电力行业：行业的机遇与风险相互并存

　　中信建投 殷亦峰

　　电力供需形势进一步缓和：2006年发电量达到28344亿千瓦时，比上年增长13.5%，全国新增发电装机容量达到10020万千瓦，比上年增长20.3%，是历史上电力生产能力增长最快的时期。2006年累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。

　　2007年行业预测：预计2007年全社会用电量增长12%，达到31640亿千瓦时。

　　全国新增发电装机将达900万千瓦左右，2007年年底，全国发电装机容量将达到7.2亿千瓦。预计全国发电设备利用小时数将降至5000小时，下降约221小时；其中火电设备利用小时数将降至5350小时，下降约282小时。

　　2007年行业利润增长率下降：2006年电力行业销售收入7816亿元，同比增长14.38%，利润总额925亿元，同比增长29.16%。由于2007年煤炭价格上涨已成为现实，电力需求下降，预计2007年煤价涨幅与2006年煤价涨幅持平，即使实施第三次煤电联动，我们认为电力行业效益增幅下降不少。

　　煤电联动政策不确定：电力企业认为根据国家发改委煤电联动政策，可以进行第三次煤电价格联动。但是，市场仍存在不实施煤电联动政策的可能性。我们认为2007年上半年的煤炭价格走势和物价指数，将决定煤电联动政策能否实施。如果煤炭价格继续走高，煤电联动政策实施可能性极大。如果煤炭价格维持现状，物价指数上涨不明显，有可能实施煤电联动政策。如果煤炭价格下跌，煤电联动政策实施可能性较小。

　　预留发电资产变现进程影响投资时机：如果厂网分开的预留发电资产变现在上半年完成，电力行业上市公司资产注入速度将加快，这将有利于国电电力等公司。

　　如果下半年第三次煤电联动出现在部分上市公司，并且电价超过预期，煤炭价格开始进入下跌趋势，将是投资电力行业的时机。

　　电网调度方式改变影响投资时机：电网调度方式将采用经济调度方式，可能根据火电机组容量，对应不同的机组利用小时数和上网电价。我们预计经济调度方式执行时间可能在下半年。在经济调度方式下，华能国际、国电电力、华电国际等电力公司将大为受益。

　　维持电力行业减持评级：我们认为由于电力股已经补涨,估值已合理的情况下,在第三次煤电联动不确定的前提下，建议减持电力股。只有在第三次煤电联动确定的前提下，并且下半年煤炭价格处于下跌趋势，电力行业才有投资价值。

　　重点公司：国电电力，九龙电力，桂冠电力业绩预测见下表。

　　电力供需总体平衡

　　2003-2004年我国电力工业持续快速发展，供需形势严峻。在2005年全国电力工业快速平稳发展，电力供需形势总体有所缓和的基础上，2006年全国电力工业继续保持快速增长势头，如图1所示。节能降耗取得持续性进展，但是电力工业生产建设的结构性问题更加严峻。

　　2006年全年发电量达到28344亿千瓦时，比上年增长13.5%，增速与2005年基本相同，由于来水偏枯，水电发电量同比仅增长5.1%，见表1。从分地区来看，发电量同比超过20%的省份依次为：内蒙(33%)、青海(25.6%)、贵州(23.6%)、云南(23.4%)、浙江(20.8%)、江苏(20.2%)。

　　受国民经济持续快速增长的拉动，2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%。全年始终保持了快速增长，增幅比2005年上升0.4个百分点。华北、东北、西北地区用电增速明显加快，南方地区用电增速与上年基本持平，华东、华中地区用电增速出现回落。

　　工业用电增速继续高于全社会用电，重工业用电增速继续明显高于轻工业用电，第二产业和居民生活用电比重继续提高，各产业增长见表2。高耗电行业用电继续保持快速增长，其中，有色金属用电增长25.1%，增速同比提高12个百分点；建材行业用电增长15.4%，增速同比提高2.2个百分点；黑色金属用电增长19.6%，增速同比提高1.7个百分点；化工行业用电增长10.3%，增速同比下降6个百分点。

