电力行业：利用率企稳回升行业整合加速1

　　银河证券 邹序元

　　核心观点:

　　利用率企稳回升，景气周期上行。重化工业持续发展、城市化进程深入、居民生活水平提高这三大因素拉动电力需求在2008-2010年间快速增长。同期，电力产能扩张速度放缓，且执行中的“上大压下”政策促使行业加快淘汰落后产能。在需求增速大于产能增速的情景下，机组利用率企稳回升，行业景气周期上行。

　　“煤电联动”+产业升级使火电企业盈利能力保持稳定。在燃料成本上升的背景下，国家发改委将上调电价。此举不仅可以缓解火电企业的经营压力，而且可以实现上游资源价值在整个产业链上的有序传导，促进经济结构的改善。而且，火电自身的产业升级可以促进企业经营效率提高，有助其盈利能力保持稳定。在“煤电联动”和产业升级的推动下，拥有大容量、高参数机组的重点公司将获得更显著的盈利能力的提升。

　　市场份额向重点公司集中。国家鼓励和扶持重点公司“做大做强”。一系列产业政策对拥有资金优势、技术优势和较强协调能力的大型企业十分有利。市场份额将向这些重点公司集中。

　　估值现状反映内生性增长，应给予外延式增长溢价。考虑到重点公司的持续高成长和股东回报能力的提高，我们给予其2008年25倍市盈率、12倍EV/EBITDA的估值水平。虽然现阶段，在谨慎预测下，重点公司的内生性增长价值已反映在股价之中，但行业整合及资产注入将为其带来超预期的外延式增长机会，因此，我们给予重点公司估值溢价，并给予行业“谨慎推荐”的投资评级。

　　重点关注的公司。我们推荐具有明确资产注入预期及估值安全边际高的上市公司，如长江电力、国投电力、国电电力、华能国际、华电国际等，以及“高成长、高估值”的金山股份。

　　投资概要：利用率企稳回升和行业整合是投资主线

　　驱动因素、关键假设及主要预测：

　　(1)重化工业持续快速发展，城市化进程深入和居民生活水平提高这三大因素推动电力需求在2008-2010年间分别增长11.3%、11.9%和10.7%，复合增长率11.95%。同期，电力产能扩张速度放缓，且目前执行的“上大压下”政策将促使行业每年淘汰1400万千瓦以上的落后产能，中性预计2008-2010年全国总装机容量增速分别为11.4%、9.6%和8.9%，复合增长率9.97%。需求增速大于产能增速，行业机组利用率在2008至2010年间持续回升0.25%、1.45%和1.51%。

　　(2)我们预计2008-2010年国内动力煤价格在需求旺盛、运力不足和生产成本上升的推动下将分别上涨10%、7%和6%。

　　(3)在燃料成本上升的背景下，我们认为2008-2010年国家发改委将分别上调全国平均上网电价3.8%、2%和1%。考虑到“煤电联动”和产业升级，我们预计2008-2010年火电企业的盈利能力将保持稳定，毛利率保持在20%左右。

　　(4)在节能减排、产业升级的背景下，国家鼓励和扶持重点公司“做大做强”。市场份额将向这些重点公司集中。

　　我们与市场不同的观点：

　　市场认为2008年煤炭价格上涨严重影响火电企业的盈利能力，电力行业整体不具备投资价值。我们认为，国家发改委将在2008年中期上调全国平均上网电价3.8%(0.013元)，而且，火电自身的产业升级可以促进企业经营效率提高，有助其盈利能力保持稳定。同时，行业整合及资产注入增强了重点公司的外延式增长价值，电力行业仍具备投资价值。

　　行业估值与投资建议：

　　考虑到重点公司的持续高成长和股东回报能力的提高，我们给予其2008年25倍市盈率、12倍EV/EBITDA的估值水平。虽然现阶段，在谨慎预测下，重点公司的内生性增长价值已反映在股价之中，但行业整合及资产注入将为其带来超预期的业绩增长机会，因此，我们给予重点公司估值溢价，并给予行业“谨慎推荐”的投资评级。我们推荐具有明确资产注入预期及估值安全边际高的上市公司，如长江电力、国投电力、国电电力、华能国际、华电国际等，以及“高成长、高估值”的金山股份。

　　行业表现的催化剂：

　　上网电价调升是体现行业投资价值的催化剂。此项事件在2008年中期发生的可能性最大，相应的也是进行电力行业投资的较优时机。此外，资产注入也是体现投资价值的催化剂。

　　主要风险因素：

　　资源稀缺和运力不足有可能导致煤价涨幅超过我们的预期，并对火电企业造成更大的成本压力，从而影响到我们对重点公司的盈利预测。我们预计国家会相应实施“煤电联动”，使火电企业的盈利能力保持稳定。但是，在CPI上升的压力下，国家有可能拖后上调电价，或上调幅度较低，或不实施。这将成为行业面临的主要风险。

　　一、行业关键驱动因素

　　机组利用率企稳回升、行业整合加速及资产注入活跃是进行2008年电力行业投资的主线。电力需求的快速增长和机组利用率的企稳回升有利于重点公司净利润保持较快增长。而且，行业整合及资产注入使重点公司获得外延式增长机会，并获得估值溢价。我们看好在利用率回升、行业整合中明显受益，且具有明确资产注入预期的长江电力、国投电力、国电电力、华能国际、华电国际等公司。但提请注意的是，2008年煤炭价格预计上涨幅度较大，如果上网电价不能像我们预期般联动，则重点公司的盈利增速有下降的风险。

　　我们整篇报告是基于对一系列行业关键驱动因素(内生性增长价值和外延式增长价值)的分析和预测，主要包括：需求和产能决定下的利用率；动力煤价格、上网电价及产业升级影响下的盈利能力；行业整合和资产注入带来的外延式增长机会等。这些因素推动行业景气回升、利润持续增长。我们将在下文中详细讨论这些关键因素。

