电力行业：关注节能型和资产注入型公司

　　广发证券 谢军

　　电力行业“十五”实现跨越式发展

　　从电源建设和电力技术方面，2003年电力体制改革后我国电力行业均实现跨越式发展；同时，我国将长期保持以火电为主的电源结构，从环保和资源节约从发，水电、核电和风电今后将得到更大的政策支持。

　　电力需求：2008年继续保持两位数高速增长

　　我国迈向重化工时代，城镇化水平的提高均可确保我国未来几年保持旺盛的电力需求，预计2007-2009年我国电力消费增长率分别为15%、13.5%、12.6%。

　　电力供应：宏观调控加大、2008年新增机组锐减续

　　2006年投产高峰后，2007年仍将新增发电装机1亿千瓦，全国发电总装机有望达7.1亿千瓦，宏观调控加紧，2008年-2010年每年新增机组将在5000万千瓦左右。

　　机组利用率：2008年见底，2009年恢复预计2007-2008年全国发电设备利用小时数分别比上年下降181小时、20小时，降幅分别为3.47%和0.4%。2008年后新增投产减少后，发电利用小时数将缓慢回升。

　　煤价与电价：2008年电煤价格平均上涨10%，发电企业需上调1.5-2分/千瓦时才能弥补煤价累计上涨，在三次煤电联动不明朗的情况下，我们预测上半年区域提电价几率较大，全面提价视通胀压力。

　　投资策略：

　　受电煤价格上涨过快，而电价上涨政策不明朗等因素影响，从基本面分析，行业在2008年仍可能在谷底徘徊。我们对行业保持“持有”评级。建议从以下几方面进行策略投资：

　　1、关注节能调度实施对水电、大机组公司带来的利好；2、关注行业内资产注入公司；3、关注行业内有特色经营的公司，如煤电联营、电铝联营、煤矸石等综合能源利用公司；重点推荐：国电电力、长江电力、金山股份、宝新能源

　　　电力工业现状分析

　　电力工业“十五”实现跨越式发展

　　2003年之前，我国电力工业长期以来实行垂直一体化垄断经营管理。2002年3月国务院颁布《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)，电力工业垂直一体化经营被打破，原国家电力公司被分为五大发电集团和两大电网公司。以“厂网分开、主辅分离、输配分开”为主要目标的电力体制改革取得丰硕的阶段性改革成果。尤其是2003年全国大面积的缺电为我国电力工业的快速发展提供了良好契机。

　　从电力基本建设来看，“十五”是我国电力工业发展最快的时期。

　　建国初期，我国的电力装机只有185万千瓦，到1987年用了将近38年的时间，装机总量才达到1亿千瓦；然后又用了8年时间，到1995年实现装机2亿千瓦；此后分别用5年和4年时间，分别达到装机3亿千瓦和4亿千瓦；2005年和2006年分别只用了两年和一年时间全国发电装机容量就达到了5亿千瓦和6亿千瓦。目前，我国发电装机总容量在全球仅次于美国排第二位。“十五”期间，我国上一亿千瓦装机台阶在逐年缩短，如此高速的增长速度在世界电力工业发展史是绝无仅有的。

　　同时，我国电网建设也取得快速发展，截至2006年底，我国220千伏及以上输电线路回路长度达到28.15万公里，220千伏及以上变电设备容量达到98131万千伏安，分别比2002年增加1391.64%和86.25%。

　　从电力技术来看，我国发电设备和输配电设备也在快速升级。随着我国发电装备技术不断突破，60万千瓦和100万千瓦超超临界燃煤技术已成功应用。目前，单机30万千瓦和60万千瓦成为我国新建火电的主流设备，其中，30万千瓦及以上装机容量在全国火电装机的比重在逐年上升，2006年该比重已达到50.44%。三峡工程顺利投产，我国单机70万千瓦水电技术已达到国际先进水平。500千伏和750千伏超高压输电线路截至2006年底达7.34万公里和141公里，500千伏和750千伏变电容量2006年底达到29547万千伏安和300万千伏安；±800千伏直流和1000千伏交流试验示范工程已经启动。

　　一次能源结构决定我国二次能源利用结构

　　我国已查明煤炭资源储量1万亿吨，居世界第三位，煤炭是我国的主要能源，分别占一次能源生产和消费总量的76%和70%。石油的资源量为930亿吨，天然气的资源量为38万亿立方米，现己探明的石油和天然气储量分别为248亿吨和4.4万亿立方米，已探明的煤炭储量占世界储量的11%、原油占2.4%、天然气仅占1.2%，但人均能源资源占有量不到世界平均水平的一半。

