电力行业：2008年电力行业投资策略报告

　　长城证券 张霖

　　要点：

　　08年工业增速略减，但对电力需求影响不大，预计全社会用电增速约13.23%-13.8%；装机容量的增速将延续07年回落趋势，08-09装机容量增速约10.5%、9.0%；利用小时数反弹是大概率事件。因为新增发电机组投产高峰已过，而需求增速处于相对高位，两者呈现“剪刀差”走势，且从我国利用小时数历史周期的角度看，平均为10年左右，目前正处于走向景气周期的拐点位置，电力行业新一轮景气趋升的重要先行指标已然显现。

　　我们认为08年内煤价将在振荡中走高，总体上预计电煤价格同比上涨8-9%左右，对行业利润率有一定影响。但呈现单边急速上涨的可能性不大，电力行业有望通过电价的缓慢上涨以及大机组比重的上升有效消化煤价的上涨。且下半年有望CPI回落，因此煤电联动的阻碍因素将进一步弱化。因此煤电联动执行的可能性较大，我们认为：电力行业08年或将在一、二季度左右形成谷底，先“抑”后“扬”，行业拐点逐步显现。

　　资产注入等外延式扩张带来一系列基本面重大影响和改善，是绩促发因素的重要因素,能够有助企业部分程度克服煤价上涨的不利因素，并带来相应投资机会。

　　我国电力行业的产业政策主旨是优化电源结构，一方面是指火电自身结构优化，另一方面增加水、核、风、太阳能等可再生能源的电源之间结构优化。随着节能发电调度办法的出台，对企业竞争格局也将有所影响；资源利用率高的企业将更具长期竞争优势。

　　从投资层面来看，“外延式扩张”将是电力行业贯穿08年的投资主题。看好具有明确资产注入预期明确的电力蓝筹。重点关注的投资机会存在于三类：1)具有真实且优质资产注入的竞争优势企业如：国电电力、华能国际、华电国际、国投电力、粤电力、京能热电等，通过外延扩张、内部挖潜能力，处于“进可攻、退可守”的主动地位，进而先于整个行业驶入景气拐点，体现强者恒强定律；2)一二次能源结合体，不受煤价影响的高毛利率资源和能源，如：长江电力、桂冠电力、川投能源、银星能源等；3)受惠于节能减排和新能源政策的高成长公司。如：金山股份、宝新能源等。

　　1.供给与需求

　　1.1需求：重工业化势头略减，但电力需求依然强劲

　　1)行业回顾与分析

　　从07年1-11月份的用电需求数据来看，全社会用电量同比增长14.94%；其中第一产业用电量同比增长5.92%；第二产业用电量同比增长16.21%；第三产业用电量同比增长12.56%；城乡居民生活用电同比增长10.96%。对比2002-2006年第二产业用电增速平均达到15.2%、第一、三产业和生活用电平均增速为8.5%，11.9%和12.3%而言，我们发现，07年第二产业延续了高速用电增长趋势。由于第二产业占全社会用电的比例高达76%，其用电的快速增长是全社会用电快速增长的主要原因。

　　其中，尤其以重工业快速发展势头最为强劲。如图，重工业用电平均增速快于其他行业用电增速，其占全社会用电量的比例正逐年上升。其中拉动用电迅速增长的主要力量来自于以黑色、有色、建材、化工为代表的制造业。从细分行业中，黑色金属冶炼及压延加工业用电约占全部工业用电比例约为14%，化学原料及化学制品制造业用电约占12%，有色金属冶炼及压延加工业约占8%，非金属矿物制品业约占8%，这四个行业的耗电量占工业用电40%左右。

　　在黑色金属冶炼行业中，炼钢是最主要的用电大户，吨钢耗电约455度;近3年来粗钢产量平均增速达22%，2006年粗钢产量达4.17亿吨。在有色行业，包括铝在内的诸多有色金属提炼过程都大量耗电，其中吨铝耗电高达1.5万度；近3年十种有色金属产量平均增速约20%。在化学原料及化学制业中，具有代表性的用电大户是烧碱、电石，吨烧碱耗电约2400度，近3年烧碱平均产量增速达18%。非金属矿物制造业中，耗电量最大的是水泥行业，吨水泥电耗约100度；近3年水泥产量年均增速达14.7%，06年产量达12.2亿吨。