　　二、利用率企稳回升景气周期上行

　　(一)需求持续快速增长

　　1、重化工业驱动用电需求

　　2003-2006年我国电力需求持续快速增长，用电量的复合增长率达到14.58%。进入2007年，这种增长势头得以延续。1-9月份，全社会用电量23953亿千瓦时，同比增长15.12%。第一产业用电量660亿千瓦时，同比增长5.4%；第二产业用电量18240亿千瓦时，同比增长16.77%；第三产业用电量2367亿千瓦时，同比增长12.15%；居民生活用电量2686亿千瓦时，同比增长9.63%。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属制品制造业(建材)、化学原料及化学制品制造业、通用及专用设备制造业、交通运输、电气、电子设备制造业等产业的用电量增速分别达到22.6%、30.6%、14.3%、14.0%、16.7%和20.0%。预计2007年全年用电总量将达到32446亿千瓦时，同比增长14.86%。

　　从用电结构上看，2007年1-9月份，第一产业、第二产业、第三产业和居民用电量分别占全社会总用电量的2.76%、76.15%、9.88%和11.21%。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属制品制造业(建材)、化学原料及化学制品制造业、通用及专用设备制造业、交通运输、电气、电子设备制造业的用电量分别占全社会总用电量的11.4%、7.4%、5.6%、8.4%、2.2%和3.6%。

　　电力需求增速和结构反映出我国经济增长中的“重化工业”特征明显，而这种特征又是由我国经济增长的驱动力所决定的。1995年，我国国民经济成功实现软着陆以后，经济总体增长速度出现连续6年的下降。在此期间，产业增长格局发生着变化，从1999年开始，随着国家扩大内需政策逐步取得成效，代表居民消费升级的行业(如汽车、房地产食品、饮料、纺织服装、中高等家用电子产品)呈现出高速增长。进入2002年下半年以后，这股增长力量开始传递到中游制造业环节和上游的能源、原材料、运输等环节，以机械制造、钢铁、有色、建材、煤炭等行业为代表的具有重化工业倾向的行业也相继进入快速增长通道，并形成了机械工业、钢铁工业、化工工业等三大明显带有“重化工业”特征的高增长产业群。

　　“重化工业”是我国经济增长过程中必然要经历的阶段，且延续时间较长。另外，随着城市化进程的加快和社会基础设施建设的快速增长，机械、钢铁、建材、化工等行业还将保持较高的增长速度。我们认为，过去25年和今后较长时期内，重化工业的发展将是整个经济发展各方面需求的集中体现。从短周期上看，2008-2010年我们仍然看好机械装备制造业、钢铁行业、化工行业等行业的发展。

　　机械装备。2000年以来，随着我国国民经济的高速增长和工业化、城市化进程的加快，我国机械行业呈现出加速增长的态势，行业产销量增长屡屡超过预期。2007年1-9月行业收入的增速超过30%，充分表明我国机械行业仍处于快速成长阶段。未来3-5年，甚至更长时期内，我国仍将处于经济快速增长、工业化水平显著提高的阶段，这将是机械行业保持高成长的最重要基础。在预期2008年-2010年我国经济增长和固定资产投资不会出现明显回落的情况下，我们预计机械行业总体上仍将保持目前30%左右的增长势头。

　　钢铁。随着工业化进程的继续，我国钢材需求量仍处于上升阶段，远没有达到需求的顶峰。通过对钢材消费量与GDP总量的比较分析，我们发现每增加1亿元GDP，就会增加1870吨钢材消费量。同时，固定资产投资的高位运行，也支持我们对钢材消费量持续增长的判断。据此，我们预测到2010年，我国人均年消费钢材量将达到425公斤的水平，需要的钢材总量将超过6亿吨(包括净出口量)。

　　化工。2008年，我国石油和化学工业市场空间将进一步加大，石化行业将成为投资重点。受需求拉动的子行业中有不少产品的价格将能够快速向下游传导成本：烯烃和部分中间体价格高位运行将支撑综合类石化业绩；两碱毛利扩大、TDI、粘胶纤维、染料及印染助剂、PVC、草甘膦等农药价格上升将成为亮点；化肥结构优化，产量增长；四川龙岗特大气田及西气东输二线带来重大投资机会；新领域精细化工前景广阔。这些有利因素都将支撑化工行业保持稳定增长。

　　2、居民用电增长潜力大

　　居民用电也是电力总需求的重要驱动力。居民用电受收入水平影响，当收入水平提高后，人们对物质生活的要求提高，生活用电增长。其中，乡村居民收入水平低，用电量对收入水平的弹性高，收入增长对用电量增长拉动明显。我们认为，得益于“新农村建设”，我国居民用电有望快速增长。“建设社会主义新农村”是“十一五”规划中作为“党的重大历史任务”提出来的，重点是增强农村建设和增加农民收入。农村集中了9亿人口，是我国数量最多、潜力最大的消费群体，农民收入的提高将从根本上改善农村的消费环境，刺激农村人口的消费欲望，释放需求，进而拉动居民用电增长。此外，“新农村建设”包括乡村电网改造的内容，这会使电网运行的可靠性提高；有效供电时间增加，有助于用电量的增长。

　　3、节能降耗、经济结构调整有利于需求可持续增长

　　重化工业的大发展推动了经济增长，但与之相伴的是经济增长对电力依赖程度提高。2000-2006年电力消费弹性系数维持在1.1-1.6的较高水平。这种情况背后有经济发展的必然性，但是，高耗能威胁到我国能源安全，并影响到可持续发展。为此，政府确立了尽快改变高耗能、高污染的粗放型经济增长方式，建立资源节约型国民经济体系的发展目标。具体来看，宏观调控的主要目标有三点：一是加快经济结构调整，大力发展第三产业；二是推动工业部门产业升级，最大限度的挖掘节能潜力，走新型工业化道路；三是提高资源的综合利用水平，发展循环经济。虽然经济结构调整对短期电力需求有一定抑制，但是有利于其长期、持续的增长。而且，经济结构调整将促进第三产业发展，使这部分的用电量增加。此外，工业部门自身的产业升级需要时间，因此，客观上讲，单位能耗降低也是一个渐进的过程。