　　我国“多煤、少气、贫油”的能源特点决定了我国长期以来必须以煤炭利用为主的能源结构。2006年，煤炭、石油、天然气分别占我国能源消费总量的69.7%、21.1%和3%。因此，以煤电为主的二次能源结构是我国一个鲜明的特色。

　　“十五”期间，由于2003年全国大面积缺电，火电以建设周期短的特点，新增火电装机迅速增加，火电装机占比由2002年的73%增加到2006年78%。尽管我国以火电为主的电源结构不尽合理，但这种电源结构却将在我国长期存在。今后随着水电、核电和新能源发电装机增加，我国火电占比预计到2020年将逐步下降到70%以下。

　　水能资源是我国重要的可再生一次能源。根据2003年全国水力资源复查成果，全国水能资源技术可开发装机容量为5.4亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时；经济可开发装机容量为4亿千瓦，年发电量1.75万亿千瓦时。水能资源主要分布在西部地区，约70%在西南地区。长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、澜沧江、黄河和怒江等大江大河的干流水能资源丰富，总装机容量约占全国经济可开发量的60%，具有集中开发和规模外送的良好条件。

　　截止2006年底，全国水电总装机容量达1.29亿千瓦，占全国总发电装机容量的20.67%，水电年发电量为4167亿千瓦时，占全国总发电量的14.7%。

　　根据“积极开发水电、优化发展火电、推进核电建设、大力发展可再生能源”能源开发政策，到2010年，全国水电装机容量达到1.9亿千瓦，其中大中型水电1.4亿千瓦，小水电5000万千瓦；到2020年，全国水电装机容量达到3亿千瓦，其中大中型水电2.25亿千瓦，小水电7500万千瓦。

　　在清洁能源和可再生能源利用中，核电和风电将是我国今后电源建设的重点，但由于两者在我国发电装机中所占比重很小，即使根据中长期规划，到2020年核电和风电装机容量分别到4000万千瓦和3000万千瓦，届时,核电和风电占全国发电总装机容量不到5%。

　　发电行业在夹缝中求生存

　　“十五”期间，我国基本完成“厂网分开”的电力体制改革阶段性目标。2003年形成了以华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团、中电投集团五大中央发电集团以及数十家地方发电集团为主体的发电市场。其中，国有控股发电集团占90%以上比重。

　　从发电集团的国内市场占有率来看，2006年五大发电集团的装机容量和发电量在全国发电市场的份额尚没有一家超过10%。其中，装机规模最大的华能集团2006年可控装机容量只有5719万千瓦，完成发电量2820亿千瓦时，分别占全国市场份额的9.19%和9.95%。五大发电集团2006年装机容量合计占全国39.13%，发电量合计占全国39.90%。

　　因此，我国发电市场是国家绝对控制的自由竞争市场。

　　从上下游产业链来看，电力行业属于一次能源转化利用的过程，即属二次能源。我国70%以上发电装机属于火电，电煤消耗占全国煤炭消耗50%以上的份量，因此，煤炭行业成为我国发电行业至关重要的上游行业。水电则受到水利资源的水文气候的影响。

　　2007年初，国家发改委取消电煤合同价，采取完全市场定价机制。

　　2007年全国电煤平均价格上涨10.7%。在国家逐步提高资源类价格的背景下，在电煤价格谈判方面，煤炭企业相对于发电企业越具优势。

　　而在下游方面，发电企业则要面对更加强势的国家电网公司，电网公司以其天然垄断为特点执行国家行政命令，发电企业的年发电量和上网电价均由电网公司代表国家控制，发电企业只有被动地接受电网公司发电调度指令和上网电价。

　　因此，发电企业在上游面临着自由市场定价的一次能源企业，下游则要面对国家垄断色彩的电网公司，发电企业在电力体制改革后可谓在夹缝中求生存。

　　节能和环保是电力行业未来发展主题

　　我国以火电为主的电源结构适合我国以煤炭为主的能源特点，但大量燃煤电厂的存在却给环境带来巨大的压力。在燃煤发电利用过程中，会产生大量的二氧化碳、二氧化硫和烟尘等污染性物质。2006年全国火力发电厂烟尘排放量370万吨、二氧化硫排放量1350万吨，其中，电力二氧化硫排放量占全国排放量的52.1%。

