电力行业：景气回暖待煤电联动地位凸显

　　长江证券 邹振松

　　报告要点

　　2007年板块走势先强后弱，对燃料成本压力反应过度导致基金低配

　　受资产注入等外延式扩张预期的影响，上半年电力板块最高涨幅超过230%，远超大盘涨幅；随着成本压力的日渐增大，8月份以来电力板块涨幅滞后大盘，基金对板块实施低配。

　　行业呈现供需两旺景象，结构性因素催生区域市场开工率反弹机会

　　供应端：由于严厉的小火电关停和更趋谨慎的新建项目审批，预计2007～2009年装机增速逐年下降；需求侧：用电结构的“重工业化”使电力消耗增速相对平稳，高能耗行业的电力需求是决定行业供需短期均衡的重要变量。我们预期辽宁、广东、浙江等省份的机组利用小时将出现较大幅度反弹，而全国性的开工率回暖尚需时日。

　　燃运压力依然突出、第三次“煤电联动”是行业景气回暖的必然要求

　　预计2008年上半年电煤价格仍有5%以上的上涨空间，由于煤炭行业产能陆续释放、运力有效提升以及低价进口煤比重的增加，2008年下半年煤价压力将得到缓解，而上半年执行第三次“煤电联动”仍然值得期待；高煤价时代电力行业的纵向一体化发展将成为普遍趋势。

　　资产注入将实质性展开，资产盈利能力成为评判投资价值的主要标准

　　监管政策明朗化将激发集团公司和上市公司的资产注入热情，拟注入的资产规模不再是市场对投资价值进行判断的唯一标准，资产盈利能力的高低受到市场更多关注。

　　节能降耗成为重要的政策目标，清洁能源和龙头公司增获市场份额

　　我们预测“十一五”期间关停小火电机组5200万kw，以水电和风电为代表的可再生能源加速发展，相关政策补贴将逐步落实；而平均单机容量较高的龙头公司将显著受益于节能调度的全面执行，从而增获市场份额。

　　投资策略：标配行业、高配龙头

　　尽管遭遇了较大的成本压力，但强劲的电力需求依然足以支持整个行业的稳定增长，从而使电力行业具备较强的配置意义，我们看好成本控制能力较强的行业龙头华能国际、具有明确收购预期的国电电力、无政策风险及燃料成本压力并具有强烈整体上市预期的长江电力，以及面临利用率拐点和最高资产注入弹性的区域火电龙头公司粤电力，建议投资者提高对上述公司的配置比例并对相关触发性事件保持高度关注。

　　问题提出：板块表现先强后弱、行业发展的积极因素仍存

　　板块表现先强后弱、行业毛利迫近历史低位

　　受市场估值重心抬高及行业外延式发展机会刺激，一年以来电力板块涨幅最高达232%，而同期上证综指最高涨幅为198%。市场预期行业的外延式发展机会(如资产注入、整体上市及其他规模扩张型发展战略)能使整个行业获得超常规发展的机会，电力板块表现远胜大盘。

　　随着煤价的持续上涨，作为行业主体的火电行业毛利率迫近2005年上半年历史低位，代表性火电公司毛利率大幅下挫。行业龙头华能国际三季度毛利率仅为19.24%，迫近18.5%的历史低点(2004年煤价大幅上涨50%，第一次“煤电联动”前华能国际毛利率跌至谷底)。表现在行业指数走势上，由于此前为市场所强烈预期的整体上市、资产注入动作并未实质性启动，而煤价持续走高也强化了市场关于行业毛利率继续走低的预期，从而导致下半年以来整个板块走势严重落后于大盘走势。

　　预期决定配置，行业发展的积极因素依然存在

　　从基金配置情况来看，目前机构对电力板块进行低配，55家基金公司仅5家给予了超配。我们认为，尽管行业短期之内依然面临压力，但促使板块向好的因素依然存在，2008年投资主题可归纳为以下4个方面：