　　4、电力需求预测

　　我们看好电力需求的持续增长，短期看(2008-2010年)，重化工业的快速发展和城市化进程的深入仍将是需求的主要拉动力；中期看(2008-2015年)，经济结构升级下第三产业的持续快速发展保证了用电量的增长；长期看(2008-2020年)，居民生活水平的提高是用电需求增长潜力的最大保障。我们预计2008-2010年全社会用电需求的增速分别为13.26%、11.89%和10.69%，复合增长率为11.95%。

　　(二)产能供给增速放缓

　　1、新增产能扩张速度放缓

　　我国电源建设受国家发改委调控，电源投资和投产规模取决于政府取向。2002年开始，经济增长加速，用电需求大幅提高，而前期电源投资不足，逐渐形成了电力供应瓶颈。从2002开始，国家加大了电源投资力度，2002-2005年电源投资总量分别达到747亿元、1880亿元、2047亿元和3228亿元，增速分别为14%、152%、9%和58%。在2-3年的建设期后，投资的高增长逐步反映在产能的高速扩张上，2004-2006年，年新投产装机容量分别达到5262万千瓦、7647万千瓦和10603万千瓦。

　　电源投资的快速增长逐渐引起政府关注。为避免出现过度投资，从2005年下半年开始国家严格电源项目审批，并大力清理违规建设。相应的，2006年电源投资额降至3122亿元，较2005年下降3.28%。投资的下降逐渐体现在电源投产上，2007年1-11月份，全国电源建设新增生产能力(正式投产)8551万千瓦，其中水电1081万千瓦，火电7087万千瓦，核电212万千瓦。我们预计2007年全年正式投产的装机容量为10012万千瓦，低于2006年的水平。目前，国家严格控制新电源建设的审核，并在审批流程中增加了“评优”环节，即由国家发改委组织专家对各地方和各发电集团上报的项目进行评选。这种做法是从全局的角度规划未来的电源建设，更加理性，而且，客观上有利于控制电源投资规模。投资下降和审批严格使我们有理由预期2008年新增产能规模回落至9500万千瓦，低于2007年。产能扩张高峰已过。

　　2、“上大压小”淘汰落后产能

　　“节能减排，上大压小”是国家强力推行的产业政策，其主要目的是降低能耗，减少污染，淘汰落后产能，推动产业升级。截至2006末，我国燃煤机组中单机10万千瓦以下的小机组达1.15亿千瓦，每年消耗原煤4亿多吨，排放二氧化硫540万吨。根据计划，2007-2010年全国要关停小燃煤机组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。今后规划新建火电项目，都要尽可能采用60万千瓦及以上超临界机组。

　　国家在“十五”期间也曾注意到小机组的高能耗和高污染问题，并曾计划在“十五”期间关停1500万千瓦的小火电机组，但实际只完成了830万千瓦的关停任务。关停不力的主要原因有两点：一是当时我国电力行业供应严重不足，使国家缺乏进行电力结构调整的空间；二是电力企业自身没有关停的动力。

　　现在是解决老小机组关停的最佳时机。第一，现阶段电力供需总体趋于平衡，进行小机组关停的空间较大；第二，为调动地方和企业实施“上大压小”的积极性，发改委在审批政策上将项目新建与关停联系在一起，即关停24万千瓦小机组可建设30万千瓦机组，关停42万千瓦小机组可建设60万千瓦机组，关停60万千瓦小机组可建设100万千瓦机组。第三，电力调度规则也在发生变化。未来电力调度将优先安排可再生、节能、高效的机组发电，新能源发电、核电、风电、水电、大容量低能耗火电机组等具有优先上网的优势。第四，国家还通过降低小火电机组上网电价，对自备电厂自用电量征收国家规定的基金和附加费等措施促进关停小火电机组。

　　在多重政策刺激下，各大发电集团和地方发电企业关停小机组的进度明显快于计划。今年前11个月，全国已经关停小机组1150万千瓦，提前完成了全年的关停任务，预计全年小机组的关停总量将达到1300万千瓦。我们中性预计2008-2010年间，年关停小机组规模将达到1400万千瓦。

　　3、清洁能源发电进入大发展时期

　　截至2007年9月，我国火电，水电，核电及其他类型电源占总装机规模的比例分别为78%、20.2%、1.3%和0.5%，火电比重过高。改善电源结构，大力发展清洁能源发电是我国未来较长时期内电源建设的方向。

　　合理有序开发水电

　　我国水电资源丰富，全国水电资源技术可开发量为5.4亿千瓦，且分布广泛。其中，水能资源主要集中在中西部地区的大中型河流上：长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、澜沧江、黄河和怒江等干流上的可开发装机容量约占总量的60%。目前，我国水电开发量已经达到27%左右，估计到2020至2030年期间，我国水电资源将基本开发完毕，届时可以形成3亿千瓦的发电能力，在当时的全国电力装机中占据28%左右的比例。由于大型河流的河道长，流域面积广，各梯级电站经济技术指标相差悬殊，特别是流域梯级电站关系密切，利益互补性强。上游较大库容的水库建成后，对其下游各梯级电站有显著的补偿效益。综合考虑，我国的大型水电开发形成了“流域、梯级、协调、综合”的开发模式。

　　水电开发，尤其是大江大河的开发具有不可复制性，是一种稀缺资源。作为发电公司，谁掌握了大江大河的开发权，谁就占据了资源。目前，我国干流水电资源开发的格局已经基本确定：长江三峡总公司负责长江和金沙江河流的开发；中电投集团下属的黄河上游水电公司负责黄河上游河流的开发；云南华能澜沧江水电公司负责澜沧江流域的开发；国电大渡河水电公司负责大渡河流域开发；二滩水电公司(国家开发投资公司控股)负责雅砻江流域的开发；大唐集团控股的桂冠电力负责红水河流域的开发等。这些掌握资源的公司值得投资者重点关注。

　　积极发展核电

　　核电是我国未来重点发展的领域。经过20多年的发展，我国核电工业基础已初步形成，现有浙江秦山、广东大亚湾和江苏田湾等三个核电基地，已投入运行机组装机容量达到897万千瓦，占总装机容量的1.3%。目前已投运项目的主要投资和运营商为中核集团、中广核集团、中电投核电公司等。

