电力行业：要素平淡须待电价 关注机会

　　国泰君安 姚伟

　　投资要点：

　　2007年电力需求增速创03年以来新高，发电量增速预计15%左右，08年需求增速虽有所放缓但仍将维持较高水平，经考察发现节能减排政策应不会对电力需求造成大的冲击；

　　2007新建机组投产略超预期，19%的装机增速仅次于06年高点，未来几年投产装机可望小幅回落，“上大压小”有效对冲的新增装机压力；

　　我们预计07年机组利用率回落3.5%基本符合预期，08上半年机组利用率仍将小幅回落，至下半年机组利用率将开始有所回升，全年可望回升0.9%左右，09年此升幅将进一步提升；

　　电煤价格仍呈现高位震荡总体缓升的态势，仍预期07、08年电煤价格总体涨幅不会明显超出通胀水平，而随着通胀压力的阶段性缓解第三次煤电联动有望在08年二季度出台，有效缓解燃料成本的压力；

　　通胀正处在由加速到平衡的过渡期，电力行业面临的上游成本压力已近上限，下游产品价格的管制有松动的趋势，机组利用率也已基本见底，总体看行业利润率和利润的走好概率大，预计07～08年全行业利润增幅可维持在20%左右，上市公司则可通过多形式外延扩张实现更快速增长；

　　节能减排大环境下，水电类资产从调度、价格等方面均可显著受益，可重点关注龙头水电公司和有大规模相关资产注入的上市公司；另可根据电价调整时机增持可典型受益于行业景气提升的龙头火电公司；

　　给予08年25倍平均市盈率为相对合理定位，主要上市公司安全边际较高，行业整体仍谨慎看好，其中结构性投资机会依然明显，建议关注如下公司：

　　高资产注入弹性或自身业绩成长较快——金山股份、粤电力；

　　具有核心水电资产且有较确定成长性的主流公司——长江电力；

　　估值相对安全且将典型受益于电价调整的——华能国际、国电电力和国投电力等。

　　1.供需两旺利用率将缓升，燃料成本上升仍待电价对冲

　　1.1.需求旺盛，供求平衡，08年利用率小幅回升

　　2007年1-10月份，全国规模以上电厂发电量26433亿千瓦时，同比增长16.2%。全国10月份单月发电量2728亿千瓦时，同比增长13.9%，较前几个月回落1-1.5个百分点。

　　2006年第四季度平均月发电量增速达到15.2%，因此2007年最后两个月的单月发电增速将由于基数增大而出现微幅放缓。预计全年发电量增速将可保持在15%左右的水平。

　　2007年1-10月，全国新投产装机7270万千瓦，高于2006年同期的6820万千瓦。根据国家电网公司预测，全年投产机组将达1.1-1.2亿千瓦，继2006后再次超过市场普遍预期。如果全年投产达到1.1亿千瓦，根据已公布的1-10月新投产机组数据，2007年最后两个月投产容量将达3700万千瓦，占全年投产总量的34%。这与2006年底全国新机组集中投产的情况非常相似。

　　我们认为07年全年新投产装机应在1.05亿千瓦左右，略超年初预期。按照关停小机组1200万千瓦计算，2007年全国平均机组利用率将下降184小时至5037小时，下降幅度约3.5%，略低于2006年下降幅度(3.8%)。

　　2008年新机组投产数量将介于8500-9500万千瓦之间，在全年仍关停1200-1500万千瓦小机组、电力需求增速保持在13%左右的假设前提下，全年机组利用率较07年整体应是持平略有回升，且回升更应在第三季度后出现。

　　1.2.煤价创新高不足惧，煤电联动犹报琵琶

　　07全年电煤总体涨价幅度为6%左右，基本符合我们年初的预期。2007年末各主要产煤省份纷纷开始征收或提高征收多项税费，亦促使煤价出现不同程度的刚性上涨。但我们发现，07年到厂电煤价格上涨幅度高于主要港口平仓价幅，海、陆运费的上涨是电企成本上升的另一主要动力。按照沿海电厂到厂煤价格中运费占13-15%、07年全年运费上涨15%粗略测算，07年海运费上涨导致到厂煤价格上涨2-3%。

　　2007年10月-11月，发改委相继上调成品油价格、航油价格及天然气价格，提价幅度为10%左右。我们认为本次资源产品提价对于久拖未决的第三次煤电联动，具有一定程度的示范效应。资源类生产要素价格上调符合国家抑制高耗能产业发展、调整经济结构、促进经济可持续发展的产业政策。

　　电力作为一种重要的资源类生产要素，其价格如果不能正确反映资源的稀缺程度，将使下游行业成本失真并间接导致高耗能产业结构调整政策效果打折扣。并且，煤电联动是电价体制改革过渡时期由政府部门保证执行力度的严肃政策，一旦达到触发条件，电价的上调实属必然。在防止经济由偏快走向过热的框架限制下，电能价格更应发挥对下游行业成本的调节作用。

