电力板块：长期具备估值优势 关注三股

　　6月11日至12日，天相2008年“构建新秩序”夏季投资策略会在北京国宾酒店召开。山西证券研究联盟煤炭行业分析师张红兵与会发表了《景气度逐渐回升 期待煤电联动 －－2008年电力行业下半年投资策略》主题演讲。

　　一、行业景气度逐渐回升

　　1、小时利用率回升

　　全国发电设备利用小时持续下降的趋势已经开始有所改变，1-4月份全国发电小时利用数下降27小时，同比下降1.7%。预计雪灾导致一季度发电量减少约为1%,利用小时数降低一个百分点，扣除雪灾影响一季度小时利用率下降不到1%。

　　我们预计2008 年全国将新投产发电设备8500万千瓦左右，预计2008 年关停小火电机组目标1500 万千瓦(截至4 月15 日，2008 年全国共关停小火电470 万千瓦)，装机容量增长幅度约为10.8%，经过我们测算加权装机容量增速约为12%，而全社会用电需求增长将在12.3%左右(宏观经济增长速度10%，电力弹性系数2.3)，我们预测2008 年全国发电设备平均利用小时将出现小幅回升，幅度在0.3%左右。

　　2、煤炭价格增速有望平稳

　　为了应对夏季高峰，保证电煤供应，我们认为短期可能采取政策指导，主要有以下几个方面：

　　行政干预合同煤价格年内不会再次上调

　　行政干预保证合同煤供应

　　增加供给市场煤价格保持平稳

　　发改委目前已经出台相关通知督促煤电双方执行合同，提高煤炭合同的履约率、兑现率，合同兑现要求品种、数量、价格完全兑现。为了应对夏季高峰，各地已经启动紧急措施以缓解当前压力，其中山东、陕西、湖南等省均已经实施干预电煤价格的行动。我们认为在未进行第三次煤电联动或出现类似性质的补贴政策之前，煤炭价格继续上涨是不符合整个社会利益的，短期内维持在高位运行可能性更大。

　　长期煤炭价格增速有望平稳

　　(在煤炭部分阐述)

　　1.3 “上大压小” 提升盈利能力

　　由于不同规模机组发电耗煤量有所不同，装机容量越大的机组耗煤量越小。30万千瓦机组供电耗煤是10万机组的82.5%；60万千瓦是10万机组的80%；100万千瓦是10万机组的68%。

　　电力行业年消耗煤炭占全国煤炭总消耗量的50%以上，是我国“十一五”期间节能降耗的主要领域之一。电力行业“上大压小”“节能调度”等一系列政策措施陆续出台，使得电力行业节能效果逐步显现出来，电力行业供电煤耗持续下降。在2007年供电耗煤下降10克/千瓦时的基础上，1-4月份供电耗煤同比下降7克/千万时。煤耗的降低抵消了部分煤价的上涨，提升了盈利能力。07煤耗降低2.3%，抵消了约2.3%左右煤价上涨的影响；预计08年煤耗将降低近2.5% ，将抵消 2.5%左右煤价的上涨。

　　根据煤电联动规定电力企业需要消耗煤价变化因素30%(根具煤电联动政策规定：以不少于6个月为一个周期，当一个周期内电煤价格上涨幅度超过上一周期的5%时，在电力企业消化煤价变化因素30%的基础上，相应调整上网电价)。降低煤耗是电力企业自身消化煤价上涨保持盈利能力的主要手段之一。 自第二次煤电联动以来电力行业煤耗降低约5%左右，而煤价涨幅约30%左右，目前看来煤耗的降低还不足以弥补煤炭上涨的30%。当然电力企业也可以通过提高管理效率等其他手段来消化这部分煤价上涨。

　　“上大压小”使得高煤耗、高污染的小火电机组，将陆续被关停。小火电的关停，将可能给相关上市公司带来“上大压小”的电源建设机会。估计08年关停机组范围有所扩大，主要电力集团可能有部分10～20万千瓦机组将进入关停程序，而这为这些电力集团带来新的电源建设机会。预计2008全年关停总量将在1500万千瓦左右。