　　2006年电力建设速度继续加快，新增电源机组容量创历史最高水平，继2005年全国电力装机突破5亿千瓦，在不到一年的时间内，全国电力装机再上新台阶，突破了6亿千瓦。同时首批国产超超临界百万千瓦机组相继投运，标志着我国电力工业技术装备水平和制造能力进入新的发展阶段。

　　截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%，风电达到187万千瓦，同比增长76.7%，见表3。其中水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%，火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%。水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。从分地区看，发电装机同比增速超过30%的省份有：内蒙(45.4%)、云南(42.2%)、山东(33.6%)。

　　随着大批电源项目的相继建成投产，电力供需形势进一步缓和，发电设备利用小时数较2005年大幅回落。2006年全国基建新增投运的发电装机10117万千瓦，其中水电971万千瓦，火电9048万千瓦，风电92万千瓦。

　　2006年累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。其中，水电设备利用小时数为3434小时，同比降低230小时；火电设备利用小时数为5633小时，同比降低233小时；核电设备利用小时数为7774小时，同比增加19小时。

　　2007年中国经济在继续保持较高增速的同时，对电力的需求将依然强劲。各行业用电将持续快速增长，工业化、城镇化仍然是电力增长的主要支撑，虽然高耗能行业受国家宏观调控增速会有所放慢，但是对电力的需求仍会以较快速度增长。

　　预计2007年全国GDP增速将低于2006年水平，增长9.5～10.3%，全社会用电量增长11～12.5%，达到31300亿～31800亿千瓦时。预计2007年全国新增发电装机将达9500万千瓦左右，全国发电装机容量将达到7.2亿千瓦。

　　由于2006年全国基建新增投运的发电装机10117万千瓦，是1949年以来发电机组投产最多的一年，同时2007年新增发电装机9500万千瓦左右，由此决定着全国及各地区电力供应形势的变化。

　　2007年，通过跨区跨省电能调剂，全国各区域电网均可实现平衡。其中，华中、西北总体电力富余，东北、华北、华东、南方基本平衡。局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响，仍可能出现短时供需紧张。预计全国发电设备利用小时数将降至4900～5000小时，下降约220～320小时；其中火电设备利用小时数将降至5200～5300小时，下降约330～430小时。

　　电力行业处于政策震荡期

　　根据美国能源信息管理局(EIA)的统计报告,1981年-2000年二十年间全球发电装机容量年均增长速度为2.6%，而截止2002年底,全球发电装机容量总计达到34.65亿千瓦，人均0.56千瓦，见图2。其中火电(煤炭、石油和天然气)装机22.26亿千瓦，约占64.2%，水电装机7.24亿千瓦，约占20.9%，核电装机3.61亿千瓦，约占10.4%，其他类型能源装机1.54亿千瓦,约占4.5%。

　　2002年全球发电厂上网电量总计为152898亿千瓦时,人均2449千瓦时，见图3，其中火电98293亿千瓦时,水电26269亿千瓦时，核电25596亿千瓦时，其他方式2740亿千瓦时,分别占合计上网电量的64.3%,17.2%,16.7%和1.8%。1981年-2000年二十年间全球发电厂上

　　网电量年均增长速度为3.0%。

　　从图中可以看出，虽然无论是按照发电装机容量，还是发电量来衡量，我国的电力工业规模已跃居世界第二位，但它并不反映我国电力市场的需求已达到饱和状态。从世界人均用电量看，我国人均2000千瓦时，我们达到2002年世界平均水平的80%，与发达国家相比更是存在较大的差距，从发展的眼光看，我国的电力市场仍存在巨大的发展空间。

　　但是，未来电力政策将决定电力行业走向。在目前电力供需日趋缓和，深化改革呼声日益高涨的大背景下，【2002】国发5号文件确定了电力市场化改革方向，解决三年多来电力体制改革当中存在的难点问题将作为“十一五”电力体制改革的主要任务。这些问题所需要的时间也将是电力投资时机的关键。

　　1.厂网分开的预留发电资产变现进程。

　　2002年的厂网分开中，国家电网公司保留和预留了3384.05万千瓦的发电资产，其中1597.74万用于抽水蓄能和调峰调频，647万千瓦用作电网建设资本金，920万千瓦用于支付主辅分离改革成本。《电力体制改革方案》要求，第二部分发电资产要两年内出售，由财政部统收统支，第三部分资产则应划归辅业集团。

