摩根大通：中国电力行业更具投资价值

　　中国与印度目前都存在大约10%~15%的电力短缺。中国电力需求增速几乎为印度的3倍

　　报告提供｜摩根大通

　　摩根大通最新的研究报告发现，尽管印度即将进行的电网私有化可能为印度电力股带来更大的盈利增长潜力，然而中国上市电力公司的盈利预测仍高于印度电力公司。

　　中印电力行业存在不少相似点，比如以电站为单位的定价策略与实际资本回报率。与中国相比，印度的电价政策处于稳健的发展轨道，印度在全国及州级的发电、传输及配电的股本回报率为14%乣16%，而中国的发电股本内部回报率为8%乣10%(按电网比较)。此外，中国和印度都面临着10%乣5%的电力短缺。

　　中印电力行业还存在着很多差异。相比较而言，中国独立发电厂具有更高的能力和更高的资产回报率；中国电力需求增速几乎为印度的3倍，工业用电需求占总需求的70%；印度电力传输损耗过大，电力定价结构不合理；中国的煤炭供应已部分实现了自由化，而印度煤炭价格仍是计划性的。

　　中印电力股票都有高涨前景

　　我们发现了一些不同寻常的情况：中国的电力股票预计收入增长更高，但印度的电力股票的相对比价更高，这是由人们对电网私有化的预期造成的。目前，印度电力板块的股票达到了14倍乣18倍的市盈率，而中国为10倍乣13倍。

　　报告显示，中国电力股的利淡因素包括电价及回报持续不明朗、煤价上涨压低盈利、新电力供应增加导致原有电厂的发电量下降。然而，中国在建电厂均可为投资者提供清晰、可预见的盈利增长。而印度方面，则需要寄望印度国家电力委员会(SEBs)在将新电厂及配电网络私有化过程中，带来新的增长点。

　　目前中国股票市场中的一些股票风险较低，特别是大唐和华电。在印度，塔塔电力公司和Reliance能源公司都证实了将增加发电装机容量的计划，但相关项目的建设完工要等到3年乣5年后，因此，这对于短期收益没有什么效果。我们认为，一旦印度电网私有化进程启动，市场将迎来股价的双倍增长，其中当然就蕴涵着期权投资的价值。

　　中印电力行业相似点

　　以电站为单位的定价策略与实际资本回报率——

　　中国的定价政策看上去比较复杂，而印度的定价政策则朝着一个正确的方向推进。印度使用了一种根据公式进行计算的方式。而在中国，采用了计划方式，看上去比较模糊。

　　印度在联邦级采用了确定的14%的资本回报率(加上对发电和输电的一些鼓励措施)，而目前各邦政府考虑到传输损耗方面的确切风险，提供了更加慷慨的约为16%资本回报率的政策。人们也在争论，是否应该减少回报率，但是，各邦政府的态度是倾向于承认配电运营风险、有一定的政策优惠。

　　相比之下，中国的电站单位的回报为资产的8%乣10%。依据的是“社会平均成本”，再考虑到电站类型和运作年限(假设资产／所有者权益比为80/20)来确定各个独立发电厂的回报率。上市的独立发电厂建设的电站比国有发电厂少约10%乣20%，这就意味着他们能达到平均约15%乣20%的电站投资回报。这一回报有望降下来，因为在建和建成的电站在增加，而电力短缺问题将在后面几年逐渐解决(也就是说，现有电站的平均输电将减少)。此外，近期市场忧虑由于从2005年起，东北省份的发电行业将引入全面的竞争机制，预计将使独立发电商未来的收入及盈利大幅波动，虽然预计在电力短缺问题得到缓解之前，电价将大致维持不变。

　　两国都存在电力短缺现象

　　中国与印度目前都存在大约10%乣15%的电力短缺——

　　对中国而言这是个新问题，而中国正在通过大规模的建设计划解决这一问题，包括计划在未来几年内每年增加6000万千瓦乣8000万千瓦的发电量。相反，在印度方面，国家及州级政府需要对新的发电工程提供更多的鼓励和保障支持。

　　中印电力行业不同点

　　中国独立发电厂具有更高的能力和更高的资产回报率——

　　中国的独立发电厂有大量的绿地项目，这些独立发电厂将继续获得高收入，运营现金流的增长将大约两倍于印度电力上市公司的水平。但这些都是目前的情况。如果SEBs批准的私有化进程迅速启动，那么这种增长的速度就会发生变化，所以需要时常关注这一问题。我们认为，这种电网私有化所导致的潜在增长已经部分地反映在股票价格的变化中，使印度电力股票的市盈率进入了成长期(相对中国的起步期而言)。