　　从今年1-10月份的数据来看，高耗电的粗钢、烧碱、水泥、有色等行业的增速继续维持在高位震荡。总体上由于我国经济未来几年继续看好，同时国际上的高耗能行业呈现出向我国转移的态势，我们持续看好高耗电行业的08年增长。目前政府正在对高耗能行业进行宏观调控(比如提高钢铁出口关税)，以缓解这些行业给资源和环境所带来的压力。但调控本身的目的是优化产业结构而不是阻止产业健康发展，宏观调控无法阻挡国际产业重新布局的历史进程，从而难以动摇高耗电行业高速发展势态。我们预计08年下游高耗电的行业增速将有所放缓，但放缓的幅度仍然有限，预计增速同比下降3个百分点。

　　2)08年电力需求预测

　　随着2001年以来我国进入重化工业发展阶段，社会经济进入了一轮新的增长周期。在投资和出口拉动下，我国经济迅速发展。从2002年到2007年，我国GDP的年平均增长率约11%。08年的电力需求，我们采用电力弹性系数法进行电力需求量预测：近两年电力需求弹性保持在1.3左右,随着产业结构调整和节能降耗力度的加大，电力弹性系数将略有下降(如图7)。

　　我们按照2008的水平为1.26、国内生产总值增速按10.5%保守计算，则08-10年社会电力需求增长约13.23%(如图)，仍将基本保持稳健发展态势。

　　在具体的需求结构中，我们重点分析所占比重较大且较易受宏观调控的上游周期性的钢铁和水泥行业。钢铁行业2007年1-11月固定资为2249亿元，同比增长15.2%，考虑近两年行业投资增速不断回落及行业的投资周期，未来的钢铁产量增速将逐步回落。按照08年粗钢产量增加5500万吨的行业平均预测来计算，08年相对07年的产量增速约12%。短期内不考虑吨钢能耗大幅降低，我们预计钢铁行业08年用电增速约12%，增速下降约4个百分点。水泥和城镇固定资产投资呈非常强的相关性，07年城镇固定资产投资约25%的增速，水泥产量的增速约14%。保守估计08年城镇固定资产投资约20%，考虑落后产能的淘汰，08年实际水泥的产量将至少保持11.2%左右的增长水平，综合预计08年水泥行业用电增速约11%，增速同比下降3个百分点。考虑到上游高耗能周期性行业处于相同的宏观经济环境中，我们综合预测高耗能行业用电增速同比降低3个百分点。按照高耗电行业占工业用电40%，占全社会用电31%的来估算，08年全社会用电增速同比下降1.2个百分点。从这个角度出发，我们预计08年全社会用电增速约13.8%。而09-10年延续08年用电增速下滑的态势，增速预计为13.2%，12.6%。基本上和采用电力弹性系数预测的结果相一致，因此，08年电力需求增速约为13.23%-13.8%。

　　1.2.供给：08年装机增速继续回落

　　2005年、2006年、2007年1-11月份新增装机容量分别为7479万千瓦，10482万千瓦，8551万千瓦，预计2007年全年新增装机容量9300万千瓦，年底达到7.15亿千瓦。06年装机高峰已过，预计08-10年装机容量的增速将延续07年回落趋势(如图10)，预计装机容量增速约10.5%、9.0%，对应08-09年的新增装机容量为7500万、7000万千瓦。

　　从最近的电源结构来看，火电的装机容量占总装机容量的比例持续攀升，从2002年的74.8%增加到2007年底约78.2%。水电、风电和核电虽然呈现出加速增长的态势，但总体上份额仍然偏小。从2007年1-11月份的数据看，水电发电量占总发电量的13.88%，核电量占比为1.94%，风力发电按平均装机容量380万千瓦以及2200小时的平均利用小时数测算，其发电量约76亿千瓦时，占总发电量的0.26%。