　　1.4 “节能排减”大机组受益

　　节能发电调度则是按照节能、环保、经济的原则，以保障电力可靠供应为前提，优先调度风能、太阳能、海洋能、水能、生物质能、核能等清洁能源发电，对火电机组，按照煤耗水平调度发电，煤耗低的多发、满发，煤耗高的机组少发或不发。江苏、河南、贵州、广东、四川五省已经开始试点《节能发电调度办法(试行)》。

　　《节能发电调度办法》将引发电力行业的变革，将打破以前的平均主义，高效、节能、环保机组的优越性将获得较多的利用小时，而高能耗、高污染的小机组的发电小时将被降低，使得可再生能源、火电大机组的优越性得以体现，该政策将是未来一定时期内影响电力行业发展的重要因素，不得不受到投资者高度关注。目前尚未有从事太阳能、核能、生物质能等运营的公司在A 股上市。从事风电运营的公司较多，但目前由于风电在其规模中所占比例很小，而且风电设备成本较高，目前对利润贡献很小。目前看来节能调度相关政策主要有利于水电企业和平均装机容量大的火电企业发展。对于火电机组来说，由于燃煤机组在我国能源结构中所占的地位不可动摇(78%)，实行节能发电调度办法后，高效、环保的大火电机组将成为节能发电调度的主要受益者。

　　我们对一季度华能、国电等5大火电上市公司公布的发电量数据进行分析(剔除掉产能有变动的电厂数据)，发现几家公司下属装机容量未发生变化(08 年一季度相对于07 年一季度)的电厂机组发电量大都出现了显著正增长，即这些机组在08 年一季度的利用率超过了07 年同期水平。而 与此同时，全国火电机组利用率在1季度仍同比下降超过1%。出现该现象，我们认为一方面在高煤价下小机组将主动停机或转让发电权，大机组优势凸现，发电小时高于平均小时；另一方面可能由于节能调度试点的效果开始显现。

　　我们预计如果年内全国电力需求不因不可抗外力出现异常降低，则2008在总体小时利用率小幅回升的背景下， 全年大、中型火电机组的利用率回升幅度高于行业平均水平，而占全国装机容量近一半的小型机组利用率将同比略降，行业的结构性分化大幕开始拉开。而在未来电价得到合理的调整以后，小时利用率提高使得高效、环保的大火电机组盈利能力将更进一步释放。

　　实施节能发电调度是对我国现行发电调度制度的重大改革，我们预计在取得经验后尽快在全国推广，这将更大范围的水电企业和平均装机容量大的火电企业受益，行业的结构性分化进一步拉大。

　　平均装机容量较大的电力企业不仅具有较强抵御成本上涨的能力，同时也受益于节能调度获得更多的发电权，具有较强的盈利能力。平均装机容量及耗能水平将越来越成为衡量电力企业的一个重要指标。

　　1.5 优质资产注入值得期待

　　我们认为资产注入是否给股东创造价值，要考虑注入资产的盈利能力与上市公司的比较，同时也要考虑注入资产的估值水平。近两年电力产能扩张的高峰期中，新建项目大多由集团来进行，投产机组大多为30万千瓦以上的高盈利机组，这为未来的资产收购提供优质资源。

　　目前价格机制扭曲行业的估值水平较难确定，可能会推迟相关资产注入，但随着煤电联动的实施行业盈利能力明确，促使相关资产注入将展开。

　　二、期待第三次煤电联动

　　2.1 火电行业盈利能力大幅下降

　　1季度行业景气度的最重要指标毛利率下降至约12.4%，净资产收益率下降至约0.74%，都显著低于前两次煤电联动的低谷，火电行业盈利能力下降到历史低谷。

　　我国煤炭价格已经走向市场，由供需双方企业根据市场供求关系协商确定价格。但是，我国电力市场的改革相对落后，电力价格依然由政府控制。虽然实施煤电联动政策，但同步联动一般不可能，因此造成电力企业盈利能力大幅波动。