　　相比较而言，印度的负债水平较低，资产负债率和净负债状况都比较好。而中国独立发电厂具有高得多的资产负债率水平，需要大量资金用于大规模建设计划 (建设新的绿地项目，或者将资金用于购买从母公司注入的资产)。直到最近，中国独立发电厂的资本回报率才达到了成长期的水平，同时电站利用因素也更高(即使由于电力短缺，2004财年相对于2003财年除利息、债务、折旧及摊销前经营利润也有了巨大的增长)。

　　中国电力需求增速几乎为印度的3倍，工业用电需求占总需求的70%——

　　随着这几年中国工业化进程的进展，电力需求的增长速度约为13%乣18%，几乎为印度的3倍，印度为大约6%。不过我们对印度的一些数字提出了异议，认为专用工业电站的情况有可能没有完全包括进去 (4倍于中国的数字)，这些电站是电力工业不可缺少的一部分，而且发挥着降低整体电价的作用。

　　中国与印度在电力需求结构方面是不同的。中国的工业用电是电力需求中的主要部分(全国范围内大约为70%)，而印度则为：工业 (30%)、农业(29%)、居民(22%)、商业(19%) 。印度的居民用电比例很高(22%) ，而中国则相对较低 (11%)。印度人均居民用电超过中国，表明印度的工业化水平较低，而且尽管国家规模与中国相似，但印度的电力生产相对人口数量较少。

　　印度电力传输损耗过大，电力定价结构不合理——

　　印度电力工业中需要关注的关键问题是，当前的现金流量太少。解决的方式可以是减少目前农村地区高达50%的传输损耗 (在中国，这种损耗大约为10%乣15%)，并鼓励私有部门参与提高效率(私有的电力分配、坚持开放政策，让新的投资参与进来)。印度的平均价格大约为0.07美元/千瓦时，比亚洲和国际均价0.08美元/千瓦时左右要低(中国的价格为0.05美元/千瓦时)。

　　另外，印度的电力定价结构看上去使工业用电处于成本劣势——在印度的电力定价结构中，农业电价和居民电价很便宜，而工业电价和商业电价十分昂贵，而且这种悬殊超过了亚洲其他国家的情况。这就造成没有什么利润可言的农业用电在全社会用电中所占比例的加大，从1981财年的17.6%增长到2003财年的31% (而农业在GDP中的份额则降低了)。印度的传输线对电力的损耗超过50%，相比于8%乣12%的国际水平和亚洲水平，实在是太高了。

　　中国的煤炭供应已部分实现了自由化，而印度煤炭价格仍是计划性的——

　　自2003年起，中国的煤炭供应市场逐渐开始解除监管。最初，煤炭价格相对国际水平要低很多，中国的独立发电厂经历了煤炭价格的上涨过程——平均而言，中国煤炭的合同价格(也就是说，还取决于政府的强力干预)同比上涨20%乣25%，而在运输价格提价后，东南省份的煤炭价格上涨了60%乣80%。而在印度，除了一些专用煤矿外，印度的煤炭工业由政府完全主导。印度煤炭公司(80%由印度企业生产，100%政府所有)根据政府的计划确定煤炭的价格。

　　中印电力企业比较

　　印度的电力企业可以分为两个不同的群体：纯发电企业，如NTPC，该公司将其电力100%地销售给了印度联邦电力局；某种意义上的集成设施企业，如塔塔电力公司和Reliance能源公司。很明显，第二类集团公司的业务模型具有相对更小的风险。

　　上述3家公司都制订了宏伟的发展计划，NTPC更加明确清晰地确定了其发展计划，从而使收入增长更加明确。塔塔电力和Reliance能源则把自身的发展战略建立在配电网路私有化的基础之上，并且同时将战略从集成转回到发电。因此，他们的收入增长的确定性 (因此也就反映在股票价格的趋势上) 就不够有说服力，因为指望电力分配私有化政策的何时实施是不太好预测的。但是，由于起点低、前景和机会很大，其增长潜力仍然是巨大的。

　　中国目前的情况是，所有上市的独立发电厂都在积极地进行扩张。比如大唐，该公司许多“需要几年时间才能批复”的项目在2005年下半年或2006年上半年就有望建成，可能使每股净收益增长9%。而在电力行业，大多数母公司的资产注入有望推迟到煤炭价格的回落，扩张则意味着在过去的两年中净负债显著地增加，利率问题和潜在的股权融资都成为现在的高风险因素。