　　近日，国家发改委公布了《核电中长期发展规划(2005-2020年)》，标志着我国核电发展进入了新的阶段。规划提出，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；在目前在建和运行核电容量1697万千瓦的基础上，新投装机约2300万千瓦。同时考虑后续发展，2020年末在建容量保持约1800万千瓦。按照规划，未来几年核电将进入开工建设高峰期，2011-2014年核电装机投产的复合增长率将达到80%。从目前情况和发展态势看，我们认为核电的发展速度将大大超过规划设定的目标。

　　在建核电项目的主要投资方是中核集团、中广核集团、中电投核电公司、华电集团以及相关的地方性投资集团公司。未来，在“以核养核”的发展思路下，有实力的大型发电集团公司(华能集团、国电集团等五大发电集团公司)将积极介入核电领域，而相关上市公司是执行这一发展思路的较优载体。

　　大力开发风电

　　我国风能资源丰富。根据中国气象科学研究院绘制的全国平均风功率密度分布图，我国风能理论可开发总量(陆地10m高度层的风能总储量)为32.26亿千瓦，实际可开发的风能资源储量为2.53亿千瓦，近海风场的可开发风能资源是陆上的3倍，据此，我国可开发的风能资源约为10亿千瓦。我国风能资源主要分布在东南沿海及附近岛屿，新疆、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区，每年风速在3m/s以上的时间近4000小时左右，一些地区年平均风速可达到7m/s以上，具有很大的开发利用价值。作为清洁能源，风电是我国较长时期内电源建设增长较快的领域。2006年我国新增风电装机134万千瓦，累计装机容量达到260万千瓦，同比增长105%。我们预计2008-2010年风电装机将高速增长，至2010年末风电累计装机规模有望超过2200万千瓦。相对于水电和核电而言，风电的进入门坎较低，因此众多发电公司均有进军风力发电行业的实力。

　　4、电源供给预测

　　国家电网最新公布的《2007年全国电力市场分析预测(秋季)报告》显示，在2008-2010年用电需求增速13.5%、10.5%和10.5%的预期下，全国年投产发电装机规模预计分别为9400万千瓦、8600万千瓦和8500万千瓦。

　　我们预计2008-2010年新投产装机规模分别为9500万千瓦、9000万千瓦和9100万千瓦。考虑到关停小机组，我们中性预计2008-2010年全国年净增装机容量分别为8108100万千瓦、7600万千瓦和7700万千瓦，2008-2010年总装机容量的复合增长率为9.97%。

　　(三)利用率企稳回升

　　1、利用率周期迎来拐点

　　在经历连续3年的下滑后，行业平均机组利用率有望在2008年迎来拐点，并持续回升。利用率回升使存量机组单位产出提高，并促进企业盈利能力的提高，整个行业的景气周期上行。

　　中性预期

　　我们中性预计2008-2010年电力需求增速分别为13.26%、11.89%和10.69%，总装机容量增速分别为11.42%、9.62%和8.89%，行业平均发电小时数同比变化幅度分别为0.25%、1.45%和1.51%。

　　乐观预期

　　在重化工业加速发展情景下，用电需求增速有可能超过预期。我们乐观预计2008-2010年电力需求增速分别为14.03%、12.74%和12.16%。同时，淘汰落后产能的力度加大，年关停小组1500万千瓦，相应的，行业平均发电小时数同比变化幅度为1.08%、2.46%和3.18%。

　　保守预期

　　如果政府加强宏观调控，则重化工业用电需求增速有可能大幅降低。我们保守预计2008-2010年电力需求增速分别为11.69%、10.93%和9.90%。同时，电源建设(尤其是火电)维持在高水平，2008-2010年每年新投产机组规模均为1亿千瓦，则行业平均发电小时数同比变化幅度分别为-1.70%、-0.54%和-0.61%。

　　2、清洁能源发电优先上网

　　我国现行的发电调度是按照发电机组大致平均分配发电小时数的办法进行。在节能降耗的背景下，国家通过了《节能发电调度办法》，规定各类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；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。

　　燃油发电机组。

　　在节能调度保障下，我们认为水电、核电、风电可实现满负荷发电(无人为因素影响)，平均发电小时数可以分别达到3500小时、7700小时和2000小时。但值得注意的是，水电、风电受自然条件影响非常大，来水、来风的丰、枯将直接影响机组利用率。目前，全球都在经历气候异常变化频出的困扰，我国水电、风电也面临着很大的不确定性，而且这种风险是不可抗的。因此，气候变化是影响水电、风电投资的最大风险。

　　3、大容量、高参数火电机组受益

　　火电在未来三年乃至较长时间内仍然是电力供应的中坚力量。我们中性预计2008-2010年火电机组的平均发电小时数将回升0.22%、1.68%和1.90%。节能调度办法规定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。因此，大容量、高参数的火电机组将获得更多的市场份额，其发电小时数的回升幅度将超过平均水平。

　　三、盈利能力保持稳定

　　电力企业的盈利能力(毛利率)与上网电价、利用率(单位产出)、经营成本等因素密切相关。(1)经营成本主要包括折旧(与利用率相关)、燃料成本(火电)、员工成本、其他成本(检修、用水、脱硫等)等。不同类型的发电企业成本结构不同，与各因素的相关性也不同，如火电企业经营成本中65%为煤炭，水电、风电和核电的折旧性成本占总经营成本的65%。(2)我国上网电价的定价原则是“成本加成”，即由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金来核定。火电企业变动成本较大，因此原则上执行“煤电联动”，即上网电价随煤炭价格浮动。风电、水电、核电固定成本比例大，上网电价相对稳定。

　　我们分别对不同类型电力企业的盈利能力进行分析，其中重点分析火电企业的盈利情况。

　　(一)火电：“煤电联动”+产业升级

　　火电企业主要的经营成本为燃料(含运费的煤炭)、折旧、员工成本和维修等其他成本。由于火电变动成本，即煤炭成本所占比例非常大，且波动性大，因此火电上网电价原则上实行“煤电联动”。