　　区域供给空档期孕育利用小时结构性反弹

　　包含煤电联动在内的政策性补贴措施势在必行

　　相关公司资产整合实质性启动..政策调控使龙头公司增获市场份额

　　行业景气：全面回暖尚需时日、区域市场冷暖不一

　　电力供需持续旺盛、用电结构“重工业化”趋势明显

　　供给方面，2006年投产机组稳定出力，本年度新增机组大量投产。1～9月份全国新投产发电装机6705万千瓦。全国关停小火电机组286台，装机容量903万千瓦。

　　至9月底，全国发电装机容量已达6.8亿千瓦

　　全国发电量保持快速增长，受主要江河来水改善影响，水电发电量增速呈现“前降后升”的状态。1～9月份全国发电量达2.37万亿kwh，同比增长16.4%。今年来水总体呈现“先少后多”的特点，三季度水电发电量增速大幅提高，1～9月比1～5月增速提高了13.9%。

　　2007年以来，国民经济持续快速发展，前三季度国内生产总值逼近16.7万亿元，同比增长11.5%，增速同比提高0.7%。受宏观经济及高电耗行业强劲发展的影响，全社会用电量保持快速增长，前三季度全社会用电量达到2.4万亿kwh，同比增长15.1%，增速同比上升1.4%。从逐月用电情况来看，增速总体较为平稳，且明显高于去年。但是，受去年用电增速“前低后高”和国家加大宏观调控力度以及节能降耗政策的强力推进等因素的影响，8、9月份用电增速略有回落，1～9月份用电增速比1～7月回落了0.6%。

　　用电结构出现分化，1～9月份第一产业用电量同比增长5.4%，增速同比下降4.5%；第二产业用电量同比增长16.8%，增速同比提高2.9个百分点；第三产业用电量同比增长12.2%，增速同比提高0.4个百分点；城乡居民生活用电量同比增长9.6%，增速同比下降5.7个百分点。除第二产业用电比重上升1.2%以外，其余产业用电比重均有不同程度的下降。

　　受政策因素的影响，高能耗行业的电力需求增速有所放缓，但用电结构的“重工业化”趋势没有出现根本性改变。1～9月份，我国工业用电突破1.8万亿千瓦时，同比增长16.8%。其中轻、重工业用电分别增长10%和18.4%，重工业用电增速同比提高3.5个百分点。从逐季用电增速来看，四大高耗能行业用电增速呈现逐步回落的态势，一、二、三季度当季用电增速分别为23.2%、20.4%和18.2%。

　　全国电力供需总体平衡，局部地区短时电力供需紧张。在电力消费快速增长的同时，电力供应能力持续增强，全国电力供需总体平衡；其中，华北、华东、华中地区电力供需总体平衡，东北、西北地区总体平衡有余，南方地区电力供需仍然较为紧张。山西、京津唐、四川、湖北、广东、海南、西藏等省级电网的局部地区和部分时段电力供需比较紧张。

　　从各区域的用电量增长情况来看，用电量同比增长超过全国平均水平(15.12%)的省份依次为：内蒙古(33.15%)、山西(21.42%)、海南(19.43%)、宁夏(19.18%)、河南(18.90%)、云南(18.41%)、河北(17.71%)、新疆(17.60%)、青海(16.23%)、广西(16.15%)、浙江(15.95%)、福建(15.80%)、安徽(15.41%)、江苏(15.31%)、湖南(15.27%)。

　　有效供给增速放缓、供求均衡将在长期内得以维持

　　根据国家有关权威部门预测，2008～2009年间我国GDP增速分别为10.5%、9.5%和9.0%。经济的持续快速发展有望使电力需求增速维持在较高水平，我们预计2007年全年新增机组有望突破1亿kw，考虑了1300万kw左右的小火电关停后，年底全国总装机容量仍有望突破7亿kw。