　　我们认为，电价在08年上调的条件已经完全具备。目前看来在二季度前后CPI确立下行趋势、通胀压力减轻后进行调整电价的可能性较大。

　　需要注意的是，前期发改委对山西、内蒙古部分电厂送京津唐电网电价所做的调整、降低8省市小火电电价表明，电价并非只升不降——在调高部分新投产机组电价的同时也调低了部分非高效机组的电价，结构性煤电联动的可能性依然较大。因此，对于可能发生的电价调整，应基于发电资产质地、地理位置等情况进行理性预期。另外亦需注意，业绩变动幅度对于电价上调的敏感性因公司而异，不可一概而论。

　　1.3.“上大压小”持续发力，对行业构成正面影响

　　2006年我国实现单位GDP能耗同比降低1.23%，没有达到“十一五”单位GDP能耗降低20%、年平均降低4.36%的水平，2007-2010四年的节能压力会更大。电力行业年消耗煤炭占全国煤炭总消耗量的50%以上，是我国“十一五”期间节能降耗的主要领域之一。电力行业的节能降耗主要包括降低发供电煤耗和线损两方面。

　　国家节能减排的任务将逐级分解落实到各地，以此作为考核各地领导干部的重要指标，而考核将采取“一票否决”制的方式，即对没有完成当年节能目标的地方政府，会被视为没有完成任务；而国有企业若没有完成最终的节能减排目标，也要对领导人采取措施。

　　观察我国近年单位GDP能耗、电耗数据，我们发现无论单位GDP能耗值出现大幅下降还是有所反弹，单位GDP电耗近10年来并未出现较大波动，也即电耗数据对产业结构变化的敏感度低于能耗数据。由此我们判断，节能降耗政策将使高耗能产业的规模、结构出现调整，但对总体电力需求影响相对较小。

　　基于国家的节能导向，在电力供需基本平衡的地区和时段，发电煤耗较低的机组将在发电上网调度中取得优先权，而发电煤耗较高的机组，其上网电量将可能受到一定程度制约。高煤耗、高污染的小火电机组，将陆续被关停。小火电的关停，将可能给相关上市公司带来“上大压小”的电源建设机会。

　　估计08年关停机组范围有所扩大，主要电力集团可能有部分10～20万千瓦机组将进入关停程序。预计2008全年关停总量将在1500万千瓦左右。

　　1.4.电力行业盈利平稳增长，增速逐步趋缓

　　得益于第二次煤电联动的翘尾效应，2007年电力行业实现了利润的平稳增长。根据1-8月的行业数据，整个行业税前利润实现24.2%的同比增长。如果剔除05年全行业利润增长大幅下降带来的06年同期利润高增速因素，07年的行业利润增速仍属平稳。

　　由于07年内大范围上调电价无望，全年电力行业利润增长速度将较前8个月有所放缓。我们预计全年行业税前利润增幅应在20%左右。

　　电力上市公司三季报显示，整个板块毛利率有所回升，但幅度不大。在二次联动翘尾、外延扩张及投资收益等因素的共同作用下，板块内公司税前利润总和同比增长36.4%，净利润总和同比增长约44%。其中，税前利润总和增速明显高于1-8月全国电力行业税前利润总和增速(24.22%)，即使在剔除部分公司投资收益带来的非经常损益后，上市公司的该项数据仍高于全行业水平；而2005、2006年的1-9月，电力板块公司税前利润总和增速均弱于全行业平均水平。

　　我们认为，行业内优质发电资产加速向上市公司流动是该变化产生的主要原因。随着资产流动趋势的确立，我们相信由上市公司运营的电力资产规模已进入加速增长期。

　　预计08年电力行业整体利润增速在15~20%(同时考虑煤价上涨和小幅度煤电联动)，而上市公司整体利润增幅仍将明显超出行业平均。

　　2.通胀阶段演进——电力行业景气仍维持向好趋势

　　电力行业是国民经济最重要的基础产业之一。按照“发-输-配-售”四个环节进行分析，经过了2002-2003年的电力体制改革，目前我国电力行业发电侧已经实现了一定程度的市场竞争，但上网电价和销售电价仍然由政府主导决定，而其上游原料价格已经逐步市场化。

　　电力行业作为能源加工行业，其上述行业特质决定了其盈利能力具有波动性：在通胀周期前半部分，发电行业盈利能力受到挤压，表现在盈利指标上即综合利润率大幅下降，利润增速大幅下滑或剧烈波动。在通胀进入平衡期前后，一般来说电价将得到逐步提高，行业盈利能力出现回升，估值水平亦随之提升。

　　3.节能减排——水电类资产可进一步看好

　　截至2006年底，我国已开发水电装机容量约为1.29亿千瓦，占经济可开发容量的23.9%，与发达国家平均60%以上的水电开发程度相差甚远。2006年水电年发电量4167亿千瓦时，仅占全国年发电量的14.7%。在环保压力、能源价格压力日渐增大的未来数十年，我国水电仍有巨大的发展空间。水力资源最为丰富的四川、云南和西藏三省的开发程度仅为13.6%、11%和0.4%，是未来水电开发的主要区域。

