电力行业：明年投资策略 把握投资机会

　　中信证券 杨治山

　　投资要点

　　预计08年发电利用小时企稳：在宏观经济高位运行的前提下，我们预测未来三年全国用电需求仍将保持10%以上的高速增长，但装机速度将有所放缓，预计08年火电利用小时微降0.8%，09~10年仍有待观察。

　　火电不确定因素仍存，水电靠天吃饭：由于市场化的价格决定机制尚未形成，电价依然由政府决定，电力和成品油等行业07年被迫承担了缓解CPI压力的义务。08年电煤上涨已成定局，电价联动的时间、幅度和范围等仍具有不确定性。新机组高盈利能力是近年支撑行业盈利增长的主因；节能调度有利大机组获得更多电量；气候左右水电业绩未变。

　　资产注入进入实质阶段：发电集团的高负债率、股改承诺兑现及股权激励这三大动因将促使行业在08年发生大范围的、实质性的资产注入和整体上市，我们建议采用“守株待兔”策略进行投资。

　　风险提示：煤价涨幅和“煤电联动”推出的时机、范围、幅度是短期行业面临的最大不确定因素；升息周期也将对高杠杆的电力行业经营产生压力；若国家对高耗能产业采取超预期调控措施将降低用电需求增长。

　　维持行业“中性”评级，把握多样性投资机会：目前行业08年26倍的动态P/E低于30倍的合理估值水平，但短期煤价和电价的不确定性是我们维持行业“中性”的主要原因。资产注入、“煤电联动”、局部利用小时反弹、无成本冲击的水电以及小型高成长民营企业等将使得行业表现出“多样性”的投资机会，具有多重热点的上市公司则应引起投资者的高度关注，如华电国际、华能国际、粤电力及国电电力。

　　全国电力供求形势及展望

　　宏观经济高位运行拉动用电需求超预期增长

　　需求：1～10月全社会用电量为26,727亿kWh，同比增长15.0%，与前9个月15.1%基本持平。分产业与06年全年相比，第二、三产业增速分别提高2.1和1.0个百分点，第一产业和城乡居民增速则分别降低4.7和4.3个百分点。

　　受原煤、平板玻璃以及生铁等高耗能行业产量增速小幅下降影响，1～10月重工业用电增速略有降低(较前5月高点回落1.3个百分点，较前9月则回落0.4个百分点)，但在第一产业和第三产业增速较上半年环比提高带动下，全社会用电仍维持在年初以来逾15%的高位。鉴于06下半年基数较高，我们预计07全年增速约14.8%。

　　从更细分行业来看，由于采矿、黑色、有色金属行业效益以及产能维持高位，上述行业用电增速同比提高均在5个百分点以上(化工、非金属、黑色、有色、电力五大传统高耗能行业用电占比47.9%，对增速贡献度达56.6%)，是造成07年整体用电增速提高的主因。但从1～10月份数据来看，化工、非金属及黑色金属的近几月累积增速环比上半年略有下降。

　　供给：前10月全国发电量26,433亿kWh，同比增16.2%(单月13.9%,较9月环比降1.4个百分点)，其中火电16.0%，水电16.0%(受06年枯水基数较低及三峡新机投产等影响，水电单月增速达30.1%，并拉低火电至10.5%)，核电14.9%。华北、东北维持，华中、南方上升明显，华东、西北则有所下降。

　　1~10月全国水火电利用小时累计为4,182小时，同比降162小时，降幅3.7%；其中火电为4,404小时，受水电多发影响同比降246小时，降幅为5.3%；水电5月份后来水有所恢复，同比提高113小时，涨幅为3.8%。根据对供求的最新判断，我们预计07年全国总体及火电利用小时分别下降3.8%和5.1%。分区域东北、华东、西北及华北电网火电利用率变动好于全国；华中降幅较大，与新机组集中投产及水电多发有关。

　　08~10供需预测：需求高位运行，供给增速放缓

　　需求：预测未来三年仍将保持10%以上高速增长

　　我们分别采用人口、GDP(假设08～10年GDP为10.8%、10.3%和10.0%)