　　另外，电力行业自身耗电占全国电力消耗的14%左右，仅次于钢铁、化工等高耗能行业。

　　随着火电单机容量的增加，火电单位煤耗、烟尘和二氧化硫等污

　　染物的排放在减少。如使用60万等级的火电机组，其供电煤耗比10万等级的供电煤耗可省104克标煤，每发1度电少排放23克CO2和1.03克SO2。

　　2006年，我国单机10万千瓦以下火电装机容量有1.25亿千瓦，占全国火电总装机容量的25.89%。

　　为落实“十一五”规划纲要，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%左右和10%，国家要求电力工业今后四年关停小燃煤机组5000万千瓦以上，燃油机组700万千瓦至1000万千瓦，不再新上小火电项目。为此，每年可节能5000万吨以上标准煤、减排160万吨以上二氧化硫。2007年11月，全国已关停小火电机组1100万千瓦，提前2个月完成2007年关停1000万千瓦小火电机组任务。

　　全国电力需求分析

　　电力需求回顾：用电需求高速增长

　　由于宏观经济的加速增长，造成全社会用电需求也成加速增长态势。

　　2007年前三季度，GDP实现11.5%的增速。根据中国社科院近期公布的预测数据显示，2007年全年GDP增速将达到11.6%。从2003年开始，全国GDP连续五年保持10%以上增速，且呈加速态势，经济有过热倾向。

　　全国经济的加速增长，带动电力需求的加速增长。根据中国电力企业联合会(以下简称：中电联)公布的电力数据显示，2007年1-10月份，全国全社会累计用电量26,726.77亿千瓦时，同比增长15.00%。其中，第一产业用电量724.88亿千瓦时，同比增长5.16%；第二产业用电量20,364.76亿千瓦时，同比增长16.40%；第三产业用电量2,640.37亿千瓦时，同比增长12.79%；城乡居民生活用电量2,996.76亿千瓦时，同比增长10.37%。

　　从我国用电结构来看，工业用电比重最大。2007年1-10月工业用电占全社会用电75.25%，其中，重工业用电占61.45%，而钢铁、有色、化工、电力、石油加工及炼焦、建材六大高耗能行业占工业能耗近70%。

　　2007年，高耗能行业仍旧是拉动全国电力消费快速增长的主要动力。

　　1-10月份，全国工业用电量20,111.64亿千瓦时，同比增长16.41%。其中,重工业用电量16,423.97亿千瓦时，同比增长18.00%，较年初减少2.98个百分点。钢铁和有色行业仍继续保持较高用电增速，1-10月用电增速分别为21.9%和30.25%。

　　从分地区来看，内蒙(32.34%)、山西(20.94%)、云南(19.12%)、宁夏(17.88%)等中西部资源类重工业省市用电需求继续保持高速增长势头。尤其是内蒙古连续五年用电需求增长排在全国第一位。

　　电力需求展望：重化工和城镇化确保电力需求高增长

　　我国经济长期以来是以工业为主导的经济结构，而且重工业产值在逐年增加。2002年以来，我国工业增加值每年维持12%左右的高速平稳增长，2007年10月，工业增加值同比增长17.9%，重工业增加值同比增长19.4%。

　　从重点能耗行业的固定投资增度来看，2007年除电力行业固定投资较2006年有所降低外，其余高耗能行业固定投资较2006年均有所抬升。这是2007年电力消费弹性系数维持1.31的主要原因。随着宏观调控力度的加大，这些高耗能行业的固定资产投资将得到遏制，但为保持宏观经济的平稳过渡，我们认为2010年之前，我国高耗能行业在经济中仍处于重要的地位，电力消费弹性系数仍将高于1。

　　根据电力弹性系数法预测，到2010年，我国用电需求4.6万亿千瓦时，年均增长12.6%。

　　未来电力需求另一大看点是，我国城镇化水平在逐年提高。2006年城镇化率达43.9%，比2000年提高7.68个百分点。根据我国城镇化建设目标，在2010年前后，我国城镇化水平将接近45%，2020年前后将超过50%，2050年前后将达到70%左右，初步完成我国城镇化过程。

