三大主线布局2013年电力股

        电力行业盈利趋势反转已成定局，2013年行业盈利将继续回升。我们认为，2013年电价、煤价将总体趋稳，影响电力行业盈利持续改善的核心驱动因素，将从电价、煤价转变为电量的增长和财务费用的降低，电力企业盈利的增长将更多依赖于行业本身的需求增长。在2013年宏观经济弱复苏的大背景下，电力行业盈利、估值比较优势凸显，维持“强于大市”的评级。

　　行业供需基本平衡

　　从历史情况看，电力需求增长与GDP有比较明显的线性关系，通常称为电力消费弹性系数。我们对2002-2011年的GDP增速和发电量同比增速进行了统计，电力消费弹性系数均值为1.15。但从2012年数据看，电力消费弹性系数只有约0.70，出现明显下降。预计未来的电力消费弹性系数将进入小于1的时代，即电力消费的波动幅度将小于GDP的波动幅度，预计2013年全年社会用电量增速为6.5%-7%。

　　2012年1-10月份，全国新增装机共4753万千瓦，同比下降21.3%。其中，水电新增1035万千瓦，同比增加2.1%；火电新增2965万千瓦，同比下降27.9%，延续了2010年年底以来的新增装机负增长的格局。

　　预计2013年装机增速将超过用电增速。截至10月底，全国全口径装机容量达到106850万千瓦，同比增长8.4%。其中，水电、火电、核电、风电装机容量分别达到20632万千瓦、79079万千瓦、1257万千瓦、5589万千瓦，累计增速分别为6.9%、6.8%、5.6%、33.9%。预计2013年装机增速约为7.2%，装机增速首次超过用电增速。整体来看，电力行业供需基本平衡。

　　火电盈利持续向好

　　2013年动力煤价格低位震荡概率较大。首先，用电需求增速较低制约煤价上行空间。2013年中国经济将发生质变，政策将一改过去多年注重经济增长数量目标的做法，首次将提高增长质量作为中心议题，用电增速将比过去十年下降一个台阶，在电煤供给快速释放、下游需求增速有限的背景下，电煤价格供需关系扭转，随着中国经济结构调整，能源结构优化，电煤价格将维持低位。

　　其次，煤价成本线会成为煤价下行的支撑线。2012年年中的动力煤炭价格加速下行超出市场预期，也使得煤炭价格快速逼近煤炭企业成本线。9月份开始，各主要煤炭大省纷纷加大煤矿限产甚至停产的力度，煤炭价格开始企稳并出现小幅上涨，非市场化手段的运用使得动力煤炭价格的成本线成为煤炭价格的波动下限。从近期公布的工业增加值、固定资产投资以及PMI等数据来看，宏观经济保持回稳迹象；同时，北方天气降温幅度较大提升取暖需求，使得电力需求回暖。但秦皇岛库存却在旺季出现回升，达到664万吨，直供电厂库存达到9019万吨，逼近年内库存高点，需求层面仍不宜过于乐观。我们预计，2013年动力煤炭价格低位震荡的概率较大。

　　预计2013年火电利用小时增速为1%。在假设用电量增速为6.5%-7%、装机增速为7%的情况下，预计2013年发电设备利用小时数将保持平稳。2012年发电行业“水火两重天”——由于来水偏丰、水电多发，1-10月份全国累计降水量较多年平均增长2.5%，同比增长21.5%，水电累计发电量同比增长27.1%，累计利用小时同比增长18.6%，对火力发电产生挤出效应。由于水电具有“大小年”特征，以及2012年火电电量低基数的影响，预计2013年火电发电利用小时数有望实现1%的增长。

　　提前去产能助力利用小时回升。电力投资建设受经济波动影响较大，2003年全国大面积电荒催生2004-2006年的建设高峰，电力行业固定资产投资快速增加，2004年一年新投产装机达到5055万千瓦，打破了当时的世界纪录，超过美国当年投产装机4000万千瓦的规模。2006年装机增速高达20.3%，之后电力行业固定资产投资增速加速下行；2007-2008年电力行业进入去产能阶段；2008年金融危机后全社会固定资产投资加快，电力行业投资水涨船高，随着动力煤价格大涨，电力行业经营陷入困局；2010-2011年电力行业投资增速拐头向下，再次进入去产能阶段。火电建设周期一般为2年，水电建设周期一般为3年，由此预计2013年新增装机将维持低速。需求一旦超出目前预期，电力企业利用小时数将快速回升。

来源：中国证券报