　　通过历史的数据也可以证明，前两次煤电联动都能够有效提升电力企业的盈利能力，但不管是净资产收益率还是毛利率都未能回到04年以前的水平，并且整体呈现下降趋势。究其原因，一、煤电联动要求电力企业需要自身消化煤炭价格上涨的30%；二、从前两次煤电联动的情况来看，同步联动一般不可能，大约有半年甚至更长的价格周期，而煤价涨幅较快，这段滞后期对电力企业的影响是无法消除的。三、小时利用率在这一期间一直呈现下降趋势。

　　短期看煤电联动受阻于CPI高位运行，长期看电价上调是大势所趋。但一次调整幅度能否覆盖煤电联动规定幅度(煤价上涨的70%)还值得思考。这次滞后联动周期较长，对电力企业造成的负面影响不容忽视。

　　此外，煤电联动同步性较差这个问题不解决，即使第三次联动实施，电力企业未来可能有一次处于这种境况，当然程度可能会有所不同。值得欣慰的是此次煤电矛盾也促使国家更快出台电价体制改革，理顺煤电关系。

　　2.2 CPI高企之困境

　　人大研究所测算，1%的电力价格上涨将引起物价总水平0.089%的上涨，电价的调整对CPI的影响较大。我们判断CPI在6%以上国家不可能启动真正意义上的煤电联动。

　　07年进入下半年CPI才高位运行，7月份CPI5.6，8月份CPI6.5。CPI指标核算同比涨幅，所以我们认为进入2季度CPI将确立下行趋势，预计不出突发事件的情况下3季度CPI能够下降到6%以下。届时为煤电一定幅度的联动奠定了一定的基础，但预计煤电联动的幅度不可能过大，可能不能达到煤电联动规定的调整幅度，火电行业盈利能力短期内可能无法回升到07年水平。

　　我们也不排除为了应对夏季高峰和奥运的来临，在联动之前不排除其它补贴或税费方面的政策出台。

　　2.3 夏季高峰可能出台替代政策

　　8月份是用电高峰期，同时奥运会也在8月份举行。煤价进一步上涨可能使得电力企业进一步减少库存，对于部分电力企业来说，越发越亏，不发电或者少发电是更优的经济选择。我们认为如果不出台切实可行的办法，电煤价格不断高涨，电力企业不堪重负，资金紧张等因素会导致夏季高峰期供电不足，再度出现电煤库存出现下降的局面，将危害国民经济的发展。我们预计国家为保证夏季高峰用电可能出台一些其他替代政策：

　　1、行政手段增加煤炭供给(使得市场煤价格增速保持稳定)

　　2、行政手段保证合同煤价格和供应(预计通过行政干预年内合同煤不可能再度上调，并且会保证合同煤的数量及质量)

　　3、调整上网电价，不调销售电价，对电网进行补贴(实施起来相对简单，而且能根本上解决发电企业的盈利状况，但电网企业可能比较反对，由于雪灾和四川地震电网企业今年的盈利状况也比较差，1-5月份国家电网同比下降80%)

　　4、直接对电力企业进行补贴或者调整相关税费(由于电力企也众多，且有很多民营发电企业，补贴起来较为困难，且也不是长久之计，预计实施的可能性较小)

　　5、在夏季临时调整电价：但临时应急且幅度有限的电价上调并不会改善独立发电企业的盈利水平。

　　第一项及第二项措施只能保证电力行业的盈利状况不会进一步大幅恶化，但无法使得盈利状况好转。而第3和4政策可能直接提升电力行业盈利能力。目前发改委已经下达了类似1、2项措施的通知，并由一些省份出台了类似的干预政策。

　　2.4 电价调整一次到位？

　　我们估算电价上调10%左右才能使火电行业(上市公司)毛利率回升到07年水平；电价上调9%左右才能使火电行业(上市公司)销售净利率回升到07年水平。(测算假设：电力企业成本保持一季度的水平不变)

　　可见要想使电力行业盈利水平回升到前期水平，联动的幅度远远高于上两次联动。(第一次上网电价平均上调5.6%,第二次上网电价平均上调3.79%)