　　和固定资产投资三项变量对电力需求进行预测，其结果显示：在未来几年宏观经济维持稳定运行的预期下，电力需求仍将保持10%以上的高速增长。

　　08年宏观调控力度可能加大，中信电力行业模型测得当年经济与电力的敏感度为GDP每降1个百分点，影响电力需求降1.2个百分点或火电利用小时降64小时。

　　供给：压力转换为动力，小火电关停力度加大，投资增速放缓

　　小火电：多项措施加大关停力度

　　在节能减排的大背景下，从年初开始，国务院、发改委、电监会、环保总局等部委下发了《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》、《关于编制小火电机组关停实施方案有关要求的通知》等多个文件，并明确提出“今后四年，全国要关停小燃煤机组50,000MW以上，燃油机组7,000MW至10,000MW”的计划。

　　此后，随着减少发电指标、降低上网电价等限制性措施的推出以及“以大代小”等鼓励政策的出台，各地政府、发电集团均加大了关停力度，并纷纷提高计划，截至目前07年关停10,000MW的目标已经提前完成。

　　11月底，国务院批转《节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知》，并公布《单位GDP能耗考核体系实施方案》，规定了对于节能目标完成与否的奖惩措施：

　　对各地区节能目标责任评价考核结果经国务院审定后，作为对省级人民政府领导班子和领导干部综合考核评价的重要依据，实行问责制和“一票否决”制；对考核等级为未完成的省级人民政府，领导干部不得参加年度评奖、授予荣誉称号等，国家暂停对该地区新建高耗能项目的核准和审批。

　　对评价考核结果为未完成等级的企业，予以通报批评，一律不得参加年度评奖、授予荣誉称号，不给予国家免检等扶优措施，对其新建高耗能投资项目和新增工业用地暂停核准和审批；对千家企业中的国有独资、国有控股企业的考核评价结果，由各级国有资产监管机构作为对企业负责人业绩考核的重要依据，实行“一票否决”。

　　以上压力必将转换为关停的动力，对此，我们认为今后1～2年小火电关停的力度将超过预期。

　　固定资产投资：电源投资趋缓，电网投资加速

　　行业整体固定资产投资在经历了04～05年30～60%的投资增速高峰后，06年回落至10～20%，07年则在10～15%之间波动(10月为9.4%)。细分投资方向，由于“电荒”，02年后电源投资占比陡然上升至60%左右；电网投资占比则大幅降低，其增速也在03年降至谷底，04年后逐渐恢复，06年达38%。我们预计今后几年电网投资将继续加速，而电源投资则有所放缓。

　　利用小时预测：08年企稳，09～10年需观察

　　按上述中性方案预测，07~08年行业利用小时下降198小时(降幅3.8%)

　　和30小时(降幅0.6%)左右，火电则分别降低291小时(降幅5.2%)和44小时(降幅0.8%)左右；虽然模型测得09～10年小幅回升，但鉴于宏观经济的不确定性以及各电力集团较强的投产冲动，实际利用小时走势仍需观察。

　　煤电仍需博弈、气候决定水电

　　火电：利用小时见底企稳，煤价、电价仍需博弈

　　“节能调度”有利于大火电公司利用小时回升8月初，国务院办公厅转发《节能发电调度办法(试行)》，明确了各类发电机组的顺序确定序位：

　　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”方式运行的热电联产机组，煤矸石等综合发电机组；

　　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；

　　同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；

　　能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序；

　　机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整。

　　燃油发电机组。

　　我们仍坚持此前观点，即《办法》出台及最终实施将对行业产生重大影响：

　　新调度办法意味着游戏规则的改变。机组上网电量不仅取决于当地的电力供求形势，也取决于电网对电量的调度规则。节能调度的出台将打破以往“大锅饭”式的平均分配方式，改变原有各电厂所获电量指标，从而意味着行业游戏规则的改变。

　　大机组有望获益。若彻底按照能耗排序，则大机组将凭借其煤耗优势而获得较高的电量乃至满发，而短期内按照制造厂商提供的能耗参数排序也将有利于大容量机组以及同等规模下的进口机组。