　　我们认为“十一五”后三年电力行业有效供给增速保持稳中有降，理由在于：

　　2005年以来，全国总装机容量增速连续2年达17%以上，新机组的陆续稳定出力极大地缓解了我国电力供不应求的局面，部分地区甚至出现了电力大量富余的情况，产能不足已不再是行业发展的瓶颈。由于电网投资相对滞后，电源建设固定资产投资呈下降趋势，电力行业固定资产投资在全国固定资产总投资中的占比不断下降；

　　基于节能降耗和环境保护考虑的小火电关停问题上升到政治高度，关停步伐成为地方政府政绩考核的重要依据，我们预计到2010年全国关停小火电总装机容量有望达到5200万kw以上。

　　1～10月份，全国关停小火电机组逾1000万kw，提前两个月完成全年任务。以大唐集团为代表的五大IPPs关停机组占比超过80%。从关停进度来看，下半年明显加速。三季度，华电、大唐及地方小煤矿关停量超过了前两个季度关停量的总和。

　　从关停小机组的地域分布来看，内蒙、江苏、山东、四川和河北5省的关停量占比分别为14.7%、12.1%、8.5%、6.9%和6.4%。

　　基于以上分析，我们预计2008～2010年装机净增速分别为10.6%、9.1%和7.7%，电力消费增速分别为13.5%、10.8%和11%，需求增速再次超越供给增速，电力消费弹性系数继续稳定在1.0以上。

　　尽管2007年电力消费增速高于装机增速，但由于全国装机绝对增速继续保持高增长及2006年新投机组稳定出力，预计全年电力设备利用小时下降幅度在3.7%左右。2008～2010年利用小时变动幅度分别为-1.2%、1.2%和1.9%左右。

　　值得指出的是，由于政府推进节能减排及淘汰相关行业落后产能的力度超乎预期，今后几年全社会高耗电行业电力需求增速可能低于我们的预测，从而我们的预测存在过于乐观的风险。

　　利用小时降速低于预期、区域市场表现冷暖不一

　　2007年1～9月份，全国发电设备累计平均利用小时达3777小时，同比降低147小时。受主要江河来水偏丰影响，前三季度水电设备平均利用小时为2759小时，同比上身68小时。水电多发在一定程度上挤占了火电的市场份额，1～9月份火电设备累计平均利用小时降至3984小时，同比下降214小时。

　　分区域看，各省发电设备利用小时表现冷暖不一。受大量新增机组投产及电煤供应紧张等因素影响，山东、云南、宁夏等省份电力设备累计平均利用小时大幅下降10%以上，湖北省火电机组利用小时下降幅度甚至超过了20%。而天津、辽宁、广东、甘肃、新疆和吉林等省受益于强劲的经济增长及重工业高速发展，其电力设备利用小时下降不明显，部分区域甚至出现一定程度的反弹。

　　我们预计2007年全国发电设备平均利用小时在5040左右，同比下降3.7%。火电设备平均利用小时在5385小时，同比下降3.4%，2008年平均利用小时小幅下降到4980小时左右，降幅在1.2%，而火电设备平均利用小时维持在5345小时，降幅0.8%。此后由于用电量持续增长及政府调控作用的影响，全国总装机增长曲线和电力设备利用小时增长曲线可能再度形成收敛态势，机组开工率可能在2009年迎来小幅正增长，电力供求基本均衡的状态在中长期内得以维持。

　　根据我们对各省区“十一五”电力行业发展规划的跟踪及国家电网公司的供需状态预测，我们预计山西、云南、广西和华东地区部分省份的电力供求有望保持紧平衡状态，而辽宁、浙江和广东由于经济的重型化发展或者新投产机组在时间上的不匹配，可能导致区域电网表现为净缺口。

　　机组调度现行制度决定了电厂的机组利用小时与所在区域电力市场的供需状况紧密相关：

　　水电龙头长江电力由于受到隐性的政府担保及输出清洁电能，其机组利用小时主要受长江来水影响。三峡大坝蓄水水位的提高将减轻新机组不断投产导致的分水效应，而上游(含支流)大型水电站的相继建设投产，也将对三峡电站形成较好的协同效应，真正做到丰水期减少弃水、枯水期确保机组出力最大化。

