电力行业:07年电力行业投资策略报告

   2006年，尽管景气回升，电力股指数走势明显弱于上证指数，差距很大。主要原因是市场偏好进取型的投资风格，电力股想象空间较小、供应量较大。我们预计2007年火电厂的单位燃煤成本较为稳定，机组利用小时数下滑4－5%，平均上网电价同比增长约1.7%，毛利率稳中小降；火电行业利润总额同比增长15%左右，利润增长速度明显回落。  
    
   由于电力企业商业模式比较简单，公司运作较为透明，不确定性较小，目前各机构对2007年主要电力股的盈利预测相差不大，故电力股主要机会在于估值水平（PE值）因资金推动而上升、资产重组、用电需求的意外上涨或煤价意外下跌。

　　今年以来内地A股电力股指数绝对涨幅约有30%左右。主要电力股估值水平已在合理区间，已跟国际接轨。做为公用事业类个股，长期内的净资产收益率（ROE）将向7-12%的区间回归，成长性较差（每年8-10%左右），2007年动态市盈率合理值取11-13倍左右。维持电力行业跟随大市评级。7月21日，我们推荐的2006年下半年稳健型组合为：长电30%、粤电力30%、华能20%、桂冠20%。该组合至12月5日收盘的平均收益率为30.55%。2007年上半年，我们暂且不构建电力股投资组合，给予多数主要电力股持有评级。

　　一、2006年行业总体发展情况

   1、行业主要经济指标与行业景气度分析2006年电力行业景气度上升。其中，因为去年基数低、电价上调，火电厂、电网利润增长较快；水电厂利润增速很小。按中国经济统计数据分析及决策支持系统的数据，今年前10个月，电力、热力的生产和供应业销售收入同比增长19.05%，利润总额同比增长37.95%；其中，受电价上调影响，火力发电行业销售收入同比增长18.43%，利润总额同比增长50.74%；受06年来水偏枯影响，水力发电行业销售收入增长9.69%，利润总额同比增长3.06%；供电行业销售收入增长20.25%，利润总额同比增长53.15%。2006年全年行业景气度大幅上升已成定局。

　　2006年用电量增速高于预期。根据中电联及国家统计局的数据，2006年前10个月，我国用电量增长14.05%，高于先前预期（12%左右），其中增速较快的是工业用电（14.29%）及生活用电（15.11%）；1-10月份全国发电量22452.01亿千瓦时，比去年同期增长13.0%（理论上讲，发用电量增速应该很接近，此处差异为统计口径不同的原因），其中，水电3239.55亿千瓦时，同比增长4.6%；火电18748.35亿千瓦时，同比增长15.1%；1-10月份，全国电网供电量19827.52亿千瓦时（占发电量之比为88%），售电量18541.14亿千瓦时，分别比去年同期增长14.78%和14.92%。

　　火电毛利上升明显。毛利率仍是影响发电厂利润的重要因素，受益于今年电价上调及单位燃料成本的稳定（重点合同电煤价格上涨，市场煤价较为稳定，煤质提升、煤耗减少）；而售电量增长是电网利润增长的主要原因。2006年前10个月，电力生产业（电厂）收入同比增长16.9%，毛利率为20.5%，同比增长1.4个百分点；其中，火电毛利率16.25%，比去年同期上涨2.5个百分点；电力供应业（电网）收入同比增长20.25%，毛利率比去年同期（6.62%）略低，为6.21%。

　　2、行业主要产品市场需求与价格变化2006年电力需求仍然比较旺盛，用电量增长预计约为13.5%，略高于我们的预期；全年缺电地区及时段大幅减少，供需逐步实现大致平衡，发电厂产能利用率下降。1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时为4363小时，比去年同期降低177小时，降幅为3.90%。其中，因干旱少雨，水电设备平均利用小时达2963小时，比去年同期降低207小时，降幅为6.53%；火电设备平均利用小时4675小时，比去年同期降低205小时，降幅为4.20%。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为宁夏、贵州、云南、山西、河北、吉林、甘肃、浙江、辽宁、青海、天津和湖北，其中的云贵、湖北等均有水电少发力的因素在起作用。