　　即将出售变现的920万千瓦发电资产涉及21个省份的38家电厂，总价值上百亿元。与此同时，647万千瓦发电资产的变现工作也将很快启动。通过出售发电资产变现获得改革资金后，电力企业的主辅分离工作将全面展开。

　　实际上这项工作业已展开，这些发电容量虽然涉及46个发电厂，妥善地处理这个遗留问题并不算难，但是涉及利益调整主体多、资金额大、人员多，我们预计2007年将会解决。由于此问题涉及电力行业上市公司资产注入时间，进展越快，越有利于上市公司发展。

　　2.逐步实现电力市场化

　　电力体制改革的终极目的，是要实现电力的市场化，充分发挥市场在电力资源配置中的基础作用，促进电力的可持续发展。因此《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》提出的另一个重要任务就是“加快电力市场建设，建立符合国情的统一开放的电力市场体系，形成与市场经济相适应的电价形成机制，实行有利于节能环保的电价政策”。这应该是对国务院2002年5号文件提出的“构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”的电力改革目标的拓展与深化。

　　由此，电力市场化未来电力行业上市公司的影响主要是竞价上网，和节能调度制度。

　　竞价上网

　　目前还无法做到让市场决定价格，行走于电力市场的价格依然还是政府规制，就连发电侧的上网电价也没有真正让市场说了算。竞价上网的结果是：容量电价无法复盖新老发电机组，难以平衡各市场主体的利益，或者是平衡账户资金亏损；因上网电价抬升，购电价格上涨，电网企业亏空等。

　　2004年1月我国第一个区域电力市场试点东北区域电力市场开始模拟运行，并于2004年12月开始试运行，但是自模拟运行至今，已经先后被叫停两次，最近一次由于年度竞价结果平衡账户资金亏损较多而被叫停。在华东区域电力市场模拟过程中也同样出现了购电成本增高，电网企业亏空的模拟结果。

　　这些问题一方面是由于前几年电力供需紧张造成的，另一方面市场规则设计得不够完善也是重要的原因之一，著名的加州电力市场危机一部分原因就源于规则设计的缺陷。

　　所以，随着电力市场建设的进一步深入，建立一个适应市场的电价机制已经势在必行，稳妥推进我国的电力市场化改革。

　　由于发电集团占60%，地方企业占40%，地方企业机组容量小，电价高。如果实行竞价上网，上网电价在下降的过程中，实际上是机组利用小时下降的过程，经营成本电价上涨极少，发电生产成本电价和上网生产成本电价逐步上涨。结果是地方企业上网电价下调到上网生产成本电价，能够维持简单再生产。我们认为发电集团维持目前上网电价，地方企业上网电价下调到与发电集团上网电价相同。

　　节能调度制度

　　发改委《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》指出，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电；未实施节能发电调度的地区要实行差别电量计划，鼓励可再生能源和高效、清洁大机组多发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量。

　　“十一五”期间，我国单位国内生产总值能源消耗要降低20%，但今年并没有完成预定目标。改变发电调度方式，是为了大幅降低能源消耗。我国能源消耗以煤为主，一次能源消费中煤炭占68%，燃煤发电量占全国发电量的82%。而全国燃煤发电煤耗高达374克/千瓦时，与国际先进水平335克/千瓦时相比，仅此一项每年多消耗1.7吨原煤。

　　目前，国内一台5万千瓦的燃煤小火电机组，供电煤耗高达450克标煤/千瓦时。而一台60万千瓦高效超临界机组，供电煤耗只有270克标煤/千瓦时。同时，国内单机10万千瓦以下的小机组达1.15亿千瓦，每年消耗原煤4亿吨，排放二氧化硫540万吨。

　　我国电力工业自上世纪80年代中期开始，为保护投资办电的积极性，我国逐步形成按照平均分配电量的方式进行电力调度。随着电力供需趋于平衡，平均分配发电量的调度方式已不利于先进、节能、环保的发电机组发挥作用。

　　从节能降耗的目标来讲，在运行环节引入“经济调度”是一种较科学的方法。“经济调度”以节能、环保、经济为标准，确定各类发电机组的发电次序和时间，优先调度低能耗的机组发电。