　　年内发改委、环保总局、电监会联合下发的节能调度办法明确规定，“在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放”。这无疑是鼓励大力发展可再生能源的有利举措，尤其是考虑到目前乃至今后若干年可再生能源总量中水电比重占绝对优势，水电开发、运营企业将从中最大限度受益。

　　水能资源具有不可复制性，大江大河上的大中型水电站属于稀缺资源。我们认为大中型水电站资源价值需要重新考量，逻辑如下：

　　我国节能、环保压力将长期存在；

　　大中型水电站的稀缺性、不可复制性；

　　水电开发成本明显走高，存量水电资产尤其是大型水电站价值需重新审视；

　　大中型水电抵御来水波动的能力远超小水电。而相较过去只有水电“靠天吃饭”，在节能调度大原则下，水能资源丰富地区的火电利用率亦难以保证平稳；

　　资源税率上调趋势不可逆转，煤炭价格长期上涨趋势确立；

　　经历了2006年百年大旱，未来数年极端水情出现概率较小。

　　通胀周期中，水电受影响小于火电；相反，水电可能受益于火电电价的提升。

　　电力上市公司内的存量水电资产价值重估进程将可带来投资机会。如果有此类水电资产注入上市公司，亦可带来相关公司投资价值的提升。我们重点关注可能有上述投资机会的长江电力、国电电力、桂冠电力、国投电力等公司。此外，由于“五大”各自都有规模庞大的拟、在建大中型水电项目，我们判断央企层面的资产注入行为，也很可能是将优质水电资产搭配火电资产打包进入上市公司。

　　4.行业投资策略及重点推荐公司

　　选时——电价仍是决定性因素

　　结合国家电网公司和其他权威机构的预测，我们认为2007年全年投产装机将高于市场预期，08年利用率反弹幅度可能较预期为小且2008年上半年全行业机组利用率仍将呈现同比微幅下降局面，预计二季度达到本轮利用率下降周期底部，继而开始缓慢回升过程。火电利用率低点将出现于三季度水电多发月份。随着水电发电量回落，火电发电小时将迎来久违的“回归”。

　　我们建议关注大型水电公司，并根据我们对电价上调的时机判断增持龙头火电公司。大水电相较火电的优势已有论述，在来水正常的前提下，水电将充分体现出准通胀环境下抵御成本上升、节能减排政策下保证发电小时的相对优势。假设二、三季度之间第三次煤电联动得以实施，则在二季度火电利用率底部出现迹象渐趋明显之时，增持可代表整个行业的大火电公司及综合利用率回升预期高于行业平均水平的中型火电公司。

　　估值——总体基本合理，结构性机会仍存

　　根据08～09年行业利润和上市公司利润增速(预期为17%和25%)的判断，给予08年25倍平均市盈率为相对合理定位，考虑到目前我们对主要电力上市公司的业绩预测并未考虑电价上调和大规模资产注入，相关公司仍有一定的涨升空间。

　　投资策略与推荐公司

　　电力行业和其上市公司未来较长时期的显著特征为：

　　1)通胀进入平衡期，成本压力仍然存在但已逐步低于市场预期，且将随着电价调整和成本开始稳定而逐渐缓解；2)行业内结构调整逐步提速，上大压小逐步改善行业盈利能力，且大量资产注入证券市场使得上市公司综合竞争实力有所增强；3)行业利润率仍将处于较好位置，上市公司利润增长还可借助外延实现较快速成长，且相关上市公司估值安全边际较高。

　　建议关注如下公司：

　　1)高资产注入弹性或自身业绩成长较快——金山股份、粤电力；2)具有核心水电资产且有较确定成长性的主流公司——长江电力；3)估值相对安全且将典型受益于电价调整的——华能国际、国电电力和国投电力等。

　　金山股份(600396)：业绩进入持续高增长期

　　公司前三季度业绩完全符合预期，四季度将是公司常规的盈利高峰，全年业绩应可达到我们的预期；

　　公司白音华电厂电价基本确定，锁定公司未来主要盈利来源的利润贡献；

　　目前装机总计100万千瓦的两个新项目(丹东热电、沈阳热电以大代小)已获发改委初步批准，即将开展前期工作，长期业绩增长得到落实；

　　为筹集资金投向上述新项目，08年公司存在进行再融资的可能；

　　公司主要盈利增长点—白音华电厂规避燃料价格上涨风险能力超强，公司业绩确定性有别于其他高增长、高风险品种。

　　长江电力(600900)：08年业绩增长应无悬念

　　战略布局初具雏形。经过一年多的数次大手笔对外投资，目前已初步完成了在珠三角、长三角和湖北地区的战略布局；

　　2008年，公司几笔战略投资或将看到收益，包括投资收益、参与地方电源建设、被投资对象整体上市增加公司净资产等；

　　整体上市进度不确定性不可忽视，但2008年加速“常规”机组收购将是业绩增长的必要条件，值得关注。

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