　　南方电网最大的电力上市公司粤电力，作为粤电集团旗下唯一的资产整合平台，近年来与母公司在上游燃运资源掌控、电力项目开拓等方面屡有斩获。我们测算广东省2007～2010年间新投机组平均增速在7%左右，远低于当地电力需求增速，2008年该省电力高峰负荷缺口保守估计在500万kw以上，作为区域龙头公司的粤电力将率先迎来机组开工率的大幅反弹。

　　华能国际、国电电力由于机组的区域分布比较均衡，高效大容量机组居多，有望受益于目前正展开试点的节能调度管理办法，我们预计华能、国电的机组利用小时下降幅度将远低于全国平均水平。

　　大唐发电作为高速成长的发电巨头，近两年来不断在京津塘以为区域拓展电源项目，有效地分散了地域风险；环渤海经济圈经济快速发展及规划中的大型石化基地的建设可能滋生更加强劲的电力需求，而公司也拥有仅次于中国神华的大容量机组，平均单机容量近40万kw，有望显著受益于节能调度管理办法的全面实施。

　　煤电联动：短期显著提升行业盈利水平

　　第三次煤电联动仍可期待

　　燃运压力短期难缓，08年底或迎来转机

　　受煤炭生产成本提高、国际能源比价效应、需求扩张等因素影响，国内煤炭价格总体上涨，年初的电煤合同价比2006年提高30元/吨，煤炭价格自5月份触底反弹，根据商务部的最新统计，10月中旬，山西省大同地区优质动力煤出矿价格达到295元/吨，较9月上涨15元/吨；上海及宁波港优质动力煤提货价格达到580-590元/吨，较9月上涨20元/吨左右；广州地区价格达到610-620元/吨；煤炭全国平均价格由年初的413.4元/吨上升到目前435.6元/吨。

　　煤炭价格持续上涨推高了下游行业成本，火电企业成本压力增大，利润空间被压缩。同时，由于年内CPI涨幅居高不下，火电企业通过煤电联动政策化解成本压力的期望落空，导致三季度毛利率明显下降。

　　电煤海运费的上涨是电力企业燃运压力增大的另一推手。受全球干散货市场的超级牛市影响，主要煤炭中转港至南方各用煤港口运费节节攀升，由秦皇岛出发至广州的4～5万吨船型运费从年初的50元/吨上涨至6月初的85元/吨，下半年电煤海运费更是加速上涨，11月中旬该航线运价大幅上涨至138元/吨。

　　我们预计2007年全国煤炭产量在25.62亿吨，而消费量稳定在25.7亿吨左右，煤炭行业的处在供需基本均衡的状态，而直供电厂电煤库存稳定在3000万吨左右的合适水平。

　　我们预计2008年下半年煤炭行业的产量增速将超过消费量增速，从而使整个行业的供需局面进一步缓和。此外，2007年主要煤炭运输通道运力增长1.5亿吨左右、主要煤炭中转港吞吐量增长6500万吨左右，我们预计“十一五”期间铁路煤炭平均运能年均增长16%左右，到2010年十大煤运基地外运能力达到15亿吨以上，电煤的运力瓶颈基本解决。

　　工程造价抬头或助推电价上调

　　“十五”期间火电工程项目概算单位造价为4146元/kw，决算单位造价为3724元/kw；2006年投产火电工程项目概算单位造价为4251元/kw，决算单位造价为3815元/kw，总体呈现上涨趋势。与2005年投产火电工程项目相比，决算单位造价也呈上涨趋势。2005年火电工程项目决算单位造价为3564元/kw，2006年为3815元/kw，上涨7.0%。上涨原因主要有：设备材料价格上涨、环保要求提高、机组普遍加装脱硫装置等。