　　小火电关闭速度或有所提高。节能调度意味小机组仅获得少量电量甚至彻底被挤出市场；而《办法》中并未对电量转移等问题作出说明，从而使得小火电获得补偿的机率降低，其关闭速度也或有所提高。

　　发电类上市公司绝大部分都是行业的优秀代表，小机组占比较少，且近年大都投产了单机300MW以上新机组，新调度方式对他们整体影响无疑更加正面。大机组龙头公司如华能国际、大唐发电以及机组比较整齐的建投能源等最有可能因此受益。但由于政策目前尚处于试点阶段，其正式出台时间以及节能调度电量所对应的上网电价目前仍不确定。

　　煤价压力仍存

　　进入11月以来，国内外动力煤均再次创出新高。BJ动力煤价较10月底上涨10美元/吨至90美元/吨(涨幅约13%)；秦皇岛大同优混煤的车板价环比上升约20元/吨至515元/吨(涨幅约4%)，山西优混煤则上升约10元/吨至475元/吨(涨幅约2%)，均创出历史新高。从库存看，10月末，全社会库存达1.63亿吨，同比增加1,203万吨(增速8.0%)，环比则增加约111万吨。

　　1~10月，全国动力煤出口量为3,678万吨，同比下降17%；进口量为1,164万吨，同比增长52%，印证了去年我们的判断。国内煤炭出口的减少，以及进口数量的大幅度增长是近期海外煤价上涨的重要原因,此外美元兑澳元贬值也是主要影响因素之一(年初以来煤价涨幅76.3%，澳元升值11.6%)。

　　11月份，煤炭海运费再度大幅攀升。较10月底而言，秦皇岛—广州运费上涨15元至145元/吨(涨幅近12%)，秦皇岛—上海运费上涨10元至94元/吨(涨幅近12%)，吨煤运费涨幅的绝对值已接近煤价上涨。

　　若不考虑“煤电联动”，08年煤价上涨将对上市公司业绩产生较大负面影响，其中弹性较大的公司是华电国际、国电电力、华能国际、粤电力等。

　　第三次“煤电联动”箭在弦上，但细节尚存悬疑

　　从国家统计局公布的07年前8个月经营数据来看，全行业收入水平仍保持了20%以上的高速增长，而利润总额增速则从前5月61%的高位回落至42%。

　　进一步分析可以看出，在经历了06年下半年的“煤电联动”后，由于煤价的持续走高，火电行业的毛利率由2月份的18.0%小幅降至8月的16.9%，其收入及利润增速均较前5月有所回落，亏损面也微增至33.4%的水平。根据目前的煤价走势，我们预计行业全年的毛利率水平将降至15%，而亏损面也将扩大至40%的水平；此外，从近几年电价调整的时点看，除煤价早已达到5%的条件外，行业毛利率水平及亏损比例也均相似，我们认为在成品油价格调整后，08年进行第三次“煤电联动”的理由非常充足。

　　而权威部门近期关于“煤电联动”的表述如下：

　　07-11中电联《前三季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》：“建议政府进一步分地区梳理火电厂上网电价，逐省解决电价矛盾，理顺上网电价与销售电价，特别是关注内蒙古、山东、贵州、云南等矛盾比较突出的省区实际情况；根据电煤价格测算汇总结果，可在适当时机考虑对电煤价格涨幅大的重点地区、省份实施煤电疏导；同时建议在电价疏导过程中能够反映资源收费、脱硫、空冷等因素，做到价格补偿逐步到位，尽快建立适应市场环境的电价形成机制。”

　　07-11发改委价格司副司长刘振秋：“煤电联动是否实施，要综合各方面情况统筹考虑。今年电力供需形势进一步缓和，目前电力企业经营效益也较好，为缓解通胀压力，今年内再次实施联动的可能性不大。”

　　07-11发改委《关于做好2008年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》：“煤炭、电力等行业协会要自觉维护国家整体利益，服从国家宏观调控。”

　　07-11中电联《关于2008年电煤合同价格大幅上涨情况的紧急报告》：“建议明年上半年适时实施煤电联动，取消已实行两年的发电企业自行消化30%的要求，将电煤质量下降和铁路运费、海运费、汽车运费、油价上涨等因素一并考虑，实施综合煤电价格联动。”