　　2.行业核心要素分析

　　2.1利用小时的趋势性、周期性、地域性分析

　　2.1.1趋势分析：08年供需增速“剪刀差”，有助利用小时数反弹

　　2007年1-11月，全国发电设备累计平均利用小时为4583小时，同比降低203小时。其中水电利用小时数主要受来水影响波动率较大，而火电利用小时数由于近年发电总装机容量的增速快于同期电力需求增速，利用小时数呈现下降态势。预计07全年平均利用小时数为5011小时左右，同比下降4.08%。

　　而2008年中，我们认为于去年同比可能仍有小幅探底，但08全年平均利用小时数高于07年是大概率事件。因为，新增发电机组投产高峰已过，08-10年新增发电机组较07年有所减少，供给增速放缓，而电力需求增速根据电力需求弹性系数法测算将处于相对高位，两者呈现“剪刀差”走势(如图)

　　“剪刀差”即：需求相对强劲，为机组利用率下降趋势扭转奠定必要条件，我们认为08年有望止跌企稳，形成正增长。之后三年利用小时数将逐步进入上升通道(如图)。鉴于高于预期的装机容量增长率可能被超过预期的电力消费增长以及提升发电效率政策的影响所抵消，利用小时数下滑速度将显著放缓，因此电力行业新一轮景气趋升的重要先行指标已然显现；随着“上大压小”的推进，更加明确未来几年利用率有望进入一个持续的、缓慢的上升周期。

　　2.1.2周期性分析

　　从我国利用小时数历史周期的角度看，平均为10年左右，目前正处于走向景气周期的拐点位置。

　　2.1.3地域性分析

　　08年，华南地区电力需求依然强劲，支撑利用小时数高企；山东的电源投资均呈现高位回落的负增长，增长率分别为-43.94%和-27.14%。而华东地区电力投资增速也明显放缓。上海、江苏、浙江电力投资增速分别仅增长为21.08%、-44.39%和6.46%，投资增速在连年高增长后，明显放缓。这些地区明年发电利用小时数回归应该有较好的预期。主要受益公司如下：

　　2.2煤炭价格：煤炭企业掌握更多话语权电力利润受影响

　　我们认为未来几年内煤价将在振荡中走高，呈现单边急速上涨的可能性不大，电力行业有望通过电价的缓慢上涨以及大机组比重的上升有效消化煤价的上涨。

　　煤炭约占到火电成本的60%左右，是燃煤发电企业最主要的成本。国内煤炭市场价格在07年5月份结束了下跌趋势，并突破二、三季度煤炭传统淡季的影响，步入持续上升阶段。进入第四季度，各煤炭品种的市场资源继续处于偏紧状态，动力煤交易价保持上扬态势。此番煤炭价格上涨原因有四：成本上涨;下游电力、钢铁、建材、化工需求旺盛拉高煤价；作为石油替代品而受到国际油价影响；以及冬季采暖季节性价格上涨。

　　由于国家调整煤炭产业结构的努力正在显效，产业集中度不断提高，这使得煤炭企业在合同谈判中能够掌握更多的话语权。从最新的2008年煤炭产运需衔接合同汇总来看，煤炭企业目前正处于非常强势的地位。其中山西同煤集团涨40元，阳泉涨30~35元，朔州涨45元，山西焦煤集团涨30~35元。总体上说，大型煤矿提价幅度都在30元以上，主要在30~40元/吨之间，同比上涨了10%左右。另外，由于市场预期煤炭价格上继续上涨，神华集团、中煤集团和同煤都将重点合同订量下降了，降幅约为30%、30%和20%。

　　总体上，预计电煤价格同比上涨8-9%左右，08年火电成本将对行业利润率有一定影响。以吨煤上涨30元来计算，按照2007年25亿吨煤炭产量，其中的60%即约15亿吨为发电用煤。由此煤炭价格上涨带来的电力行业成本增加达450亿元，但电力行业有望通过电价的缓慢上涨以及大机组比重的上升有效消化煤价的上涨。