　　如果燃煤机组要按照发电煤耗，由低到高依次安排发电，低煤耗的机组优先上网，高煤耗的机组逐步淘汰，这将有利于大型发电上市公司。

　　3.优化电源结构

　　优化发展火电，积极开发水电，加快发展核电和太阳能、风能、海洋能、生物质能等可再生能源，“十一五”将比以往任何时期得到落实。

　　2007年1月29日，国家出台了“上大压小”政策。今后四年，全国要关停小燃煤机组5000万千瓦以上，2007年关停小火电机组1000万千瓦。

　　今后规划新建火电项目，以大型高效环保机组为重点，优化发展火电。建设大型超超临界电站和大型空冷电站。推进洁净煤发电，建设单机60万千瓦级循环流化床电站，启动整体煤气化燃气-蒸汽联合循环电站工程。鼓励发展坑口电站，建设大型煤电基地。适度发展天然气发电。这是加快淘汰落后小火电机组的具体措施，也是优化发展火电的重要手段。

　　燃煤发电，不可避免要产生烟尘、二氧化硫、氮氧化物等空气污染物，同时产生大量温室气体，其中尤以二氧化硫的排放最令人担忧。

　　我国每年二氧化硫的环境容量为1200万吨，而2005年，全国二氧化硫排放总量为2549万吨，其中火力发电排放总量达1328万吨，占全国排放总量的52%，单是火电厂排放的二氧化硫就超过了全国环境容量。

　　我国二氧化硫排放量2010年将达到3200万吨，2020年将超过3500万吨。届时，我国50%国土面积都将被酸雨覆盖，80%的人口将处于严重的空气污染中。

　　煤炭资源为不可再生资源，总量有限，电煤需求的快速增长已经开始影响到电力发展。另一方面，我国具有丰富的水力、风力等可再生能源。

　　根据水能资源复查结果，我国水能技术可开发储量达到5.4亿千瓦，每年可发电2.47万亿千瓦时，其中经济可开发储量达4亿千瓦，每年可发电1.75万亿千瓦时，分别占技术可开发量和年发电量的74.2%和70.9%。目前，我国水电开发量为12857万千瓦，仅占技术可开发总量的1／4。

　　加快建设金沙江、雅砻江、澜沧江、黄河上游等水电基地和溪洛渡、向家坝等大型水电站，推进水电有序开发是相应减缓火电增速，是最为现实的选择。

　　据有关专家介绍，我国陆上风能资源可与水能蕴藏量相媲美，而2006年年底风能利用总量仅达到187万千瓦。

　　生物质能发电在可再生能源发电中具有电能质量好、可靠性高、技术比较成熟的特点，可做到发电无间歇性。当前，不少地区的秸秆不能得到有效利用，只能被烧掉，造成了大范围的烟气污染。

　　因此，因地制宜地采用生物质能发电，向电网送电或配合以分散式供电，可以变废为宝。这是一项节约能源，减少环境污染，有益于农民的办法。发展生物质能发电，还可以促进循环经济。

　　虽然目前缺乏促进生物质能发电行业发展的金融税收优惠政策，上网电能定价难以支撑生物质能发电厂的正常运营，但是未来生物质能发电前景还是可观的。

　　行业利润2007年增幅下降

　　电力行业的发展受经济周期的影响，社会对电力需求量随着国民经济景气周期变动而变化。当国民经济处于稳定发展期，社会对电力的需求量增加；当国民经济增长缓慢或处于低谷时，社会对电力的需求量将相应减少。

　　从1991年到2006年这16年间，GDP平均年增长率为10.11%，发电装机容量平均年增长率为9.88%，发电量平均年增长率为9.95%，电力弹性系数为0.977,装机弹性系数为0.977，可以认为在较长时间里，GDP需求与电力需求是一致的，电力弹性系数在0.7—1.2之间变动。

　　从1991年到2006年这16年间，GDP年增长率变化最小，发电装机容量年增长率在5—20%之间，发电量平均年增长率在2—15%之间。当GDP年增长率提高或减少趋势形成时，发电装机容量较为平滑追随，而发电量平均年增长率变动较大。