　　07-12国家发改委副主任毕井泉：“明年，我国将对电价等资源性产品价格继续进行改革，适时疏导部分地区突出的电价矛盾，归并电价分类结构。”

　　综合上述，我们认为：与以往不同的是，08年“煤电联动”或将从原有的全国统一调整转变为逐省进行，内容也有望从简单的疏导成本压力扩大至综合反映发电设备的脱硫、空冷等多成本因素。从前两次联动的时间来看，其分别在五月和六月，幅度分别为5.9%和3.5%。考虑到年初合同煤的签订，以及08年CPI“前高后低”的预期，我们认为第三次联动在五月份起逐省推出的可能性较大，而其幅度则要视届时CPI压力而定。若“煤电联动”如期实施，则受益较大的上市公司主要有华电国际、国电电力等。

　　新机组的高盈利能力是行业近年利润增长的主要来源

　　通过对4×300MW和2×600MW电厂的盈利情况进行模拟，我们发现由于新机组具有单机规模大以及单位造价低的优势，因此其在折旧、维修、人工及煤炭成本等方面均具有优势，而这也是行业近年利润增长的主要来源。

　　水电：无成本之虑，有气候之忧

　　10月份，全国主要江河来水量均较常年偏少。其中长江上游偏少1成多，中游偏少近4成，下游偏少2成多，洞庭湖水系湘江偏少3成多，鄱阳湖水系赣江偏少1成多；黄河上游接近常年略偏少，中游龙门偏少4成，下游偏少近5成；淮河上游偏少4成多，中游偏少近5成；松花江及辽河均偏少近8成；珠江流域西江偏少近5成；海河流域拒马河10月份接近断流。

　　据全国422座大型水库统计，11月1日蓄水总量为1992.4亿立方米，比上月初增加13.2亿立方米，比去年同期偏多78.7亿立方米，比多年同期平均偏多200.4亿立方米。与多年同期平均相比，全国有16个省(市、区)的大型水库蓄水量偏多，主要有青海、江苏、浙江、湖南、辽宁、江西、湖北、山东；13个省(市、区)蓄水量有不同程度偏少，主要有北京、内蒙古、甘肃。

　　8月，国家电网内重点水电厂总体来水比多年少10%，但4月以后来水情况明显好转，且远好于06年同期水平。其中，公司所属水电厂来水偏少约5%。

　　国家电网内重点水电厂月末可调水量总计721.2亿立方米，比上年同期多174.3亿立方米，总蓄能量151.4亿千瓦时，同比增加39.3亿千瓦时。

　　由于三峡今年汛期来水情况基本正常，在06年枯水造成基数较低的背景下，考虑到06年底水位提高以及6～8月右岸三台机组投运因素，8月发电量同比大幅提高73.0%。

　　迎接资产注入和整体上市盛宴

　　高负债率及升息周期促使发电集团转向直接融资

　　03年以来，随着新增装机投产加速，特别是建设周期较短的火电机组集中投产，按照目前20%的资本金比例，发电尤其是火电行业的资产负债率逐步上升(由03年的60%提高至07年的69%)。

　　在升息周期中，高负债率将导致企业财务成本压力增大。为应对挑战，电力融资方式也开始由传统的间接融资向直接融资转变，即股权融资或发行债券(其成本低于贷款利率约1.5个百分点)，为此向上市公司注入资产也成为集团缓解财务压力的一种手段。

　　股改承诺加快资产注入和整体上市进程

　　“股改”中，部分公司的大股东做出了资产注入承诺，随着期限临近以及管理层监管的加强，我们预计08年上市公司通过履行股改承诺而进行的资产注入将进入实质阶段。

　　此外，“股改”中的股权激励承诺必将推动上市公司高管职位向集团扩大化，而集团实现整体上市将是股权激励实施的必由之路，单单是上市公司小范围的激励在实际过程中往往是行不通的。

　　“守株待兔”策略下的投资标的选择

　　鉴于资产注入时机及方式的可预测性较低，建议投资者可在相对合理的估值水平下对可能进行资产注入的上市公司采取“守株待兔”式的投资策略，从而收到“以时间换空间”的投资回报。对于具体投资标的而言，我们认为可以从以下几方面进行选择：