　　1、煤价上涨

　　煤炭是我国最重要的基础能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。2006年全国煤炭产量达到23.8亿吨，消费量23.7亿吨，较2002年消费量已净增加近10亿吨，年复合增长率14.7%。煤炭作为最重要的能源，其在国内一次性能源消费中的比例一直保持在66%以上，进入21世纪以来甚至呈现小幅上升趋势。

　　目前，我国煤炭行业供求保持脆弱的平衡。煤炭行业固定资产投资经过几年高速增长，近年开始集中释放。2007年、2008年、2009年我国将分别约有2亿、2.4亿、2.5亿吨产能释放，存量产能也将会有3.8%左右的增长，考虑到每年5000万吨的淘汰产能，未来3年产能将以10%左右的速度递增，产需基本平衡，供需紧张主要表现在局部区域和对优质煤的需求上。

　　我国煤炭储量分布极不均衡，90%的储量位于西北地区，其中新疆、内蒙和山西三省储量占到75%，而东部发达地区煤炭资源占有量匮乏。煤炭生产地和消费地分布的不协调造成了煤炭从产地到销地不得不倚重于长途输送，同时由于水路运输距离长、成本低等优势，也确定了铁水联运是煤炭运输的主要形式。铁路运输瓶颈是制约煤炭供应的重要因素，而投资不足是形成铁路运输瓶颈的主要原因。尽管2006年铁道部基础建设投资达到了1304亿元，增幅高达75.5%，但是多年来铁路基建投资徘徊在500亿元左右，远落后于社会固定资产投资规模增速。

　　我们认为铁路运输瓶颈将在未来很长一段时间内将继续存在。

　　国内煤炭供求关系的紧张、行业集中度的提高对煤炭生产企业的议价能力给予了相当大的支撑，并使得成本转移能够得以实现。人工成本、采矿权成本、资源税、环境成本的上升对煤炭价格的上升均起到推动作用。近一年来(2006年10月至2007年10月)，秦皇岛普通混煤价格、大同优混价格和山西优混价格分别上涨了11%、13%和11%。

　　我们认为，在供求偏紧、运力不足和成本推动下，2008-2010年秦皇岛动力煤平均价格将分别同比上涨10%、7%和6%。

　　2、电价联动

　　自2006年6月实施第二次“煤电联动”以来，动力煤价格持续上涨。按照国家发改委的相关规定：以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，当周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%时，相应调整电价；如果变化幅度不到5%，则直到累计变化幅度达到或超过5%时再进行电价调整。虽然近一年来煤价上涨幅度远远超过5%，但是上网电价水平却始终未作调整。

　　我们认为造成这种情况的主要原因有两点：一是通胀压力。其影响原因是，电力作为一种生产要素，其价格上涨在产业链上的传导有可能导致下游产品价格全面上涨；另一方面，居民用电是电力需求的重要组成部分，居民用电价格上涨直接导致CPI指数上涨。因此，政府部门为平抑通胀压力，对具有行政定价权的产品进行了严格的价格管制。二是由于第二次煤电联动的翘尾因素以及电力企业自身经营效率的提高，2007年上半年电力行业整体的利润总额同比上升了50%，经营压力并不显著。

　　我们认为2008年实施第三次煤电联动的可能性非常大，核心理由是电力作为二次能源商品，包含了一次能源的价值。在经济结构调整中，通过提高资源类生产要素价格，还原资源价值，推动经济结构改善具有十分重要的意义。石油、天然气、煤炭、土地、有色金属矿产等资源不可再生，具有极大的稀缺性。在我国，资源的稀缺性尤为突出。一方面，我国的工业化、城镇化进程持续加快，对能源、矿产、土地、水等资源的需求急剧增长；另一方面，我国资源禀赋有限，人均资源占有率低。需求的急剧增长和供给的有限产出造成了资源短缺，并成为制约我国经济可持续发展的重要瓶颈。在资源稀缺性的约束下，如何获得并高效利用资源，是我国乃至全球各个国家所面临的重要问题。市场是合理配置资源的最有效手段，其中价格发现是实现市场化配置的核心内容。但是，我国资源性产品的定价机制不完善，资源价值长期被低估，并造成了我国经济增长在相当大程度上是依赖资源高投入实现的。这种粗放式的经济增长方式严重影响了经济增长质量和潜力，因此，转变经济增长方式，建设节约型经济社会是我国面临的迫切任务。为达成这一任务，加快推进资源性产品价格改革，完善价格形成机制，使资源性产品的价格能够灵敏地反映市场供求关系和资源稀缺程度具有重大意义。合理的价格水平不仅可以促使消费者节约资源，减少浪费，而且可以刺激经营者加强管理，改进技术，提高资源利用效率。电力是将一次能源转化为二次能源产品，因此其价格应该充分反映出一次能源的价值。因此，在有效的资源价格改革中，电价将呈现长期上涨趋势。

　　我们认为2008年实施第三次煤电联动的第二个理由是：进入2007年第三季度以来，煤价持续上涨对电力行业的影响集中体现出来，7-9月火电毛利率下降，利润总额同比增速下降。而且，我们预计2008年煤炭价格会继续走高，电力企业更加迫切的需要上调电价。我们认为国家会注意到电力企业面临的实际困难，并相应的做出电价调整。

　　从现实情况看，9月以来，发改委相继上调了成品油、航油、液化气等资源品价格，提价幅度在9-10%之间。这一举措使上调电价显得水到渠成。另外值得关注的是，发改委于近日上调了黑龙江送辽宁的上网电价，上调的理由是煤炭价格上涨；同时，发改委还对山西、内蒙古送京津塘电网电价做出调整，调高了大容量、高参数机组的上网电价水平。这些事件也预示着区域性电价调整或将展开。

　　综合判断，我们认为2008年全国平均上调电价将上调3.8%(上调0.013元)，其中对高耗能行业的电价上调幅度会高于其他行业及居民用电。如果2009、2010年煤炭价格继续上涨7%和6%，则上调电价将相应上调2%和1%。