　　根据IEA统计，发达国家居民用电占全社会用电总量30%左右，而我国居民用电2007年1-10月只占11.21%，较前几年居民用电比例有所下降。

　　2006年我国人均用电量2149千瓦时，低于2005年世界人均用电量2596千瓦时的平均数。随着城镇化水平的提高，我国城镇居民家庭平均百户耐用家电拥有量也在逐年上升。2006年城镇居民平均每百户拥有空调87.79台，电冰箱91.75台，电视机137.43台，分别较2000年增长56.99台、11.65台和20.83台。其中，家庭最耗电的空调增长最快。

　　全国电力供给分析电力生产能力回顾：产能释放高峰继续延续如上所述，我国“十五”后三年新增发电装机容量2.31亿千瓦，在电源建设上实现了前所未有的跨越式发展，为迅速缓解我国2003年出现的全国大面积缺电做出了历史性贡献。截至2006年，我国发电总装机容量达6.22亿千瓦，居世界第二位。其中，火电装机容量4.84亿千瓦，水电装机1.29亿千瓦，分别占总装机容量的77.82%和20.67%。2006年全国新增发电能力1.14亿千瓦，发电总装机容量同比增长22.34%，达历史最高单年增幅，新增装机90%以上来自火电机组。

　　2007年，我国新增装机继续延续

　　2006年投产高峰，预计全年新增机组1亿千瓦，关停小火电1250万千瓦。

　　2007年1-10月，全国新增生产能力(正式投产)7270.05万千瓦。其中水电985.1万千瓦，火电5943.49万千瓦，核电212万千瓦，风电97.66万千瓦。1-11月，全国关停小火电机组365台，共计1110万千瓦，提前两个月完成2007年关停1000万千瓦的任务。

　　电力供应展望：新建项目审批加紧，后续产能扩张急速减缓一方面出于宏观调控压力的加大，另一方面出于对发电装机过剩的担忧，国家发改委对原本在2007年10月份批复的“十一五”后三年新建电源项目至今没有审批。

　　根据国家发改委2006年14号文，继2004年国家核准和开工电站项目建设规模超过6000万千瓦后，2005年国家共核准电站建设项目139项，建设规模1.18亿千瓦。这批审批新建项目相继在2007-2008年投产。

　　审批新建项目的收紧，极有可能使“十一五”后三年新增装机急剧下降。根据“十一五”电力规划，到2010年全国发电总装机容量达到8.4亿千瓦，而2007年全国发电总装机容量有望达到7.1亿千瓦，那么2008-2010年后三年每年新增发电容量不到5000万千瓦。

　　发电核心要素分析

　　机组利用率：2008年见底，2009年恢复

　　电力需求和电力装机容量两者的关系在很大程度上决定了发电机组利用率水平的高低，而发电利用小时数能较直观地反映出机组利用率情况。

　　尽管我国电力需求从2001年以来一直保持10%以上的增速，但2005-2007年发电装机容量的迅速增长，使得全国发电机组平均利用小时数从2004年高位开始回落。2005年全国发电设备平均利用小时数比2004年下降30小时，其中火电平均利用小时数下降126小时，2006年全国发电设备平均利用小时数同比下降203小时，其中，火电下降233小时。200年1-10月，全国发电设备平均利用小时数同比下降162小时，其中，火电下降246小时。2007年下半年全国大部分江河来水较好，9、10月份水电利用小时数较去年同期有所增长。

　　新建机组2006-2007年集中投产，是造成发电设备利用率下降的直接原因。按照我们前面的投产测算，预计2007-2008年全国发电设备利用小时数分别为5040小时和5020小时，同比下降181小时和20小时，降幅分别为3.47%和0.4%。2008年后新投机组减少，全国总装机容量增速低于电力需求增速，发电利用小时数将缓慢回升。

　　我们统计了1981-2006年全国发电设备平均利用小时数，平均值在5057小时，因此，目前全国发电小时数下滑只能算是合理回归，而不能说过剩性下滑。只要全国经济增长今后不出现1997年意外大幅下滑的类似情况，我国发电设备利用率在电力需求高增长情况下就将不会出现严重过低的情形。

　　从区域利用率情况来看，山东、云南、宁夏、重庆等省市发电利用小时在2007年下滑幅度较大，预计2008年山东、广西、云南等省市发电利用率还将有较大下滑，而浙江、江苏、辽宁和广东等省利用率可能出现反转。