　　我们对煤价和电价的变动对火电行业的利润率影响作了敏感性分析，在煤价平均上涨8-9%时，如果煤电联动若能顺利启动，电价相应上调2%-4%，行业的毛利率才能够维持在21%-24%左右。

　　2.3煤电联动：概率增大，阻碍因素渐弱化

　　我们更加认为，从煤炭合同订货会在已经超过联动警戒线的基础上仍普涨10%的情况来看，煤炭价格的上涨给电力企业造成了沉重的压力。并且CPI明年后半年或将回落，阻碍因素弱化，使煤电联动在08年将成为大概率事件。

　　行业利润率下滑显著。

　　日前中电联再次向国家发改委提议进行“煤电联动”以缓解火电企业亏损情况。从以前的五大集团联名上书，到日前中电联对发改委的建议书，行业国有资产保值增值的需求凸现；

　　2)08下半年有望CPI回落，联动阻碍因素将弱化

　　目前官方对于煤电联动迟迟未能出台的主要原因是鉴于CPI目前高位运行，联动不能如期实施。但事实上我们发现电价对CPI的波动本质上影响不大(如表、图)。只不过如果联动后，公众对于通胀的预期将会加重，心理影响重于实质。据我们的宏观策略组预测，08年下半年有望CPI开始回落，因此煤电联动的阻碍因素将进一步弱化。

　　我们认为，国家从整个社会综合效益考虑，短期内出台第三次煤电联动实施的可能性不大，这有可能将延长电力行业的景气谷底蛰伏期，但随着电煤价格涨价压力将持续增加，当煤价上涨到一定临界点时，煤电联动在“发改委”对相关数据进行分省测算后，执行的可能性还是比较大，只是时机和升幅可能逊色于前两次水平，尤其是从长期来看，资源价值重估，煤炭价格将持续震荡走高，电价作为煤炭等一次能源的衍生形式，其作为二次能源也必将受到重估。

　　因此，我们认为：电力行业08年或将在一、二季度左右形成谷底，先“抑”后“扬”，行业拐点逐步显现。

　　2.4供电煤耗：节能降耗日见成效

　　与此同时，随着煤耗水平高的小机组的关停,以及大型节能型机组陆续投产导致其占比的提高,电力企业平均煤耗水平逐步下降。2007年1-11月份，全国供电煤耗率为353克/千瓦时，比去年同期下降11克/千瓦时，预计2007年全年平均的供电煤耗约354克/千瓦时，到2008年有望达到348克/千瓦时，降幅1.69%。

　　2.5管理效能分析

　　在电煤成本日益趋增的形势下，企业的管理效能的优劣将逐步成为影响价值的核心要素之一。期间费用低于行业平均水平的公司如下图，其中，深圳能源、吉电股份、申能股份、广州控股、华能国际近三年一期的期间费用一直保持较低水平；国电电力、宝新能源、国投电力近年有所明显下降。

　　3.资产注入，行业最大亮点

　　持续的电力体制改革会给电力板块带来一系列基本面的重大影响和改善，通过资产注入等外延式扩张，能够找到除了强劲需求之外的行业业绩促发因素,使中长期内行业能够部分程度克服煤价上涨的不利因素，并带来相应投资机会。

　　4.政策引导下的“开源节流”和行业格局演变

　　4.1产业政策影响长期竞争趋势

　　我国电力行业的产业政策主旨是优化电源结构，加强电网建设。优先发展水电、核电、风电、太阳能发电、生物质发电等可再生能源及新能源，而对煤电则“立足优化结构、节约资源、重视环保、提高技术经济水平”。

　　上大压小的举措提高了火电行业平均单机装机容量，增强了行业的总体经济，改善了环境效益。对于新能源的各项政策及规划，将引导降低火电在电力中的占比，增加水电、核电、风电的比例，优化电力结构。

　　在行业结构变化的同时，衡量电力企业竞争力的因素也正发生变化。节能发电调度办法的出台，在很大程度上改变了行业内企业的竞争格局；那些新能源发电比例高、资源利用率高的企业将更具长期的竞争优势。