　　集团发电业务盈利能力强：粤电力、国投电力

　　具有股改承诺的上市公司：桂冠电力、华电能源

　　集团资产负债率较高从而具有较强的变现动力：华电国际、国电电力

　　估值比较及行业表现

　　相对估值仍是目前阶段电力板块定价首选

　　电力公司目前所面临的不确定性因素主要有以下两点：

　　价格机制传导不顺畅所导致的煤炭价格市场化与上网电价管制化的矛盾，以及由此带来电煤价格变动和上网电价调整的不确定性；

　　资产注入大背景下所带来的注入时间、范围、价格、方式的不确定性。

　　传统的绝对估值方法对上述变量的敏感度极高，从而带来了绝对估值方式在短期内的失效。结合目前大盘的牛市特征，相对估值法应是首选方法。

　　目前国际和港股电力板块08年动态P/E的中值分别为18.7和14.3倍，均低于A股水平。鉴于国际电力市场已进入成熟期(业绩增速放缓)，以及内地和港股投资者结构的不同，我们认为上述结果实际比较意义较低，仅供参考。

　　07年电力板块“补涨”或“跟随性”特征明显

　　纵观07年电力行业走势，其“补涨”或“跟随性”特征极为明显。1～4月，板块在“估值洼地”效益及市场对资产注入预期概念热烈追捧的环境下，行业走出了一波强劲走势，其涨幅超越大盘43个百分点；进入5月后，在煤价持续走高以及“煤电联动”预期渐淡的形势下，后期与前期表现大相径庭，总体跑输大盘32个百分点。行业一年的走势与我们06年底提高行业评级至“强于大市”及5月初调低至“中性”的判断基本一致。

　　受北京银行、建设银行等新股上市影响，电力行业的流通市值占比从中期的5.5%微降至三季度的5.4%。从基金配置来看，行业占基金股票投资比例也从2.9%小幅调整至2.8%，与中期基本持平，整体保持在“低配”水平，这也与我们对行业“中性”的投资评级和板块走势相符。

　　暂时维持行业“中性”评级

　　短期不确定因素是我们维持“中性”的主要原因

　　从行业A股的估值水平来看，目前08年动态P/E在26倍附近，略低于全市场27倍的水平；鉴于其07～09年业绩15%左右的复合增长率，以及多数公司存在资产注入(整体上市)的预期，按照目前15～20%的保守增厚幅度，我们认为行业08年的合理估值水平应在30倍附近。

　　从行业的基本面来看，08年全国利用小时将与07年基本持平；新机组的高盈利能力是支撑行业在逆境下继续保持增长的主要来源。但另一方面，由于行业的价格传导机制仍不顺畅，成本冲击难以通过上调电价加以转移，在目前CPI处于高位的背景下，“煤电联动”的实施时间、幅度、范围均存在较大的不确定性，很大程度上制约着行业的业绩和估值，为此我们暂且维持行业“中性”的投资评级。

　　08年行业将演绎“多样化”的投资机会

　　鉴于以上分析，我们认为08年行业或难以出现全年性的持续因素，更多可能表现为“多样化”的投资机会，相对而言，资产注入、整体上市和高成长等因素更能引发市场的投资热情，其中具有多重投资热点的上市公司则应引起投资者高度关注，如华电国际、华能国际、粤电力、国电电力等。

　　行业风险提示

　　煤价及上网电价的不确定性：由于行业的价格传导机制并不顺畅，导致了成本转移更多地依赖于政府行为，在目前CPI处于高位的环境下，“煤电联动”政策的实施受到影响，从而使得08年的上网电价和电煤价格均存在不确定性。我们在公司盈利预测假设中均暂未考虑煤价上涨和可能的“煤电联动”，若届时“煤电联动”未能实施或电价提高幅度难以转移成本压力，则公司业绩将低于我们预期。

　　升息周期所带来的财务成本压力：鉴于发电行业属于高杠杆行业，升息过程将增大其财务成本压力，目前各公司多采用发行债券或股权融资加以缓解，若08年央行升息幅度过大导致企业难以完全转移，则将对公司业绩产生负面影响。