　　电力工程造价的上涨直接影响了电厂运营的固定成本，而今年以来多次加息也可能加速拥有高资产负债率的电力行业的财务费用。在目前上网电价“高来高去”的定价原则下，电力工程造价的上扬可能成为电价上调的重要助推力量。

　　煤电联动大幅提升行业盈利水平

　　自2005年首次煤电联动以来，国家确立了煤电联动的基本原则，即在煤价上涨5%以上时实施煤电联动，电价上调的幅度可消化电力企业燃料成本压力的70%，其余30%由电力企业进行内部挖潜(如优化煤种结构、加强节能降耗)解决。根据今年各地煤价涨幅及明年煤价走势的预测，我们对主要发电企业2008年单位燃料成本涨幅预测如图34所示。

　　而根据我们对行业盈利敏感性的计算，全行业净利润对电价、煤价、利用小时的弹性为6.3：3.1：2.5。2006年下半年开始执行的第二次煤电联动，使全国平均上网电价上调1.174分/kwh，根据今年煤价上涨的幅度，我们预计电价约可上调1.5分/kwh左右，足可抵消明年煤价继续上涨10%的风险。

　　纵向一体化或成行业整合趋势

　　主要火电类公司今年三季度净利润增幅仅为9%，三季度火电企业毛利率下降2%左右，这个势头在下个季度或将更加明显。煤炭价格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，或直接投资开矿，或参股煤炭企业，或进行煤电联营。

　　我们认为在当前燃运压力传导路径中断的情况下，纵向一体化或成行业新发展趋势，我们也关注电力集团在海外开展的外延式扩张行动，并对粤电力、大唐发电及中电投的煤运一体化模式和国电电力积极发展坑口电站的模式持乐观态度。

　　资产整合：存量资产兑现流动性的盛宴

　　资产流动性兑现符合多方利益

　　集团公司：资产负债率普遍较高，“大集团、小公司”遭遇项目开发的资金压力，兑现资产流动性具有紧迫性；..上市公司：在电价形成机制市场化改革滞后的情况下，企业收入水平的增加主要来源于市场份额的提高，外延式扩张依然是电力企业的主要盈利模式；..政策调控：监管意图明朗化，包括电力在内的关键行业控股权有国家掌握，国家鼓励国资实现部分或整体上市流通。

　　资产注入弹性大的公司应享受高估值

　　五大集团及旗下上市公司中，就资产规模来看，华电集团和国电集团的资产规模相较旗下上市公司空间较大；而从资产盈利能力的比较来看，华能集团的净资产收益率和利润总额均明显领先其他公司。

　　我们对具有明确整合预期的电力公司及其母公司资产进行了整理，发现长江电力、国电电力和粤电力的资产注入对业绩增厚最为明显。即使不考虑母公司资产注入动作，上述三家公司的资产扩张也足以保证业绩的快速增长，我们预计国电电力和粤电力2007～2009年装机复合增长率分别达到17.4%和15.2%，而作为三峡总公司专属资产收购平台的长江电力，在母公司金沙江流域的四座巨型水电站建成后，资产注入的空间跃居所有电力公司第一名。

　　政策调控：清洁能源及低能耗公司增获市场份额

　　节能降耗成为政策调控的首要目标

　　政策目标：自2005年国家发改委2005(50)号文件公布第一批待关停小火电名单以来，相关监管部门已经多次颁发以节能降耗为目标的调控政策，值得关注的是，2007年政策调控呈日趋严厉的趋势，年初以来国家发改委、电监会分别就行业结构调整和节能环保提出多项措施。

　　政策效果：年初至今全国累计关停小火电机组超过1000万kw，每年可给电力工业节约原煤1450万吨，减排二氧化硫245万吨、二氧化碳2900万吨，但全国仍有7省区未关停小火电机组。