　　煤炭价格：谈判天平倾向煤炭企业，2008年电煤价格上涨10%

　　2007年，国家发改委取消了维持半个世纪的煤炭订货会，同时取消了国家指导的电煤合同价，改为由市场自由定价。为电煤价格的“松绑”使得2007年全国电煤合同价平均上涨了10.7%。

　　国家发改委近期下达的“做好2008年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知”进一步巩固了2008年电煤价格市场定价的原则，并指出“煤炭价格要反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本”，特别指出“任何部门、机构和单位不得干预企业自主签订合同”。

　　煤炭订货改革后，在当前供求和资源类价格上涨的形势下，电煤价格谈判的天平在向煤炭企业倾斜，火力发电企业在确保电力供应安全的前提下更多地只有被动地接受煤价上涨。

　　而此轮煤炭价格上涨更多原因来自政策性成本的上涨，如在山西等六省市对煤炭企业开始计提“一金两费”(可持续发展基金、环保费、转产费)，提高每吨煤的成本30至50元不等。另外，国际原油价格的上涨，带动了国际煤炭价格的上涨，如澳大利亚BJ动力煤年底价格比年初上涨了近40元/吨，上涨幅度接近80%。

　　2007年1-11月，全国原煤产量累计18.77亿吨，同比增长10.2%，环比降低0.8个百分点。12月初，大同优混和山西优混动力煤吨煤平仓价格较5月份分别上涨65元和64元到545元/吨和505元/吨，涨幅分别为13.54%和14.51%。

　　2008年，全国煤炭供需基本平衡，“西煤东运”部分线路运力仍可能紧张。受煤炭企业成本上涨和运力提价等因素影响，我们认为2008年电煤价格上涨将成为必然。从2008年煤炭供应协调会上获悉，2008年电煤价格平均上涨30-40元/吨，涨幅达10%。

　　电价：2008年上半年区域提价的可能性比较大，全面提价主要看全国通胀压力

　　由于猪肉、粮食等农产品价格的上涨使得我国2007年居民消费价格总指数(CPI)逐步走高。11月份，6.9的CPI创近年来历史新高，通货膨胀压力进一步明显。因此，2008年中央经济工作会议提出要“双防”的调控首要任务，即防止经济增长由偏快转为过热、防止价格由结构性上涨演变为明显通货膨胀。

　　电价上涨必将带来工业成本的全面上涨，从而可能短期内导致工业品价格的全面上涨，进一步加剧通胀压力。出于宏观调控的压力，国家一直没有在全国实行第三次煤炭联动。

　　经测算，电煤价格上涨10%，电价需上涨5-7%，即提电价1.5-2分/千瓦时，才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。根据煤电联动政策，即使实行煤电联动，发电企业也要承担30%的煤炭价格涨幅。

　　2007年全国合同煤价平均上涨10.7%，市场对三次煤电联动充满了憧憬，年初我们提出了三次煤电联动年内实施几率很小的判断基本实现。而面对2008年电煤价格进一步上涨，我们认为国家出于对宏观调控压力的谨慎考虑，2008年上半年及可能对山西、云南、贵州等煤炭价格上涨幅度较大的省份实行区域提电价，视2008年通货膨胀压力的太小，再全面实施三次煤电联动。

　　节能发电调度和加速关停小火电为水电和大机组高效燃煤机组带来了机遇

　　节能发电调度改变了竟价上网带来的不利因素

　　2007年8月，国务院办公厅颁布了《节能发电调度(试行)的通知》(国办发[2007]53号)，将改变现行的发电调度方式，也可回避竞价上网调度方式带来的不利因素。

　　节能发电调度将全国所有并网运行的发电机组按下列规定进行排序。

　　1、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；2、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；3、核能发电机组；4、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；5、天然气、煤气化发电机组；6、其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；7、燃油发电机组。

　　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。

　　我们认为该节能发电调度的实施将给行业带来以下影响：

　　1、水电获得优先调度权，可以减少弃水，增加发电量；2、大机组高效能燃煤机组可获更高利用；3、有部分小火电由于没有折旧费，在“竞价上网”中可能处于优势，该调度方式可以有效保障小机组火电关停计划顺利完成。

　　加快关停小火电机组有利于行业提升技术等级在节能降耗背景下，国家要求电力行业在2010年之前通过“上大压小”来关停6000万千瓦小火电机组。

　　出于短期内关停的行政压力，而新建机组一般要2-3年才能投产，因此，关停小火电机组可能会加快完成，短期内对维持大机组的利用率有较好的支撑力，长期来看，通过“上大压小”可以提升电力行业的发电技术等级，从而提高行业的竞争力。