　　3、产业升级

　　在火电领域，新、老机组的盈利能力差别较大，主要表现在单位煤耗、单位员工成本、单位折旧(与机组单位造价相关)等方面的差别上。相对于小机组而言，大机组的单位耗煤量显著降低。在“上大压小”的推动下，60万千瓦以上的机组将成为燃煤火电的主流配置。相应的，全国单位供电煤耗将持续下降。我们预计，2008-2010年供电煤耗分别降低3%、2%和1%。

　　新电厂和老电厂的差别还在于单位员工成本降低。老电厂由于历史原因，人员较多，负担较重，而新电厂严格项目编制，全员生产效率高(如大唐发电2007年上半年单位工资及福利成本同比下降18%)。

　　此外，2002年国家电力公司分拆后，各大发电集团十分重视控制电源建设成本，电源单位造价基本保持稳定。中电联的数据显示，2006年60万千瓦火电机组的单位造价(决算)为3702元，较“十五”期间的3624元仅上升2.15%，变化不明显。而且，2006年60万千瓦火电机组的单位造价(决算)比30万千瓦以下机组单位造价(4089元)低9.5%，相应的，单位折旧低。因此，从单位煤耗降低、单位员工成本、单位折旧三方面分析看，产业升级将推动行业盈利能力提高。

　　4、火电企业盈利保持稳定

　　我们对2008年火电企业毛利率进行量化分析。在利用率回升的预期下，煤价和电价是影响火电企业盈利能力最重要的因素。我们假设2008年火电利用率回升0.22%，煤价上涨10%，电价上调3.8%，单位供电煤耗降低3%，员工成本上涨1%，其他变动成本上涨6%，则火电企业毛利率为20%。煤价和电价对火电企业毛利率的影响如表10所示。

　　综上分析，我们认为2008年煤炭价格的上涨不可避免，而下游产品价格的上涨会导致CPI水平的上升。由于国家把稳定物价水平作为重要考虑的要素之一，因此，电价上调幅度将取决于煤价上涨幅度，电力行业的盈利能力不会因电价上调而大幅提升，最大的可能性是保持稳定。

　　但同时我们也注意到，影响企业盈利能力的因素还包括利用率、单位煤耗、员工成本等，因此，那些位于机组利用率回升较明显区域的公司和拥有大容量、高参数机组的公司将会在上网电价调整中显著受益。建议重点关注华能国际、国电电力、国投电力、上海电力等公司。

　　(二)水电：气候因素是关键

　　在多年平均利用小时数一定的前提下，水电的经营成本主要是折旧(75%)。检修和维护(15%)、员工成本(15%)等所占比例较低。水电上网电价的定价原则是“成本加成”，其上网电价采取还本付息加一定投资回报率的方式核定。因此，原则上水电的盈利相对稳定。但是，水电受气候因素影响，发电小时数会出现较大起伏。在枯水时期，水电利用小时数下降，固定成本压力显现，盈利能力下降。因此，气候是影响其盈利能力的最重要因素。

　　我们以长江电力为例，在三峡电站单机发电小时数为4900小时、加权平均上网电价为0.259元/千瓦时的情景下，公司的毛利率为73.11%。利用率和上网电价变化对公司毛利率的敏感性分析如表9所示。可见，气候因素决定下的机组利用率将影响公司的盈利能力。

　　当然，各个水电站的建设成本不尽相同，成本结构也会有所差异，盈利能力对利用率的敏感性有较大差别。因此，水电盈利能力的分析重点应在个案研究。

　　(三)核电：政策保障，盈利稳定

　　在核电经营成本构成中，折旧以及带有折旧性质的核废料处理准备金、退役准备金占到了总经营成本的75%，核燃料、员工成本、检修费用等变动成本只占25%。核电发电量全部上网，机组利用率有保证，固定成本压力不明显。而且，政策规定核电不参加竞价上网，采取还本付息加一定投资回报率的方式核定上网电价，因此其盈利能力最稳定。

　　四、市场份额向重点公司集中

　　(一)重点公司掌握优质电源点

　　电源点是进行电力建设和运营的基础。而且，电源点具有排他性，一旦电源点形成，则未来该区域的电源建设将围绕此电源点的扩建展开，其他公司将很难在同一区域获得新的电源项目，因此，优质电源点具有非常强的稀缺性。(这也是各家电力公司竞相争夺优质电源点的关键原因。)

　　我国电源点布局已初步完成。中央直属企业在电源点的竞争中具有突出的协调能力，在火电领域已经实现了全国性布局，占据了较多的能源基地和负荷中心；在水电领域承揽了大江大河的梯级开发，储备了丰富的项目资源。地方性电力集团公司实力差异较大，在经济发达且腹地较宽广的地区，如广东、浙江地区，其电力集团公司在本区域内拥有较多的优质电源点，市场分额高，竞争力较强，已有电源点的扩建潜力将保证公司长期的竞争力。与之相比，一些经济欠发达地区的电力集团公司受腹地电力需求总量和可控装机容量较小的制约，未来面临非常严峻的竞争压力。市县级的电力公司受各方面因素制约处于劣势地位。部分民营电力公司开展循环经济综合利用项目，如煤矸石发电等，获得了一定的产业政策扶持，经济效益较好，但其发展前景仍主要取决于其股东实力和管理者素质。中央直属大型集团公司和强势地方性集团公司掌握了大量优质电源点，在长期竞争中已然具备了先发优势，而且这种优势在不断扩大，其长期发展前景最为乐观。

　　(二)行业整合推动市场份额向重点公司集中

　　截至2006年末，全国6000千瓦及以上各类发电企业4000余家，其中国有及国有控股企业约占90%。中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司等中央直属五大发电集团约占装机总量的38.79%；国家开发投资公司、神华集团有限责任公司、中国长江三峡工程开发总公司、中国核电集团公司、中国广东核电集团有限公司、华润电力控股有限公司等其他中央发电企业约占总装机容量的10%；地方发电企业占总装机容量的45%；民营和外资发电企业占总装机容量的6.21%。总体上看，我国电力产业的集中度还有提高的空间。现阶段，在节能减排、产业升级的背景下，国家鼓励和扶持重点电力公司“做大做强”。