　　政策趋势：2007年上半年，从主要耗能行业单位增加值综合能耗看，煤炭下降7.76%，钢铁下降6.49%，建材下降7.84%，化工下降5.17%，电力下降2.57%，电力行业单位增加值能耗的下降幅度依然处于全行业中下水平。根据“十一五”规划纲要，“十一五”期间我国要实现单位GDP能耗下降20%左右的目标，我们预计2008年类似的调控政策将得到强化，可能出台的新措施包括：将“上大压小”政策调整为单向实施强制性关停小火电、对可再生能源(尤其是风电)实施更为明确的价格优惠政策、节能调度管理办法的细化和大规模执行、差别电价实施力度加大。

　　水电实质获益可再生能源中长期发展规划尽管可再生能源中长期发展规划明确了可再生能源的发展方向和目标，但我们认为，受商业化成本、上网电价、自然条件等多种因素的影响，光伏发电、风电等再生能源的实质发展尚需时日，而水电是实质获益国家调控措施的可再生能源。

　　政策调控利好龙头公司

　　从目前的情况来看，行业对节能调度管理办法的全面实施和由此导致的高效大容量机组盈利提升持乐观态度。

　　我们了解到节能调度管理办法的实施，可能使60万kw及以上的机组每年利用小时增加200小时左右，30万kw的机组增幅在100小时左右，由此，我们预测拥有大量高效机组的华能国际、大唐发电是此项政策的主要受益者，其2008年利用小时增幅在3.8%和1.9%左右，而同样拥有较多大容量机组、且显著获益于区域电网阶段性净缺口的粤电力，其综合平均利用小时有望在2008年大幅反弹4%以上。

　　当然，我们也意识到节能调度管理办法的实施效果仍待观察，理由在于：

　　(1)清洁能源和高效大容量机组存在优先调度的理由，但同等容量机组的能耗、污染物排放指标不由调度部门掌握，发电企业有虚报的冲动；(2)节能调度的实际执行权在电网企业，但试行办法并未体现出对电网企业利益的重视；(3)部分小火电企业存在人员安置等历史遗留问题，削减其发电指标可能遭遇阻力。

　　投资策略与重点公司推荐

　　投资策略：标配行业、高配龙头

　　(1)由于产能、价格等要素都受国家管制，经济变局时代行业面临的市场风险相对较少，因而电力行业具有天然的防御性，进而使电力板块具有较强的配置意义。

　　但目前行业整体估值水平依然较高，燃料煤价格上涨幅度仍有待观察，因而我们对行业整体给出“标配”的投资建议。

　　(2)行业短期面临压力，在极端悲观的假设下(2008年电煤价格上涨5%，全行业平均利用小时下降3%，电价保持不变)，行业整体利润下滑10%左右，但龙头公司由于较强的成本控制能力、市场份额提高以及外延式增长，仍可获得净利润的增加。

　　(3)区域景气、节能调度、煤电联动和资产注入是行业2008年四大投资主题..区域景气：我们对2008年辽宁、浙江、广东和京津塘机组的利用小时反弹抱有乐观预期，因而我们看好主体资产分布于上述区域的电力企业，如粤电力、华能国际、大唐发电、国电电力，其利用小时敏感度分别为：2.5、2.8、2.7、2.2，尽管华电国际所在的山东地区可能迎来利用小时大幅反弹，但其较低的净利润率能否得到有效提升仍待观察；..节能调度：清洁能源和平均单机容量高的企业获益，我们看好长江电力、中国神华、华能国际和粤电力，粤电力的利用率以4%的反弹幅度最值得期待；..煤电联动：如果电价在明年5月份上涨3%，只要煤价涨幅控制在5.3%以内，火电行业的毛利率都有望走出目前的低点，在我们重点跟踪的公司中，粤电力、华能国际和华电国际业绩对电价的敏感度分别为6.5、5.8和9，而大唐发电和上述公司掌握上游燃油资源的动作也值得关注；..资产注入：依然是行业的重要投资主题，粤电力、国电电力、长江电力的资产注入或整体上市能有效提高公司盈利水平。