　　电力行业仍处低迷期，2008年行业回暖不明显

　　成本上涨，火电企业内部挖潜有限，火电行业2008年盈利不容乐观，水电盈利好于火电

　　二次煤电联动后，全国平均上网电价累计上涨2.84分/千瓦时，火电行业较好地消化了2004年以来的电煤价格上涨，火电行业毛利率维持在22%左右。2007年由于电煤价格上涨11%，而电价却没有上调，火电毛利有下滑的趋势，四季度火电受电煤价格翘尾因素的影响，经营困境加大。

　　2008年电煤合同价再次上涨10%，如国家没有及时上调电价，火电的毛利率必将进一步下滑。

　　从火电行业的三项费用率来看，火电行业在逐步加强企业内部管理，营业费用率和管理费用率在逐年下降，但幅度较小，由于2006-2007年新投产电源项目增加，火电和水电行业的负债增加，随着加息周期的到来，电力行业财务费用率有所上升。

　　在电价上调不明朗的情况下，火电企业更多地需要通过加强内部管理水平，提高节能技术来减少电煤上涨带来的成本上涨压力。但我们认为火电企业内部挖潜的潜能有限。主要理由如下：

　　1、煤炭成本占火电发电成本约60%-80%；2、火电机组一经投产，其发电技术指标已由设计时确定，发电厂更多能做的是加强操作水平，减少非故障停机次数和检修时间；火电企业只有通过新建大型高效机组这类发电技术升级的方式才能从发电煤耗上降低发电成本。这也是这两年火电企业尚能够承担起煤炭价格的大幅上涨的原因之一。

　　2007年电力板块涨幅高于大盘，估值洼地优势不明显

　　从年初，电力板块二级市场总市值加权平均上涨150.28%，其中，火电上涨162.06%、水电上涨106.8%，热电上涨239.02%，高于全部A股114.14%的涨幅。

　　从估值水平来看，年初电力板块17倍的市盈率相对大盘26倍的市盈率估值来说尚有较大的吸引力，但半年内，电力板块的估值洼地迅速被市场填平。目前，无论从静态市盈率还是2008年动态市盈率来比较，电力板块估值水平相对于大盘估值水平已不具优势。

　　从水电和火电两板块来比较，水电相对又较具有优势。

　　投资策略分析

　　面对2008年行业有复苏迹象，但估值相对偏高的情况下，我们认为2008年行业投资机会主要在以下三方面：

　　1、关注节能调度实施对水电、大机组公司带来的利好；长江电力、华能国际、国电电力等2、关注行业内资产注入公司；长江电力、粤电力、华电国际、通宝能源等3、关注行业内有特色经营的公司，如煤电联营、电铝联营、煤矸石等综合能源利用公司；国电电力、京能热电、宝新能源、金山股份等

　　重点公司点评

　　国电电力(600795)：资产注入+控股商业银行

　　公司2007年10月公开发行1.77亿A股，募集资金31亿元，收购浙江北仑第一发电等六个电厂股权，合计收购权益装机容量243.96万千瓦，2008年增厚净利润3亿元左右。

　　2007年11月，公司欲投资37.56亿元，20%控股比例控股石家庄商业银行，截至2006年底，该商行总资产321.3亿元，2006年实现经营利润2.8亿元，净利润4266万元。

　　公司是国电集团的旗舰企业，目前权益装机920万千瓦，截至2006年底，集团公司有可控装机容量4445万千瓦，集团与上市公司装机比在五大发电集团中最大，集团公司多次场合下表示在2010年之前将集团优质资产注入上市公司。

　　公司28%参股山西同忻煤矿，该项目2009年投产后产能1000万吨，另外，国电集团2007年12月出资21亿元51%控股平煤集团，在电煤价格不断上涨的背景下，公司用煤能在质量和数量上得到保障。

　　预计公司2007、2008年每股收益为0.57元和0.68元，给与公司2008年30倍市盈率估值，目标价格为20.40元，给予“买入”评级。

　　长江电力(600900)：水电龙头、2008年整体上市预期大

　　三峡工程2009年全部竣工，26台机组合计1820万千瓦装机容量，预计年发电量846.8亿千瓦时，目前，上市公司有装机容量831.5万千瓦，集团公司需要大量资金持续开发金沙江下游水电资源，2008年整体上市动力比较足。