　　节流“”——节能减排：“十一五”规划明确提出了单位GDP能耗降低20%的节能减排目标。代表性政策文件是07年6月国务院印发了《节能减排综合性工作方案》。特别提到要加大关停小火电的力度，大力发展包括风能、太阳能在内的可再生能源；推动燃煤电厂二氧化硫治理；推进煤矸石发电等资源综合利用；鼓励垃圾焚烧发电和供热；等等。在政策落实方面，将节能减排作为各地方政府和政府的主要领导干部政绩考核的一个重要内容，同时也作为对国有企业业绩考核的重要内容之一。从关停小火电的情况来看，2007年计划关停的1000万千瓦，目前已超额完成任务达1438万千瓦，节能减排政策落实情况较好。

　　节能发电调度：对于电力市场竞争格局影响较大的是国务院办公厅于2007年8月2日批准了《节能发电调度办法(试行)》。该《办法》提出，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。在优先发电的排序当中，风力发电、水电作为可再生能源位居前，核能其次，再次是热电联产机组和资源综合利用机组。对于燃煤机组，则按照能耗水平来排序，能耗低的优先发电。《办法》的实施对电力行业的竞争格局有较大影响，如图。

　　新能源发电：面对我国的严峻能源环境形势，“节能减排”侧重于“节流”，而对于新能源的鼓励则侧重于“开源”。《可再生能源法》的颁布，从法律上确认了国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，该法规定政府必须制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。

　　《可再生能源中长期规划》对中长期的可再生能源的发展做了战略行动布局。电力方面，《规划》涉及了水电、生物质发电、风电和太阳能发电。关于核电则专门出台了《核电中长期发展规划》。

　　为了保证了可再生能源的优先发电和上网售电，政府先后出台了《可再生能源发电有关管理规定》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等具有可操作性的规章。

　　这些政策很大程度上改变了行业内企业竞争格局；受惠公司为那些大机组比例高、新能源发电比例高、资源利用率高、煤耗低的“三高一低”企业，如：

　　华能国际、大唐发电、国投电力、国电电力等，他们将更具长期的竞争优势。

　　4.2结构变迁之电源结构变化

　　结构优化的双层含义：

　　上大压小，火电内部自身结构优化；

　　火、水、风、核、太阳能等子行业之间的电源结构优化

　　日前发布的《可再生能源中长期发展规划》等政策导向明确指出，中国将大幅度提高风能、太阳能、生物质能等新能源在整个能源消费中的比例，到2020年我国可再生能源在能源结构中比例争取达到16%，2050年中国30%以上的能源需求将依靠新能源来满足。

　　到2020年，我国小水电总发电装机容量将达到7500万千瓦，年替代8000万吨标准煤；风力发电装机容量可以达到4000万千瓦，年替代3000万吨标准煤；生物质发电装机容量达到2000万千瓦，年替代2800万吨标准煤；生物油开发可达到年产2000万吨标准煤；太阳能热水器总集热面积达到2.7亿平方米，年替代10000多万吨标准煤。专家表示，如能实现上述发展目标，我国到2020年可再生能源开发利用总量将达到3亿吨标准煤，约占届时一次能源消费总量的10%。结构变化如图：

　　4.3产业政策受惠公司举例

　　节能发电调度等政策在很大程度上改变了行业内企业的竞争格局；那些大机组比例高、新能源发电比例高、资源利用率高、煤耗低的“三高一低”企业，如水电中的长电、桂冠、川投；火电中华能、大唐、国电等将更具长期的竞争优势。风电短期内业绩释放不明显，但是我们看好其长期增长潜力及速度，如银星能源等。

　　5.可再生能源技术进步和快速发展值得关注

　　5.1水电：不受煤价困扰的高毛利率能源和资源

　　水力发电是目前最成熟的可再生能源发电技术，在目前国家强调节能降耗的大背景下，水力发电日益受到重视。截止到06年底，我国水电装机容量约1.29亿千瓦，《规划》提出到2010年全国水电装机容量将达到1.9亿千瓦，2020年将达到3亿千瓦。同时，在新的电力调度顺序上，水电和风力发电等新能源发电一起排在前列。

