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电力行业:年末机遇大于风险 中性评级

http://www.sina.com.cn 2007年08月17日 10:11 中信建投

  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15%,达到32000亿千瓦时。全国新增发电装机将达12000万千瓦左右,2007年年底,全国发电装机容量将达到7.4亿千瓦。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。

  节能调度方式有利于水电

  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。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。

  调升电力行业为中性评级

  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。

  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。

  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增速为增长11.0%,全社会用电量增长15%,达到32000亿千瓦时。

  预计2007年全国新增发电装机将达12000万千瓦左右,全国发电装机容量将达到7.4亿千瓦。

  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12000万千瓦左右,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%。

  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。

  改革现行发电调度方式,开展节能发电调度,对于减少能源消耗和污染物排放,推动国民经济又好又快发展,具有重要意义。为此,国务院办公厅8月2日转发国家发展改革委、环保总局、电监会、能源办《节能发电调度办法(试行)》。

  发电机组按以下顺序确定序位:

  无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组;.核能发电机组;按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组,余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组;天然气、煤气化发电机组;

  其他燃煤发电机组,包括未带热负荷的热电联产机组;燃油发电机组。

  节能发电调度办法有利于水电和大机组

  优先调度可再生能源是毫无疑问的,由于可再生能源数量小,节能发电调度办法只起政策促进作用,实际上更有利于推动新能源设备发展。

  对电力行业来说,节能发电调度办法鼓励的是水电和大机组多发电,并逐年减少未关停小火电机组的发电量。

  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。

  由表4和表5中可以得出如下结论:

  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。

  煤电联动仍不确定

  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。

  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11.0%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15%左右,全社会用电量将达到32000亿千瓦时,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3.52万亿千瓦时,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18.45倍,截止到7月31日,电力行业市盈率已高达43倍,与2000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,由于证券市场流动性好,电力行业市盈率可以达到20倍,即使考虑证券市场流动过剩,电力行业市盈率也不能超过30倍。

  图7表明2007年5月前,由于相对价值低估,强于上证综指,电力行业市盈率走势强于上证综指,5月后,与上证综指同步。

  煤电联动影响

  见上文。

  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,等待2008年实施第三次煤电联动时机,增持电力行业。

  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.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。

  从编制日发电曲线原则来看:

  无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷,虽然以前也是这一原则,但在夏天水电充足时,为了保证火电利益,还是存在弃水的情况。

  对承担综合利用任务的水电厂,在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷,并尽力提高水能利用率。对流域梯级水电厂,应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度,合理运用水库蓄水。由于存在峰谷电价,联合调度将提高水电厂的效益。

  火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。供电煤耗等微增率的原则实质就是,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。

  我们认为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。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。

  我们认为,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,经济调度方式实施程度,来决定是否增持可大型电力行业上市公司。

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