发电燃煤成本得到控制
单位发电燃煤成本=单位发电煤耗水平*单位燃煤价格
2006年国家新增火电机组约9270万千瓦左右，其中30万千瓦及以上火电机组占到75%左右。2007年1-9月新投产的火电机组中，30万千瓦及以上机组总容量4887万千瓦，占比达到85%。同时按照国家“上大压小”政策，“十一五”期间关停5000万千瓦小火电机组，新批火电机组主要以30万千瓦及以上为主，我们预计到2010年30万千瓦及以上火电机组容量占火电机组总容量的比例将从目前的50%上升到80%左右。30万千瓦火电机组比10万千瓦火电机组供电煤耗水平低20%左右，单位供电煤耗水平在“上大压小”政策的推动下持续下降，未来仍有下降空间。
截止2006年底，10万千瓦以下火电机组还有12500万千瓦左右，占整个火电机组的比例约25.9%，2007年1-10月份已关停小火电机组1000万千瓦左右，这部分小机组每年消耗原煤量约3300万吨左右，这部分机组的电量转移给大型节能机组每年将节省原煤约1500万吨左右。
3.2电源点结构逐步优化
3.2.1水电建设速度在加快
《可再生能源中长期发展规划》中提出，未来不仅要发展重要流域的大型水电站，还要大力发展小水电资源。今后水电建设的重点是金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游和怒江等重点流域。这些重点流域规划的水电装机容量约占全国经济可开发量的60％，到2010年大型水电站装机占全部水电装机的63%。
3.2.2坑口电厂是未来火电扩张主要形式
国家“十一五”能源规划提到要优化建设山西、陕西、内蒙古、贵州、云南东部等煤炭富集地区煤电基地，合理布局河南、宁夏坑口电站，加快安徽两淮坑口电站建设。我们认为未来新增火电电源点主要以坑口电厂的形式为主。
目前电力企业平均燃煤价格上涨中平均有30%左右是由于运费的上涨，在未来火电电源点集中在煤炭基地，建设坑口电厂为主的情况下，对煤炭运输压力会有一定的缓解作用。由于大秦线和侯月线的扩能，煤炭运力将保持稳定增长，有效缓解了运输瓶颈的压力。而电网投资加快，变输煤为输电将更具备经济意义。
3.3未来两年属于煤炭产能的集中释放期
3.3.1煤炭行业固定资产投资高速增长后将伴随产能的集中释放
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年煤炭行业固定资产投资同比又增长约27%。目前包括新建、改扩建、技术改造和资源整合在内的全国煤矿在建规模高达11亿吨左右，根据煤矿的建设周期，2007到2008年将是新建产能逐步释放的高峰期，2008到2009年将是达产的高峰期，保守预计08年新增产能释放2.3亿吨，09年新增产能继续释放2.5亿吨，行业的产能将逐步释放出来。
3.3.2电力企业自身投资煤矿逐步投产提高谈判筹码
在近几年燃煤价格持续上涨的环境下，电力企业除了通过投资水电、降低自身火电机组煤耗水平的方式来分散火电经营风险外，还通过积极整合上游煤矿资源来提升对煤炭企业谈判的筹码。
我们预计在电力企业投产的煤矿逐步达产后，其对燃煤价格的敏感性将进一步降低。
3.4紧迫电煤需求压力缓解
从07年来看，电力企业合同煤价格上涨幅度约8%。从市场煤的角度来看，受到发电量超预期增长、运力瓶颈制约和煤炭企业成本上升的综合影响，导致季节性波动趋势不明显，全年均价同比上升幅度在10%左右，对火电企业仍然形成压力。
由于06、07年新增装机中约80%为30万千瓦及以上火电机组，其煤耗水平比以前要低得多，同时随着新增电力装机增速的回落，以及高煤耗小火电关停的深入，整个电力行业煤耗水平下降的趋势将继续，同时水电开发力度的加大，导致电煤需求增速会下降。
从长周期来看，08、09年，煤炭行业将进入达产高峰期，08年开始铁路运能也将有明显提升，电力行业的煤耗水平下降，电力集团自建的煤炭项目逐步投产，对煤炭的依存度下降。