　　重点公司点评

　　长江电力：火电行业成本压力凸显公司配置意义

　　公司是我国最大的水力发电公司，也是中国三峡总公司旗下唯一的上市公司和资本运作的平台。随着长江中上游水利资源的滚动开发和三峡发电机组的陆续投产，公司在水电领域的霸主地位将在长期内得以维持。

　　公司受电领域强劲的电力需求确保电量得以顺利销纳，现金流入及独特成本结构累积的大量经营性现金流足以保证公司后续收购动作的资金需求。

　　可预期的持续收购和财务投资收益的适时兑现将有效减轻长江来水波动的负面影响，公司业绩有望平稳增长。

　　公司作为行业整合者，相继在华南、华中和华东地区进行战略扩张，2007年全年可获增量权益装机容量170万kw左右，其中火电装机约100万kw。

　　到2008年，公司权益火电装机容量占总装机容量的比重有望达到14%。积极的外延扩张活动为电源结构优化和后续战略扩张提供了良好的契机。

　　盈利预测和投资建议：在不考虑整体上市的情况下，我们预测公司2007～2009年的EPS分别为0.60、0.65和0.72元，如果母公司2008年通过定向增发实现整体上市，保守估计公司2008年股价在25元以上，相关股权投资收益的兑现及其它触发性因素可能导致公司股价大幅拉升，我们维持对公司的“推荐”评级，并将持续跟踪相关事件的进展。

　　华能国际：估值安全的火电龙头

　　作为国内最大的火电企业，华能国际拥有3075万kw的权益装机容量，总装机容量约占全国10%，主力电厂分布在华东、华北和华南等区域，全国布局使公司利用小时保持相对稳定；

　　公司外延扩张战略采取收购与自建并重的模式，预计公司2007～2009年权益装机年均复合增长率达到16%左右；

　　公司作为行业龙头企业，拥有业界公认的优秀管理能力和成本控制能力，在燃料成本压力日渐增大的背景下，华能国际有望持续保持行业领先的毛利率水平；

　　我们预计公司2007～2009年EPS分别为：0.52、0.61和0.70元，相对估值水平较低，考虑公司作为行业龙头拥有优于其他公司的抵御风险能力和成本压力承受能力，维持公司“推荐”评级，目标价18元。

　　国电电力：加速自建及确定性收购演绎龙头公司高速成长的故事

　　公司权益装机容量近900万kw，水电和坑口电站装机容量占比超过55%，在燃运压力日升的情况下，公司面临的经营环境相对宽松；

　　公司作为国电集团资产整合平台，受到集团公司大力支持。2007年以公开增发方式收购集团多处电厂后，公司管理层表示2008年将继续加速收购母公司资产，预计公司2007～2010年权益装机复合增长率超过20%，其成长性在大型电力公司中非常突出；

　　测算公司2007～2009年EPS分别为：0.57、0.70和0.75元，维持“推荐”评级，目标价21元。

　　粤电力：利用率反弹及新机组内生增长提升公司估值

　　2007年全年新投产机组权益装机近250万kw，机组稳定出力带来的内生性增长将成为粤电力2008年业绩表现的重要保障；

　　预计2008～2009年广东省装机缺口每年在500万kw以上，趋紧的电源供应可能使全省再陷“电荒”窘境，预计公司综合平均利用小时反弹4%以上；

　　粤电集团拥有装机容量超过2000万kw的发电资产，占有广东发电市场30%以上的市场份额，资产质地优良、盈利能力强，2008年一旦整体上市成功，将使上市公司EPS达到0.78元以上，其合理股价应在25元以上；

　　测算公司2007～2009年的EPS分别在0.31、0.57及0.62元，投资者的最佳策略应该是“买入并持有”具备整体上市预期的区域龙头公司并静待相关利好的兑现，在不考虑整体上市的情况下，公司

股票12个月内目标价为20元，维持“推荐”评级。

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