　　近年来，政府出台的一系列产业政策和国企改革方针，如“上大压小”、“评优”审批、节能调度、“920、647资产出售”、央企整体上市或主营业务上市等，都对具有资金(包括融资能力)、技术、协调能力(争取项目的能力)等优势大型企业，尤其是大型央企十分有利。从未来中长期内的发展趋势看，五大发电集团仍将是电力行业中的中坚力量，他们有望通过基建和股权投资不断提高市场份额。

　　相对于五大发电集团而言，国家开发投资公司、神华集团、中国长江三峡工程开发总公司、华润电力控股有限公司等其他中央发电企业是电力行业中的新生力量，其成长势头非常强劲。此类公司也都具备资金、协调能力上的优势，而且还有一些特色优势，如神华集团的煤电一体化、长江开发总公司的水电经营(具有特许经营的性质)，而且，他们的历史负担较轻，经营效率更高，为快速扩张提供了有力的基础保障。从实际情况看，长江电力、华润电力、国开发公司的对外股权投资、扩张行为非常活跃，市场地位快速提升。

　　综上，我们认为行业整合将推动市场份额向重点公司集中，相应的上市公司将从中受益。

　　(三)资产注入使重点上市公司获得外延式增长机会

　　2006年以来，电力行业中的资产注入行为活跃，建投能源、漳泽电力、深能源、川投能源、国投电力、长江电力、国电电力、吉电股份等公司均完成或准备收购集团公司电力资产，中央直属企业和地方性国企整体上市(或主营业务整体上市)是大势所趋，换言之，集团对上市公司的支持(最简单的理解是资产注入行为)将实质性的成为2008年乃至较长时期内电力行业的投资主题。但是值得探讨的问题是：集团公司有多少适合注入的资产。

　　五大发电集团是电力领域的中坚力量，其整合行为对行业的影响最大、最深远，具有极大的研究意义。从表中可以看到，2006年末上市公司整体的资产质量明显优于集团公司，集团对上市公司的资产注入需要选择合适的资产。最可行和有意义的战略方向是集团持续向上市公司注入资产，实现“分步整体上市”。另外，集团公司的发展也是动态的，其自身的经营效率在提高，盈利能力也在提高，而且“上大压小”给五大发电集团公司带来非常好的发展机会，他们可以利用相关优惠政策，淘汰落后产能，建设大容量、高参数的机组。因此，未来集团公司对上市公司的资产注入能力持续增强。

　　相比五大集团，国家开发投资公司和长江三峡开发总公司、华润集团公司等其他中央企业历史负担轻，其上市公司和集团公司的盈利能力更加接近，资产注入的可操作性更强。此外，一些强势地方性集团公司也具备相似的特征和实力，其相关上市公司也值得重点关注，如粤电力、深能源、建投能源、川投能源、申能股份、广州控股、通宝能源等，而且这些公司通常具备“小公司、大集团”的特征，如果实施资产注入，则增厚效果更加明显。但是由于资产注入的不可预见性强，因此，我们继续推荐具有明确预期及估值安全边际高的上市公司，风险偏好高的投资者可以关注强势地方性电力集团公司的整合进程及与之相关的公司。

　　五、内生性增长价值已被反映，外延式增长价值可获溢价

　　2006年以来电力行业重点公司股价持续上涨，各项相对估值指标也相应大幅上升。那么，如何在现有股价水平和市场环境下对公司进行估值定价是投资者非常关心的问题，也是价值分析者需要解释的问题。我们对于公司价值构成的理解是，公司股价中包含了现有业务价值、现有业务价值改进带来的价值和投资机会的价值。

　　现有业务价值反映的是存量资产已经实现的收益情况。

　　现有业务价值改进带来的价值反映的是存量资产在发电机组利用率回升，公司获得更多市场分额、所得税税率降低等因素刺激下获得的收益增长和盈利能力提高。

　　投资机会的价值一方面反映的是公司进行固定资产投资所带来的业绩增长或盈利能力提高，如新建电源项目；另一方面还反映了公司进行外部资产收购给原有股东带来的价值。我们将现有业务价值、现有业务价值改进带来的价值和进行固定资产投资带来的价值定义为内生性增长价值。这部分价值是我们可以较为准确或明确进行预测的。进行外部资产收购也可以促进业绩增长，股东回报提高，我们将其定义为外延式增长价值。但是，外延式增长价值很大程度上取决于标的资产的质地，收购价格、方式、时间等因素，是我们很难准确或明确进行预则的。

　　现阶段，我国电力上市公司的资产收购(大股东的资产注入和整体上市，及对外收购扩张)行为活跃，许多公司的股价中包含了外延式增长价值。因此，我们试图通过对内生性增长价值和外延式增长价值拆分来解释目前上市公司的估值水平，并对其是否具有投资价值进行判断。

　　(一)内生性增长价值已被股价反映

　　1、高增长、高估值

　　我们对重点公司进行盈利预测(仅考虑08、09年的内生性增长)，并将其收益估值和收益增长情况与美国重点公司进行比较。2008年预期市盈率和每股收益年复合增长率(2007-2009年)估值矩阵(见图17)显示，我国重点公司平均的预期市盈率为26.2倍，EPS年复合增长率(2007-2009年)为22%，美国重点公司平均的预期市盈率为15.9倍，EPS年复合增长率(2007-2009年)为12.1%，我国公司总体上体现了高增长、高估值的特点。单纯从收益估值和收益增长角度看，我国重点电力公司具备一定的估值吸引力。

　　由于我国电力行业正处于电源建设高速增长阶段，企业负债率较高，财务杠杆系数较大，因此，我们在不考虑折旧和财务杠杆的情况下对公司进行估值分析。2008年预期EV/EBITDA和EBITDA年复合增长率(2007-2009年)估值矩阵(见图18)显示，我国重点公司平均的预期EV/EBITDA为12倍，EBITDA年复合增长率(2007-2009年)为17%，美国重点公司平均的预期EV/EBITDA为8倍，EBITDA年复合增长率(2007-2009年)为9%。我国重点公司的估值吸引力更加突出。