　　我国大陆水力资源理论蕴藏量在1万千瓦及以上的河流共3886条，水力资源理论蕴藏量年电量为60829亿千瓦时，平均功率为69440万千瓦；技术可开发装机容量54164万千瓦，年发电量24740亿千瓦时；经济可开发装机容量40180万千瓦，年发电量17534亿千瓦时。截止2007年11月，已开发的水电装机容量为13938万千瓦，年发电量约4350亿千瓦时。

　　全国江河水力资源技术可开发量排序前三位为：长江流域25627.3万千瓦，雅鲁藏布江流域6785万千瓦，黄河流域3734.3万千瓦，分别占全国技术可开发量的47%、13%和7%。从水资源的分布上看，长江流域及西南国际诸河的理论蕴藏量、技术可开发量和经济可开发量最大，是我国水电开发的重点。

　　水电开发，尤其是大江大河的开发具有不可复制性，是一种稀缺的资源(如图)。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，其掌握的水资源未来可利用装机总容量相当于煤矿储量，水电作为一次能源和二次能源结合的共同体，应享有资源类公司的重新认识和估值。

　　5.2新能源中，我们更看好风电

　　对于新能源比较而言，我们更看好风电。因为目前风力发电是技术最成熟、成本相对最低的发电方式，一般来说，太阳能发电成本是常规能源的10倍，风电只有传统能源的2倍。预计2020年我国风电与火电成本将相差无几。

　　近十年来全球风电累计装机容量的年均增长率接近30%，而中国近三年的风电装机年均增长率超过了70%，中国是目前全球风力发电增长最快的市场，风电在当前全球能源短缺、环境污染形势日趋严峻、对节能减排的要求不断增强的背景下，已逐渐成为一个发展空间巨大的朝阳行业。

　　5.2.1世界风电行业发展状况

　　风电行业的真正发展始于1973年石油危机，美国、西欧等发达国家为寻求替代化石燃料的能源，投入大量经费，用新技术研制现代风力发电机组，80年代开始建立示范风电场，成为电网新电源。在过去的20多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，一直保持着世界增长最快的能源地位。近十年来全球风电累计装机容量的年均增长率接近30%，风电技术日臻成熟。根据全球风能理事会的报告，2006年全世界新增风电装机容量15,197兆瓦，比上年增长29%；新增风电总投资达140亿美元。截至到2006年底，世界风电装机总容量为74,223兆瓦，同比增长25%。

　　5.2.2中国风电行业发展状况

　　(1)储量丰富 空间巨大

　　我国风能资源储量巨大。按测算，截止06底我国风电装机容量259.6万千瓦仅占陆地可利用风能的0.19%左右，发展潜力十分巨大。中国综合资源利用协会可再生能源专业委员会与美国国家可再生能源实验室(NREL)合作，在联合国环境规划署(UNEP)的支持与资助下，对我国部分地区的风力资源进行了详细测算，根据该测算结果推测，我国陆地可以安装14亿千瓦的风力发电装备，如果考虑海上，总资源量将达到20亿千瓦以上1。

　　(2)中国增长 全球最快

　　中国风能资源储量是印度的30倍，德国的5倍，但目前的装机仅为印度的1/2.5，德国的1/8，未来有较大的发展空间；中国近三年的风电装机年均增速达70%，远远超过世界其他风电发展大国，根据丹麦著名风电咨询机构BTM历年的报告数据，2002年~2006年全球风电大国每年的新增装机容量的年增长速度如下图：

　　5.2.3我国风电市场供求状况

　　根据国家原风电发展规划，我国风电的总装机容量将由2004年的76万千瓦增长到2010年的500万千瓦，2020年的3000万千瓦。从近两年行业的实际发展状况看，2006年全国风电装机容量已经达到259.6万千瓦，因此原来发改委预测的2010年风电累计装机规模会超预期。我们根据国内风机整机生产厂商投产计划、零配件有可能达到的产能供应能力以及产能释放时间等因素综合来看，到2010、2020年累计风电装机预计将达到1527、5070万千瓦，其中，2010-2012年为装机增长的高峰年(如图)。