总体来看，电力企业盈利能力对煤炭的依存度在减弱，而煤电联动机制的存在很大程度上降低了成本变动风险。在未来水、火电机组比例逐步优化，火电机组能耗水平下降的大背景下，我们预计电力行业耗煤增速将从07年约14.6%，下降到08年的12.4%、09年的10.7%左右。
4．非燃煤成本在向有利电力企业方向转变
4.1电力设备制造费用下降趋势出现
目前我国电力设备制造技术不断完善，电力机组造价不断呈现下降趋势，并且容量越大的机组平均每千瓦造价越低。
4.2在上大压小环境下人工费用逐步降低
由于历史遗留问题，老电厂人多，人员费用居高不下，在目前国家大力推行“上大压小”政策背景下，人员臃肿的老电厂基本在关闭范畴。新电厂所需人员数量要减少60%以上，同时企业在处理老电厂时能享受到国家给予的一定补偿，有效降低人工费用。
4.3单位发电固定成本在利用小时数上升下有所下降
由于单位机组造价在下降，导致电力企业单位发电量固定资产在下降。同时在08年开始利用小时数进入上升周期的背景下，固定成本在总成本中的占比也在下降，使得电力企业单位发电固定成本在下降。
4.4灵活使用各种金融工具降低财务费用
电力企业由于自身稳定现金流状况，发行的金融产品在金融市场上持续受到欢迎。在目前加息周期背景下，各种短期融资券和企业债的发行对降低公司财务费用的效果是比较明显的。
7．集团内资产质量提升使得未来资产收购的正面效应放大
电力企业的业务特征决定先以集团自行建设为主，集团先承担前期风险，待项目运作进入正轨后，再通过资本市场注入上市公司，获得资金后，集团再去发展新的项目以进一步扩大规模。
06、07年新投产机组大多为30万千瓦以上的高盈利机组，其中有部分机组仍在上市公司之外，这为未来的资产收购提供保证。
电力集团在“跑马圈地”型外延式扩张高峰结束之后，如何运用上市公司平台做大做强已成为未来争夺市场地位的关键，08、09年整个电力行业也有望形成资产注入的高峰期。
对于五大集团中的国电电力、华电国际，其集团公司会不断的把部分优质资产注入进来。国电电力完成增发后，公司的财务费用得以降低，预计未来的资产注入进程将加快，规模也将扩大，可能以区域性资产注入为主，公司的综合竞争力有进一步提升的空间。华电国际的资产注入，我们预计进程将会加快。
国投电力作为国开投旗下电力业务唯一的国内资本运作平台。按照国开投的发展战略，国开投将通过不断把优质电力资产注入公司来支持公司的持续发展。在06年增发完成收购资产，以及07年9月通过配股后，公司的规模快速扩张，未来收购云南大朝山水电等优质资产成为可能。
长江电力通过不断收购集团公司机组，其成长模式也是比较明晰。粤电力作为粤电集团的旗舰公司，如果实现整体上市，其对业绩的增厚也是非常客观。
桂冠电力股改承诺中提到07年末对岩滩资产的收购，我们针对不同收购价格和岩滩不同电价的情况作了敏感度分析，认为还是存在一定交易性机会。
假设行业内重点公司08年平均净利润增长率为10%，09年增长到13%，10年增长到15%，之后逐步递减到2015年的4%并保持稳定，期间的分红率水平从50%上升到70%。由于资金流动性充裕，投资者要求的风险溢价会降低，根据申万对无风险利率和ERP的预测，投资者对电力行业的平均预期投资回报率为9%的话，对应08年合理市盈率水平为20-25倍左右。而目前以08年重点公司的投资回报率计算，即使不考虑未来的资产注入因素，平均市盈率下降到25倍左右，估值比较合理，未来投资电力行业的系统性风险已基本释放。
市场担心燃煤价格持续上涨而电价得不到调整，电力企业盈利空间被进一步压缩。我们认为经过两年燃煤价格的大幅度上涨，电力企业在控制煤耗水平，以及改善电源结构上都取得了一定成效，目前基本是电力企业盈利最低谷，盈利上升周期即将到来。
作者：余海 申银万国
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(责任编辑：郭玉明)
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