　　我们的估值矩阵还显示，国投电力、长江电力、国电电力、华电国际、金山股份是较优的投资品种。在不考虑财务杠杆和折旧的情况下，华电国际、大唐发电也具有一定估值吸引力。华能国际因规模较大，增长率相对较缓，“增长-估值”并不突出。但是，公司是行业内的龙头公司，综合实力具有明显优势，因此也是较优的投资选择。

　　2、股东回报率提高，但估值水平较高

　　我们预计，在已有机组利润率持续回升和新投产机组陆续发挥效益的情况下，2007-2009年重点公司的净资产收益率将持续提高，其中，长江电力、国投电力、华能国际、国电电力、大唐发电、金山股份的2008年预期ROE均超过15%。

　　我们进一步考虑股价因素，用2008年经济利润率指标[REP=(P/B)/(ROE/Ke)]和股息收益率来进行估值分析。REP估值矩阵显示，2008年我国重点公司平均REP值为1.8，高于美国公司1.4的平均值，整体水平偏高。其中，国投电力、建投能源和华能国际的REP值较低，具有一定估值吸引力。

　　3、DDM估值

　　我们采用30年的股利贴现模型(DDM)进行估值，主要假设如表13中所示。在Ke在9.5%-10.5%之间，永续增长率为0.75%-1.25%之间时，计算得到的重点公司2008年合理市盈率应在21倍-25倍之间。

　　通过“收益增长估值”、“股东回报估值”分析可以看到，虽然我国重点公司利润增长较快，在“高增长、高估值”方面有一定吸引力，但是股东回报能力较低。造成这种现象的主要原因是，我国电力行业正处于产业生命周期中的成长阶段，与美国所处的成熟阶段有很大不同。我国大部分重点公司都处在投资扩张阶段，在建项目和拟建项目多，资本投入大，负债率高，股利分配少，ROE和ROIC值低，但是收入和利润增长快。结合“DDM贴现模型”，我们认为2008年25倍动态市盈率、12倍EV/EBITDA是评价重点公司内生性增长价值的合理估值水平。

　　由此看到，在谨慎预测下，我国电力行业重点公司现阶段处于合理估值区间，内生性增长价值已经反映在了股价之中，投资价值并不显著。因此，我们需要探讨外延式增长价值可以对应多大程度的估值溢价。

　　(二)外延式增长价值可获估值溢价

　　外延式增长价值是重要的价值组成部分，也是解释我国重点公司较高估值水平的重要依据。从2007年完成的案例看，国电电力、建投能源等公司在完成资产注入后，业绩大幅增长，股东回报提高，而且公司在集团公司中战略地位提高，未来增长潜力增强。绝大部分公司的资产注入通过增发A股的方式解决融资问题。由于收购资产的ROE(在12-15%之间)高于股权融资成本(Ke在9-11%之间)，因此股权融资收购可以为股东创造价值。由此判断，外延式增长价值可以在估值中获得溢价。

　　案例一：国电电力

　　公司于2007年10月增发1.7亿A股收购国电集团公司下属三家电厂的股权。从表15中我们看到，北仑第一发电、石嘴山第一发电和大渡河公司的收购价格分别为权益账面价值的1.63、1.28和1.40倍，显著低于公司公告时3.48倍的市净率。从盈利的角度看，北仑第一发电和大渡河公司的收购价格分别为权益净利润的11.05和12.94倍，显著低于公司公告时33倍的市盈率。收购资产的ROE水平高于公司原有水平。由于收购时大渡河水电和石嘴山第一发电正处于开发或刚刚投产阶段，因此，预计2008-2010年两项资产的收益状况会明显提高，收购对公司业绩增长和股东回报提高的贡献将更加明显。因此，增发收购行为可以提高股东回报，在公司估值中可以给予溢价。

　　案例二：深能源

　　公司于2007年9月公告，获得证监会核准，将向母公司(深圳市能源集团公司)发行8亿股人民币普通股购买母公司的相关资产。拟收购的主要电力资产包括深圳西部电厂31%股权；广东沙角B电厂65%股权；深圳妈湾电厂34%股权；安徽铜陵电厂70%股权；四川华蓥电厂20%股权等项目。收购完成后，公司装机容量将增加154%。而且从表16中可看到，相关资产的收购估值水平低，ROE高，对公司原有股东十分有利，在公司估值中可以给予溢价。

　　从上文对电力行业整合和资产注入的分析中可以看到，电力行业内的中央直属企业和地方性国企整体上市(或主营业务整体上市)是大势所趋。电力行业作为资本资产密集型的行业，其进行资本、资产运作的空间较大，持续时间较长。而且，电力企业同质性较强(包括实际控制人的同质性)，同类型企业在选择发展战略时也较为相似。我们由此判断各集团进行整合的步伐和方式将较为一致。因此，资产注入将实质性的成为2008年乃至较长时期内电力行业的投资主线。

　　值得注意的是，判断进行资产注入的时点比较困难，量化分析外延式增长价值的程度难度也较大，而且对于这种外延式扩张预期应该给予多少溢价也是值得探讨的问题。(我们认为这些也是A-H股有较大价差的重要因素)。我们建议投资者选择具有明确预期及估值安全边际高的公司。

　　(三)行业评级：谨慎推荐

　　考虑到重点公司的持续高成长和股东回报能力的提高，我们给予其2008年25倍市盈率、12倍EV/EBITDA的估值水平。虽然现阶段，在谨慎预测下，重点公司的内生性增长价值已反映在股价之中，但行业整合及资产注入将为其带来超预期的业绩增长机会，因此，我们给予重点公司估值溢价，并给予行业“谨慎推荐”的投资评级。我们推荐具有明确资产注入预期及估值安全边际高的上市公司，如长江电力、国投电力、国电电力、华能国际、华电国际等，以及“高成长、高估值”的金山股份。(重点公司详细估值预测请参阅附录1)

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