　　6.行业投资策略及重点公司推荐

　　6.1投资策略

　　综上，我们认为08年行业的价值驱动因素有四：需求依然强劲、资产持续注入、结构变迁带来机会、煤电联动概率增大。而行业系统性拐点在于煤电联动能否顺利推出。从投资层面来看，“外延式扩张”将是电力行业贯穿08年的投资主题。看好具有明确资产注入预期明确的电力蓝筹。重点关注的投资机会存在于三类：

　　1)电力行业中具有真实且优质资产注入、且盈利能力较强、煤耗较低的优势企业如：国电电力、华能国际、华电国际、国投电力、粤电力、京能热电等，这些公司是有真实价值支撑的“稀缺性资源”，在联动未决之前，这类公司借“节能发电调度”政策优势以及稳健的外延扩张、内部挖潜能力，处于“进可攻、退可守”的主动地位，进而先于整个行业驶入景气拐点，体现强者恒强定律。2)一二次能源结合体，如：不受煤价影响的高毛利率水电：长江电力、桂冠电力、川投能源等。高成长且有资本市场运作的风电：银星能源。

　　3)受惠于节能减排和新能源政策的高成长公司。如：金山股份、宝新能源等。

　　6.2部分重点上市公司推荐

　　长江电力(600900)：

　　我们看好长江电力的理由，已经不仅仅局限于公司短期业绩波动，更重要的是如下四点原因：投资亮点：1)一二次能源结合、资源优势显现。26台三峡机组年发电量相当于4000-5000万吨优质动力煤，其清洁能源资源优势将随着化石能源价格的长期上升趋势而日益显现；2)电源节点战略布局，业绩平滑能力强。长江电力强势地位通过收购广控、湖南桃花江核电、投资湖北能源、皖能集团等并购参股投资，提高电能质量、增强抗风险能力，形成火电、水电、核电和风电等多种能源形式协同发展格局；3)整体上市进程加快，成长明确稳定。预计08年公司收购2-3台机组的可能性较大，2015年以前收购三峡工程全部机组，并且资本市场投资方面或有超与其表现；4)签订购售电合同，政府隐性担保。作为国内清洁能源发电的旗帜，公司享受着非常有利的政策环境，电能消纳有所保障，08年两税合并政策实施后其所得税率也由33%左右将降为25%左右，届时公司盈利能力将进一步提高。预计07年可实现利润56亿左右。

　　比06年将增长约30%，预计2007、08年EPS为0.60、0.67元。自6月25日长电入选长城30股票池以来，最高收益率达到70.1%。鉴于公司上述四大潜在优势，我们仍维持对于公司的“推荐”评级，公司未来6个月目标价位20-22元左右。

　　华能国际(600011)：

　　华能国际是亚洲最大的独立发电上市公司，作为电力行业的龙头企业，公司全资拥有十六家运营电厂、控股十三家电力公司、参股四家电力公司。权益装机容量增3221.5兆瓦,对比公司2001年年权益装机容量1081.35万千瓦，年复合增长率为20 %。华能国际作为电力上市公司的旗舰，其核心竞争在于设备先进、运行高效、电源节点占据地利等，不但保证了公司较高盈利水平、市场份额的龙头地位，而且具备较强的抗险能力等。其母公司华能集团是亚洲最大的独立发电商，整合集团资产空间较为广阔。随着08年底电力行业景气度开始回升，公司业绩稳步增长，我们预测公司07-09年EPS分别为0.515, 0.574,0.654元。6个月合理价值中枢为18.5元。投资评级“推荐”。