　　2006年全国装机容量预计增长15.7%。1－10月份，全国新增生产能力（正式投产）6693.75万千瓦。其中水电738.27万千瓦，火电5914.54万千瓦。发改委副主任张国宝曾预计全年新增机组超过7000万千瓦，国务院发展研究中心估计约为7500万千瓦，目前看来有望达到8000万千瓦，在2005年底总装机5.09亿千瓦的基础上增长约15.7%。这个速度高于目前的电力需求增长速度(约为13.5%)，故导致火电机组利用小时数普遍下滑。

　　2007年用电需求预测。预计明年我国发用电量增速仍在相对高位，但增速会有明显下滑，预计约为11.5%左右。结合GDP增速下滑、节能社会建设、产业升级等因素，我们预测2007年-2009年的社会用电需求分别增长11.5%、9%、7.5%。因为我们下调了电力消费弹性系数，故这个预测比一些证券机构要略为悲观，敬请注意。

　　2007年机组利用小时数预测。预测2007年、2008年投产装机容量分别达到8000万千瓦、6000万千瓦以上(合计超过1.5亿千瓦)，增长率分别约为14%、10%；2009年预计为7%左右。由于2007年、2008年机组装机容量增速仍高于用电需求增速，故机组利用小时数继续下滑，同比分别为4-5%、1.5-2%左右。预计2009年企稳回升，2010年起实现新的供需均衡。

　　十一五期间，国家将关停凝汽式燃煤小机组1500千瓦，关停老小燃油机组700万千瓦。

　　发改委已要求各地加快关停小火电，并公布了1999－2010年间的小火电关停清单，共计1200台机组，总装机规模1600万千瓦。这个数量不算少，但有的会进行以小改大；有的会在夏季供电高峰临时开机，对缓解全国性的电力过剩帮助有限，对个别小机组较为集中的地区（比如，河南、广东）

　　较有帮助。2005年至2006年9月底，河南省已关停近80万千瓦小火电机组，还余有大约820万千瓦小火电机组。广东单机装机容量低于13.5万千万的火电机组（燃煤、燃油）也有1000万千瓦左右的总装机，2005年时小火电装机容量约占全省总装机容量18%。

　　2006年下半年电价上调，将导致2007年全年均价同比小涨。2006年7月初启动第二次煤电联动。不同地区的调整幅度相差较大，全国燃煤机组上网电价平均上调0.01174元/度(含税)；除华东、西北(调整幅度很小)外，华北、东北、华南、华中、山东上涨幅度的主要区间在3－5%左右；大多数水电站上网电价没有调整。同时，也调整了终端电价，全国平均上调约0.02494元/度。

　　预计未来电价的变化，主要会体现在终端电价的结构性上涨（针对高耗能企业等），电厂上网电价会较为稳定，以迎接竞价上网改革。

　　3、新政策变化影响2005年5月、2006年6月，煤电价格联动实施方案两次实施，证券市场的反应均较为平静。

　　这是因为：第二次联动火电上网电价上调幅度低于市场预期；在时间上，也比市场预期的晚，投资者已经盼了半年有余。显然，主管部门不太在意于发电端电价的上调，似乎不甚情愿；终端电价方面，居民用电轻易不动，主要考虑提高高耗能工业用电的价格。这也许会是最后一次上网电价价格向上调整的煤电联动。

　电价市场化改革还在推进。仅就2006年年内而言，电价市场化改革(竞价上网)尚未全面正式运行，对发电企业的影响小。从东北区域市场遇到的问题来看，各地试点虽多，实际进展可能不会太快，估计2007年仍不会有大的突破。但市场担心其中长期的影响偏向利空。

　　电力改革比较引人注目的遗留问题是对电网企业如何处置。个人认为，这对发电企业及已上市的中小供电股影响不大，暂不给予分析。一些原属于电网所有的发电资产也在陆续处置之中，其中一部分可能落入上市公司手中，一部分正是体现为上市公司的股权。我们认为，倘若这些资产溢价拍卖之后的真实ROE多在7-8%左右（电力企业通常按8%来安排项目投资），倘若市场认可的火电股PE合理估值为12-14倍，当电力股负债率高企时，收购的短期意义及财务意义均不大。

　　二、上市公司层面的情况