　　宏观经济特别是高耗能产业增速低于预期：由于我国目前仍处于重工业化阶段，电力需求中60%为重工业贡献，若国家对经济特别是高耗能产业采取超预期的调控，则将导致电力需求的下降，从而降低发电企业利用小时，并对公司业绩产生负面影响。

　　重点公司推荐

　　华电国际：利用小时反弹在即，资产注入或可期待

　　华电集团旗舰上市公司：目前总装机逾20,000MW，下属电厂主要分布在山东省内，随着近两年新机投产，服务区域扩大至四川、宁夏及安徽等省。

　　区域利用小时反弹大幅提升盈利能力：预计08年主市场——山东发电利用小时有望大幅反弹6.5%至4,900~5,000小时。鉴于公司业绩对利用小时的高弹性，开工率整体反弹将使盈利能力充分释放，仅此即提高EPS逾26%。

　　规模扩张仍将保持高速，资产注入或可期待：根据公司在建和储备项目推断，若实现“十一五”后三年装机增长15,000MW目标，其近几年或将向大股东陆续收购约5,000～8,000MW机组。

　　风险因素：行业方面，若08年煤价涨幅未能够被“煤电联动”抵消，则业绩或明显低于预期；公司方面，若利用小时未能如期提高则业绩或低于预期；目前73.8%的高负债率，进一步升息将对公司盈利能力产生负面影响。

　　..维持“买入”评级。08年公司获得集团资产注入的可能性较大，按此前行业20%的业绩增厚幅度，若实施则08年EPS有望达0.38元左右。给予公司资产注入后30倍P/E水平，即12.0元目标价位，维持“买入”评级。

　　华能国际：行业龙头估值溢价亟待体现

　　当之无愧的行业龙头：公司权益装机逾31,000MW，占据电力上市公司总规模近半壁江山。07～08年公司加权权益装机增长分别为19.7%和13.5%，在庞大基数下仍保持了较高增速。

　　节能调度有望成为公司增利因素：公司最大的特点在于进口机组比例高、单机容量大、煤耗低、选址优越，并具有先进管理手段。平均供电煤耗仅332克/kWh，在上市公司中属最优水平，并将在未来节能调度中占具优势。

　　开发与收购并重是公司未来发展的主要手段。07～09年新投产机组分别为4,400、2,800及2,200MW，前期项目储备10,000MW，年均增速有望保持在10～15%的水平。此外，集团向上市公司注资也值得期待。

　　风险提示：由于进口机组造价原因，公司部分老机组上网电价略高；目前公司全资电厂享受15%的外资所得税优惠。

　　维持“买入”评级。在08年节能调度逐步推行背景下，公司利用小时变动有望好于全国；股指期货推出后，标的物价值也将得以体现。我们给予公司08年30倍的动态P/E，对应合理估值为18.0元，并维持“买入”评级。

　　粤电力A：南方电网中未来5-10年增长预期明确的龙头企业

　　南方电网龙头企业：目前权益装机逾5,000MW，电厂主要位于广东，并逐步向贵州等南方电网区域进行扩张。

　　集团资产盈利能力与上市公司基本相当：与绝大多数电力上市公司不同的是，公司大股东——粤电集团的资产能力能力相当强，基本与上市公司水平相当，这也为未来整体上市后的业绩增厚打下了良好的基础。

　　09年前供求紧张难解，08年利用小时有望上升4%。未来广东省内电力需求有望保持在10%以上的较高水平；受小火电关闭提速以及装机投产放缓影响，08年全省装机增长预计仅为6%，因此预计利用小时上升约4%。

　　风险提示：非常规火电比例较大，燃料供应及相应电价落实情况将影响盈利能力；省内电网建设速度滞后于电厂投产，电量输出或受影响。

　　提高至“买入”评级。考虑到公司在南方电网的龙头地位，以及未来整体上市所带来业绩大幅提升的可能性，我们给予公司08年35倍的动态P/E水平，即16.8元的目标价位，并提高至“买入”评级。

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