　　我国在中短期内可能面临通货膨胀压力，所以过大幅度的煤电联动导致通货膨胀水平难以控制的风险，因此我们认为第三次煤电联动的幅度不可能过大，我们预计08年底前电价上调5%，09年根据煤价情况再次实施煤电联动。在煤价增速保持平稳的前提下，经过两次煤电联动， 09年电力行业的盈利能力有望回升到07年水平。但本次联动未能同步联动，有1年左右的价格周期，这段滞后期对电力企业的影响是无法消除的。

　　此外，我们认为电价调整的同时，必须控制煤价上涨的速度。如果一旦政府宣布上调电价，煤炭供应商可能会再次要求上调煤炭价格，可能会在一定程度上抵消本意归属于电企的效益。

　　三、 主要结论及投资建议

　　3.1 短期面临困境 长期景气回升

　　机组利用率08年基本见底回升，预计2-3季度确立底部

　　煤炭价格增速有望平稳

　　“上大压小”平均机组容量增大，盈利能力增强

　　优质电力资产注入长期值得期待

　　预计08年电价上调5%(3-4季度)，09年再次实施煤电联动

　　3.2 09年业绩大幅增长

　　08年业绩大幅下滑不可避免

　　即使乐观估计于7月1日上调电价5%(目前看这种可能性较小)，火电企业全年利润下滑幅度仍然很大，08年业绩大幅下滑以成定局。

　　一季度大型火电公司业绩将普遍出现不同幅度的下滑，很多中小企业甚至出现亏损。我们认为，即便是第二/三季度机组利用率的季节性走强也不能够抵消煤炭价格带来的影响。二季度即将结束，以目前的情况二季度上调电价的可能性微乎其微，08 年中报仍将维持一季度的趋势，大型火电企业由于合同煤比重比较高二季度业绩相比一季度下滑幅度有限，但中小型火电企业由于合同煤比例相对较少，二季度业绩进一步下滑风险较大。也不排除电力企业为了争取煤电联动，根进一步刻意压低业绩，煤电联动后在释放业绩。

　　09年业绩大幅增长

　　郁积煤电联动行业盈利能力回升到07年水平(我们预计08年底联动5%左右，09年再联动一次，经过两次煤电联动及其他积极因素09年行业盈利水平有望回升到07年水平)

　　小时利用率持续回升

　　资产注入增厚业绩

　　08年低基数

　　如果目前的股价仅仅反映2008年的经营状况，我们认为股价下降释放业绩风险的幅度还不够，所以短期我们给与“中性”的投资评级。但我们认为股价也要反映中长期公司的经营状况，中长期看电力企业的盈利能力不会保持像一季度的水平，行业盈利情况会逐步回升到一个合理的水平，因而中长期来看我们给与行业“增持”的投资评级。

　　3.3 估值分析：长期具备估值优势

　　PB为电力企业目前较为合适的估值指标

　　由于煤炭价格上涨且不能实施煤电联动，火电行业一季度业绩普遍大幅度下滑，很多小公司陷入亏损，这种情况下PE估值很难客观反映电力企业的长期价值。我们认为这种情况下PB估值是更适于衡量电力股长期价值的指标之一。电力企业是资本密集性企业，具备PB估值的前提条件，另由于净资产的波动较小，更具稳定性和长期性，更能准确的衡量电力股长期价值。

　　长期来看我们认为电力行业的盈利水平将向社会平均利润率回归

　　长期来看只有使电力行业的投资回报达到或高于社会平均回报，才能保证电力行业持续稳定的发展，因而电力行业的盈利能力必然向社会平均回报率回归。

　　长期具备估值优势

　　通过PB的比较可以看出电力行业PB落后大盘约30%。电力作为基础产业的长期合理回报，行业中长期仍存在一定投资机会。

　　3.4 投资主题：

　　防御型策略：寻找估值相对安全受煤炭价格影响较小的公司

　　水电、煤矸石发电、煤电联营

　　涉及上市公司：长江电力  （600900）、文山电力  （600995）、金山股份  （600396）、宝新能源

　　水电：

　　水电(尤其是大型水电公司)的成本主要为折旧，几乎没有上游成本压力，业绩稳定性高于火电(不考虑极端来水带来的影响)，是抵御通胀的良好投资品种。水电属于可再生资源，在节能调度中受益。由于水电开发成本日益上升、水火电长期存在较大价差等因素不排除在第三次煤电联动时上调水电电价，电价如能上调，将有力提升水电的盈利能力，主要涉及公司有长江电力和文山电力。