　　从1991年到2006年这16年间，除2003年外，设备利用小时数增长率在±6%之间波动，设备利用小时数与发电装机容量、发电量变化有关，设备利用小时数增长率存在着4—5年一个上升或下降周期。

　　由于发电量绝对量是增长的，所以，电力行业的销售收入和利润总额始终是增加的，从图4的电力行业销售收入和利润总额可以看出，利润增长率与电力行业景气规律并不总是一致，销售收入保持15%增长，与发电量增长率相差不多，利润总额增长率变化较大，除了与发电量增长率有关外，受电煤价格大幅上涨和煤电联动政策影响。

　　2006年电力行业销售收入7816亿元，同比增长14.38%，利润总额925亿元，同比增长29.16%。从图4的电力行业销售收入和利润总额可以看出，利润增长率与电力行业景气规律并不总是一致，总体看来，2005年、2006年电力行业企业利润增长高于发电量增长，2005年来自煤电联动政策和水电收益较好。而2006年尽管来水偏枯，但是2006年主要是煤电联动政策，加上2006年煤价涨幅低于2005年煤价涨幅，2006年电力行业企业利润增长率高于2005年。

　　我们认为煤炭和石油资源在2006年仍然是短缺的资源，因为我们现在还没有开发出新的替代能源，因此煤炭和石油价格还将小幅上涨，但是上涨的幅度将受到政策和国际市场的影响。由于2007年煤炭价格上涨已成为现实，电力需求下降，预计2007年煤价涨幅与2006年煤价涨幅持平，即使实施第三次煤电联动，我们认为电力行业效益增幅下降不少。

　　煤电联动不确定

　　重点电煤上涨10%

　　根据2006年经济社会发展的主要预期目标，预计GDP将保持8%的增长速度，由此可以预测，全国电力消费的增速将相应达到12%左右，全社会用电量将达到27500亿千瓦时，设备利用小时数增长率为-5%，预计2007年、2008年全国电力消费的增速将逐步下降，设备利用小时数继续保持负增长率，见表6和图5。

　　2007年全国煤炭产运需衔接合同汇总会议统计初步表明，重点电煤6.5亿吨，价格上涨30元左右，山西电煤价格上涨40元左右。

　　以前,为了保证电力等重点行业的动力燃料供应，国家强制性要求50%以上的动力煤在国家"指导"下实行重点合同价格，而其他煤炭实行市场价格。由于近几年煤炭供不应求，市场价格节节飙升，导致部分地区的重点价和市场价差达到100余元。

　　2007年电煤价格上涨，一方面是出口税率调整以及征收资源税政策出台。

　　2006年9月28日，国家取消煤炭出口退税政策，财政部于10月28日再次出台煤炭及相关产品进出口税收调整政策。从11月1日起，煤炭出口关税加征5%。这无疑会影响煤炭企业的收成。以同煤为例，其全年1000多万吨的出口煤炭取消后，仅出口退税一项每吨便损失30元～40元。

　　此外，煤炭政策性增支因素增加。自国家税务总局2004年7月首次宣布上调陕西部分地区煤炭资源税以来，目前已有20多个省区上调了煤炭资源税。随着资源税改革的推进，资源税率可能将继续上调，这些增加的成本必然要向下游产业转移。

　　另一方面，电厂电煤供应处于非常困难的局面。

　　2006年底到2007年初,由于必须要保证电力供应,而受季节因素影响电煤库存紧张,煤耗增加,全国49个发电厂2006年底存煤量2130万吨,比11月份下降了500多万吨,多个电厂的存煤量出现了不足5天的警戒水平。

　　此外长江枯水,火电发电比重上升,铁路运力又不充足,这样导致煤供不应求,煤炭企业拥有了价格话语权,电力企业只能被迫接受。

　　目前，中煤集团5500大卡的下水煤由现行的363元╱吨涨至420元╱吨，每吨上涨57元。

　　同煤集团大友1号下水平仓价由现行的383元╱吨涨至420元╱吨，每吨上涨37元；直达煤车板价由现在的265元╱吨涨至300元╱吨，每吨上涨35元，且热值由现行的5600大卡降为5500大卡。大友6号车板价由现行的188元╱吨涨至215元╱吨，每吨上涨27元。