　　节能调度实施后，可以确保第一大水电公司不受电力过剩困扰。

　　续成功收购广州控股、上海电力和湖北能源部分股权外，公司欲再收购皖能集团，在售电区域收购火电资源，可以在战略上确保公司实现真正意思上的“水火互济”经营战略。

　　在不考虑整体上市的情况下，预计公司2007、2008年每股收益为0.61元、0.65元，给予公司35倍市盈率估值，目标价格为22.75元，维持“买入”评级。

　　金山股份(600396)：煤电联营、快速成长型公司

　　公司实行差异化经营，经营风电、煤矸石发电、热电联产和煤电联营，均为国家鼓励支持发展的电源项目。

　　公司自上市后，实现快速发展，6年间发电装机容量增长61倍，目前在建项目374万千瓦，预计到2010年发电装机总容量到402万千瓦。

　　2008-2009年公司煤电联营项目——白音华项目投产，增加利润近2亿元。

　　预计公司2007年、2008年每股收益为0.43元和0.67元。鉴于公司高成长，我们给公司2008年30倍市盈率估值，目标价格为20.1元，调高公司评级至“买入”。

　　华能国际(600011)：节能降耗的最大受益者，行业龙头地位牢固

　　公司作为电力行业龙头，目前权益装机2500万千瓦，占据电力上市公司总规模的半壁江山。未来两年权益装机增速为14.2%和10.1%。

　　公司大量新增机组多为高效低耗能、临界或超临界的大型发电机组，在节能降耗和优化发电调度政策实施中，公司将成为最大的赢家，其行业龙头地位将进一步巩固。

　　公司主要优势是进口机组多、单机容量大、煤耗低(平均供电煤耗334克/千瓦时)。

　　公司大部分机组分布在东部沿海发达地区，其中华东地区占64%，机组分布优势有利于公司保持较高的利用率。

　　公司作为电力龙头企业，在电力行业回暖时仍旧值得期待，预计2007、2008年公司每股收益为0.52元和0.60元，给于2007年30倍市盈率估值，目前价格18.00元，维持“买入”评级。

　　宝新能源(000690)：差异化经营、专业化管理、巨额投资收益

　　公司梅州地区民营电力发电企业，从事煤矸石发电综合利用，差异化经营战略使公司避免与大型发电集团正面竞争。

　　公司管理层全部由职业经理人组成，股权激励使的公司管理层与投资者利益一致。

　　公司一期两台13.5万千瓦循环流化床2005年投产，0.5832元/千瓦时(含税)使得公司煤矸石发电具有比火电更大的盈利能力。

　　公司二期两台30万千瓦在2008年4月和8月投产，三期两台30万千瓦预计在2010年投产，未来三年，公司装机复合增长率高达80%。

　　公司风电规划装机20万千瓦，其中2个5万千瓦装机的风场已获得省发改委审批，另外公司百万千瓦的海上风电也在做前期准备。

　　公司2006年参股云南铜业2000万股和航天电器200万股，2008年3、4月分别解售，如全部出让，这部分金融资产预计将带来投资收益近10亿元。

　　预计公司2007-2008年每股收益0.54元、1.51元，我们认为公司2008年合理价格在30.12元，维持“买入”评级。

　　华电国际(600027)：2008年将注入优质电力资产

　　截至2007年上半年，公司发电总装机容量1833万千瓦，权益装机容量1452万千瓦。发电装机规模在全国电力上市公司中位居第三位，仅次于华能国际和大唐发电。

　　公司专心于大机组火力发电，且70%以上的装机集中在山东省，旗下多个电厂机组常年在全国技术比赛中获得头奖。

　　2007年公司将投产599万千瓦装机，届时，单机60万千瓦和100万千瓦装机容量占公司总装机容量近一半的比例，在全国电力公司首屈一指。

　　公司在逐步改变公司发展战略，通过新建和收购极力在全国布局，而且开始进军水电和风电，改善单一火电经营的结构。

　　大股东华电集团是我国五大发电集团之一，截至2006年集团总装机规模5004.6万千瓦，电源点分布全国21个省市，2008年集团公司有望在三个省市注入公司近500万千瓦装机容量。

　　预计公司2007-2008年每股收益为0.24和0.38元，我们给予公司30倍的市盈率估值，目标价格11.40元，由于山东地区2008年利用率还有下滑的风险，我们降低公司评级至“持有”。

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