　　华电国际(600027)：

　　08年公司将否极泰来。一是预计08年公司机组利用小时反弹幅度位居全国前列，因此08年公司业绩将大幅反弹。二是随着近几年大量新机组的投产，以及大股东向华电国际注入优质资产，并且资产能力较优良。预计08年集团将向公司注入500～800万千瓦容量的优质资产，对业绩的提升有可能20%左右。根据我们盈利预测，公司07～08年的EPS分别0.19、0.33元。投资评级“推荐”。

　　国电电力(600795)：

　　公司的最大优势在于装机的快速增长，依靠外沿式增长弥补毛利率下降的负面影响。公司2007～2009年权益装机增长分别为239、118、217万千瓦，三年复合增速20%左右，高于重点火电公司平均水平，预计规模增长高峰将从2007年明显开始。同时公司主要利润贡献电厂如石嘴山电厂、宣威电厂、大同二电厂、北仑电厂、外高桥(6.73，0.11，1.66%)二期以及大渡河流域开发公司等具有坑口电厂煤价控制能力好、水电比例高可以水火并济等优势、上海外三2*100万千瓦预计08年投产，净利润有望达15%。盈利预测0.60、0.70元，评级“推荐”。

　　国投电力(600886)：

　　集团公司对公司的扶持是其最大优势。目前公司作为整合集团电力资产唯一窗口，对集团而言具有的重要战略意义。假设2006年完成资产收购，公司2004年至2008年复合装机增速将达到32.74%，高居各全国性电力公司之首。同时收购的电厂整体盈利能力较好，有望为公司利润增长作出重要贡献。盈利预测0.58、0.68元。我们维持对于公司的推荐评级粤电力(000539)2007年底权益装机容量达到5500MW，比2005年底约翻一番。2010年权益装机容量有望达到10000MW，继续保持高速增长，年均负荷增长率达到26%，远远超过全国平均增速。大股东粤电集团实力雄厚，预计到2007年底其可控装机容量将超过2000万千瓦，是上市公司权益装机的3.5倍。根据集团公司战略发展规划，2008～2010年投产的电源装机规模在900万千瓦左右，至2010粤电集团将实现可控发电装机容量超过2700万千瓦的目标。如果整体上市将实现上市公司资产规模和装机规模的爆发式增长；公司为了减少燃料供应的风险，围绕电力主业向相关产业拓展产业链与母公司粤电集团合资成立广东粤电航运有限公司，占有35%的股权比例，开展煤炭运输，与粤电集团合资成立山西粤电能源有限公司，40%的股权比例，参与霍尔辛赫煤矿的投资开发工作。预计07-08年每股收益分别为0.33元、0.53元。给予“推荐”的投资评级。

　　金山股份(600396)：

　　属于特色小电力企业，数个煤电联营、热电联供、清洁能源、坑口电厂等能源综合利用的高效益和低成本优势使我们看好公司未来前景，近期公司引领风电涉足CDM项目，由此其旗下康平、彰武的上网电量的收入因此增加0.05-0.06元/千瓦时。公司拟投资内蒙古白音华煤矿四号矿区以及南票劣质煤热电二期项目将成为公司2007-2010年期间业绩大幅增长的又一动力。鉴于公司的业绩成长良好预期，建议关注公司再融资等股权变动。盈利预测0.46、0.58(摊薄后)作为最具成长性和成长确定性的公司，维持评级“推荐”。

　　6.3国外估值比较

　　我们对美国几家大型电力公司的估值作了分析，07年平均PE为20.24倍，低于我国重点电力公司平均PE=33.5。这是因为我国目前电力生产和终端销售呈分离状态，而多数美国电力企业既运营发电站，又运营电网及终端销售；另外大多数美国电力公司大多同时涉足电力和天然气供应，所以不能简单的对比我国电力股和美国电力股的平均PE。

　　考虑到美国电力公司4-5%的年均成长性与中国电力公司10-30%的成长性，我国电力公司的PEG远小于美国。因此中国重点电力公司估值基本合理。

　　6.4风险揭示

　　煤电联动推出时间、调整幅度的不确定性；

　　煤价上涨超预期，对火电行业利润的侵蚀；

　　水电方面，来水量较去年同比下降。

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