　　煤矸石发电：

　　煤矸石发电属于政策支持的资源综合利用产业可享受众多优惠政策：

　　1、可享受优先上网(节能调度中明确规定)、

　　2、优惠电价(宝新能源  （000690）1期上网电价0.5832元)、

　　3、增值税优惠(根据财政部、国家税务总局《关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》，利用煤矸石发电占发电燃料的比重达到60％以上的可获得增值税减半增收的优惠)

　　此外煤矸石成本较低涨幅较小，由于需求量较少及长途运输不经济和煤价的联动性较低，涨价幅度较小。

　　近日，国家发展改革委印发了《关于2007-2010年煤矸石综合利用电厂项目建设有关事项的通知》，确定2007-2010年全国新建煤矸石综合利用电厂50座，总装机规模2000万千瓦。煤矸石发电是国家鼓励的发电方式之一。

　　目前A股上市主营煤矸石发电的企业主要有宝新能源和金山股份，宝新能源目前的机组均为煤矸石发电，并且未来还有在建两期。金山股份目前一半以上装机容量为煤矸石发电和劣质煤发电。在煤价高位运行的情况下，煤矸石发电受煤炭价格影响相对较小。而预计在未来的煤电联动国家为了鼓励煤矸石发电不排除可能进一步上调煤矸石发电电价。因此，在煤电联动不确定的情况下，我们认为煤矸石发电是较好的防御品种。

　　煤电联营

　　煤价上涨对火电企业形成巨大冲击，电力企业纷纷向煤炭行业延伸产业链(直接投资开矿、参股煤炭企业、煤电联营等形式)。 目前这方面做得比较好的企业有国电电力  （600795）、大唐发电  （601991）、广州控股  （600098）、金山股份等企业。电力企业向上游发展，一方面将缓解煤炭价格上涨带来的成本压力，另一方面也将在煤炭价格不断上涨中分享行业景气。

　　目前国电电力规划煤矿的权益年开采能力约为2280万吨/年，简单估算可供1250万千万装机容量机组使用，而目前国电电力以投运权益装机容量约900万千瓦，当然公司规划还有很多规划的火电项目。待规划煤矿达产后公司基本可以有效规避部分煤价上涨(具体比例要看公司届时火电装机容量情况)，分享煤炭及电力行业的景气 。

　大唐发电规划的权益煤炭年产量不仅覆盖了发电需要好煤，而且还有节余。

　　广州控股参股开发新东周窑煤矿，规划产能1000万吨/年，权益产量400万吨/年，煤炭产量可以满足公司现有的权益装机容量煤炭需求(目前权益装机容量200万千瓦左右)。

　　金山股份参股内蒙古白音华矿区(大型露天煤矿)的海州煤矿20%，获得年200万吨/年的权益产能，不考虑未来建设的公司丹东热电(60万千瓦)和沈阳金山热电(40万千瓦)可以满足公司权益装机容量煤炭需求 (现有装机容量70%以上为风能、煤矸石、劣质煤发电)。

　　以上企业实施煤电联营或参股煤矿这样就建立了一种互补的、长效的利益共享、风险共担机制，一种煤电内部协调机制，减少因为煤炭市场价格波动带来的经营风险，盈利能力及业绩稳定性将强于单纯火电经营企业。

　　积极型策略：寻找估值相对安全、典型受益于电价调整及资产注入明确的公司

　　涉及上市公司：华能国际  （600011）、国电电力、国投电力等。