　　郑州煤业每吨报价上涨50元。平煤、永煤出省煤炭每吨上涨30元，少数煤矿新增量每吨上涨40元。

　　所以，如果2007年不实施煤电联动，将会给电力企业造成很大的压力。

　　煤电联动政策不确定

　　我们认为，如果不实施煤电联动，电力企业效益下降较多。

　　目前认为实施煤电联动政策的理由是：

　　在2007衔接方案中，国家发改委再次明确表示，“将继续实行煤电联动，以理顺煤电价格关系”。而在去年公布的方案中，则没有"煤电联动"的明确字眼。

　　2004年12月15日，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，对于煤电价格联动的周期及区域，文件规定原则上不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；若变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。30%的煤炭价格上涨将由发电企业自行消化。

　　从2005年5月1日起，煤电价格首次联动正式实施，全国销售电价平均每度提高2.52分。2006年6月30日，国家发改委实施了第二次煤电价格联动，全国上网电价平均上调1.174分/度，而销售电价则平均提高2.494分/度。

　　目前，中国电力企业联合会正在对相关数据进行分省测算，从技术角度上讲，这个过程的完成需要2-3个月左右。按照目前电煤涨价幅度达到8%，煤价涨幅已经超过5%，已经达到了煤电联动的要求。

　　所以，电力企业认为根据国家发改委煤电联动政策，可以进行第三次煤电价格联动。

　　但是，市场仍存在不实施煤电联动政策的可能性，其理由是：

　　煤电联动虽然有政策，但是每年真正出台都很费劲。2005年11月再次达到联动的标准时，发改委却没有实行联动政策。直到两个周期后的2006年5月，才实行第二轮煤电联动。

　　另外，虽然2006年7月1日第二轮煤电联动,但是东北地区联动有限,结算的电价与2004年水平相当,所以亏损比较明显。

　　从目前发改委传达的信息判断,今年不太可能再次实现煤电联动。

　　而且即使往年实现了煤电联动,也有很多地区没有完全覆盖成本,电企只有自己消化上涨的成本。

　　由于目前已经有个别省份要求降低电价，以减轻居民生活成本。

　　所以，今年煤电联动政策能否实施，依赖于发改委价格司对各地物价指数测算结果，不能认为涨幅达到联动要求就一定能联动。

　　并且认为同步联动肯定不可能，有半年左右的价格周期，所以这段滞后期对电力企业的影响是无法消除的。

　　综合上述，我们认为2007年上半年的煤炭价格走势和物价指数，将决定煤电联动政策能否实施。如果煤炭价格继续走高，煤电联动政策实施可能性极大。如果煤炭价格维持现状，物价指数上涨不明显，有可能实施煤电联动政策。如果煤炭价格下跌，煤电联动政策实施可能性较小。

　　煤电联动对电力企业的影响

　　2007年供求关系见表6，假设2007年下半年实施煤电联动,以2台30万千瓦机组的发电厂作为分析电力行业上市公司模型，假设2007年设备利用小时为5320小时,煤耗等为平均水平，净资产收益率为6%，资产负债率67%，分析2007年煤电联动企业敏感性，见表7，纵坐标为煤价涨幅，横坐标为70%煤价变动电价涨幅。表8为实施煤电联动，机组利用小时增长率对利润的影响。

　　根据模型计算,我们得出以下结论：

　　2007年机组利用小时下降5%，煤炭价格上涨10%，不实施第三次煤电联动，老电厂利润下降50%左右,加上新增机组，企业利润也将下降30%以上。

　　2007年机组利用小时下降5%，煤炭价格上涨10%，实施第三次煤电联动，老电厂利润下降30%左右,加上新增机组，企业利润也将下降10%以上。

　　另外，按目前电力供需状况，即使实施第三次煤电联动，机组利用小时不变，加上新增机组，企业利润才能维持。

　　等待时机增持电力

　　电力需求预测

　　根据2007年经济社会发展的主要预期目标，预计GDP将保持9.7%的增长速度，由此可以预测，全国电力消费的增速将相应达到12%左右，全社会用电量将达到31640亿千瓦时，设备利用小时数增长率为-5%。

　　预计2008年全国全社会用电量将达到3.48万亿千瓦时，增长10%左右。初步统计表明，2008年，全国新增发电装机约8000万千瓦。

　　2008年，全国电力供需总体平衡有余。其中，华中电网富余容量较多；华北、西北、华东电网电力供需平衡略有富余；东北、南方电网电力供需基本平衡。全国发电设备利用小时数继续降至4900小时左右，下降100小时，其中火电设备利用小时数将降至5190小时左右，下降约161小时。

　　预计2007年、2008年全国电力消费的增速将逐步下降，设备利用小时数继续保持负增长率，2009年重新出现增长，见表9和图5。

　　电力行业指数走势分析

　　电力行业上市公司1997年—2005年市盈率见图6，可以看出，2000年电力行业市盈率最高，是由于2000年上证综指为2073.47处于历史高位，1997电力行业市盈率达到33.64，也与当时上证综指1198.97处于1997年以前高位有关，其他年份在20—30倍之间，从2001年到2005年电力行业市盈率缓慢下降过程，与从2001年上证综指1645.97—到2004年上证综指1266.49下降有关。

　　2006年电力行业市盈率为18倍，截止到3月19日，电力行业市盈率已高达33倍，与1997电力行业市盈率基本持平。由于电力行业实业投资在10倍左右，即使考虑证券市场流动性好，电力行业市盈率也不能超过20倍。

　　图7表明2006年3季度前，电力行业市盈率走势弱于上证综指，2006年11月后，由于相对价值低估，强于上证综指，2007年2月后，与上证综指同步。

　　煤电联动影响

　　综上所述，我们认为电力行业相对价值低估已结束，在第三次煤电联动不确定的前提下，建议减持电力股。只有在第三次煤电联动确定的前提下，在下半年出现煤炭价格处于下跌趋势，对电力行业进行增持，其理由如下：

　　1.由于2007年机组利用小时下降5%，煤炭价格上涨8%，无论是否实施第三次煤电联动，企业利润下降20%左右。只能在电力供需状况再次出现紧张，机组利用小时不变，实施第三次煤电联动，加上新增机组，企业利润才能维持。所以建议减持电力行业。

　　2.如果厂网分开的预留发电资产变现在上半年完成，电力行业上市公司资产注入速度将加快，这将有利于国电电力等公司。如果下半年第三次煤电联动出现在部分上市公司，并且电价超过预期，煤炭价格开始进入下跌趋势，将是投资电力行业的时机。

　　3.清洁能源将带来投资机会，由于火电成本将受环保制约，投资水电的长江电力、黔源电力、桂冠电力、国电电力等电力公司，将得到大力发展。

　　同时，开发风能发电的金山股份、国电电力、大唐电力等电力公司，开发风能发电的国电电力、华电国际等电力公司，虽然风能发电、生物质能发电收益还不是很高，但是未来将成为取得电力项目开发权的重要筹码。

　　4.电网调度方式将采用经济调度方式，可能根据火电机组容量，确定超超临界机组、超临界机组、亚临界机组、超高压机组、高压及以下机组五个等级，各等级对应不同的机组利用小时数和上网电价。我们预计经济调度方式执行时间可能在下半年。在经济调度方式下，华能国际、国电电力、华电国际等电力公司将大为受益。

　　5.由于电力生产与消费是同时完成的，尽管机组发电利用小时数下降，导致电力行业景气下降，但是煤炭行业景气下降更多，根据煤电价格联动机制，发电企业自行消化30%的煤炭价格上涨成为业绩提升的有利因素，我们认为电力行业上市公司未来几年效益将会提高。

　　在电力市场供大于求时，如果竞价上网，由于大型发电集团公司机组容量大、运营效率高,并且电力行业上市公司是大型发电集团中比较好的资产，我们认为在竞价上网后的上网电价未必低于目前上网电价，仍认为电力行业上市公司未来几年效益仍是提高的。

　　综上所述，由于一半左右电力行业上市公司具有大型发电机组，总股本远大于小型电力行业上市公司，而长期具有新增发电能力的公司在大型电力行业上市公司中，所以在2007年下半年，根据电力供需，资产注入进程，煤电联动实施与否，经济调度方式实施与否，来决定是否增持可大型电力行业上市公司

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