| 1. 11 月以来煤炭价格快速下降 我们注意到11 月以来动力煤价格呈现加速下跌的态势。11 月17 日，中转地秦皇岛港发热量为6000 大卡的大同优混煤价已降至790 元/吨，较上周下跌达90 元/吨。进入11 月份以来，累计已下跌约160 元/吨，跌幅高达16.8%。产地煤价也呈现继续下行态势，11 月10 日，发热量6000 大卡的山西大同地区动力煤价格为540 元/吨，较10 月底下跌30 元/吨，跌幅为5.3%，较8 月份的历史高点620 元/吨下跌80 元/吨，跌幅为12.9%。煤炭价格特别是动力煤价格的大幅下跌无疑将帮助火电企业缓解今年以来沉重的电煤成本压力。 而财政部日前亦表示，将在全国范围内叫停煤炭生产、销售过程中强制征收的各类收费和基金，从而有利于火电企业用煤成本的进一步下降。另外，煤炭增值税率由13%上调至17%，将增加火电企业的增值税抵扣额度，也将对2009 年火电行业用煤成本的降低起到正面作用。 2. 海运价格快速下跌缓解东南沿海火电企业成本压力 另外值得注意的是，电煤海运成本也出现了大幅下跌。由图3 可以看出，2008 年11 月国内主要煤炭运输港口至东南沿海主要煤炭消费地的海运价格较2008 年6 月的最高点大多有75％左右的下跌，相当于吨标煤成本降低110-140 元/吨，较2007 年同期亦大多有65％左右的下跌，相当于吨标煤成本降低70-110 元/吨。 海运价格以及煤价的快速下跌使得火电企业特别是东南沿海成本压力明显缓解。以华东地区沿江电厂煤炭接收价格为例，下跌幅度普遍较前期高点下跌20%以上，跌幅一般在200-250 元/吨。 3. 2009 年重点合同煤价有望保持不变 上半年国际、国内煤炭价格飙升的背后，是国际原油以及天然气价格持续大幅上涨引发的全球能源消费重心被迫重新向价格相对较为低廉的煤炭转移。下半年以来国际石油及煤炭价格均出现持续大幅下跌，从而有利于国内煤炭价格的回稳。 从煤炭库存情况来看，11 月以来秦皇岛港煤炭库存再次出现快速攀升的态势，11月16 日达到922.6 万吨，而秦皇岛港的核定最大库存能力仅在900 万吨上下。而与此同时，直供电网的煤炭库存继10 月末达到4402.6 万吨之后，进入11 月份后继续攀升，11月2 日升至4543.4 万吨，比10 月末再增加140.8 万吨，按照11 月2 日当天电煤日耗水平150 万吨计算，月末电煤库存可用天数已经高达30 天，整体库存水平处于超高状态。电厂煤炭库存的高企无疑将进一步缓解电煤供需矛盾，有利于火电企业谈判能力的提升。 市场煤价的快速下滑、库存的高企以及需求的疲弱使得煤炭企业上调2009 年重点合同煤价要求的合理性被严重削弱，而国家“保增长”的强大政策压力可能也会对煤炭央企的决策行为造成一定影响，综合目前得到的信息判断，我们认为2009 年的重点合同煤价有较大的希望能够保持不变。 4. 企业存货压力或为用电量快速下滑主因 4.1 10 月份全国发电量及全社会用电量增速快速下滑。 10 月份当月全国发电量为2645 亿千瓦时，同比降低4.0%，其中火电发电量2114亿千瓦时，同比下滑5.3%，水电发电量447 千瓦时，同比下降1.4%。全社会用电量2704亿千瓦时，同比下降2.2%。 4.2 企业存货压力或为近两个月用电量快速下滑主因 今年2 月通货膨胀率升至近11 年来的最高点（8.7%），与此同时，在全球范围内也正在经历一场商品价格的全面飙涨，强烈的通胀预期使得众多企业加大了原材料的采购力度，想方设法囤积商品和原材料。而这种囤积行为进一步加剧了通货膨胀和原材料的短缺现象，使得国内企业对全球金融危机引发的经济衰退可能导致的通缩趋势估计不足。随着需求减弱以及通胀预期回落，通胀—通缩的快速转变导致企业的大量高价原材料库存难以消化，需要经过一段痛苦的调整期。在这段存货调整期内，工业生产的正常行为被打乱，大量企业减产或停产，导致生产的急剧下滑。 从对中国制造业采购经理指数（PMI）体系的观察中可以发现，在产成品库存指数持续上升，达到05 年以来新高的同时，生产指数则快速下滑，10 月份更是骤降10.3 个百分点，降到了05 年以来的新低，与此相对应的则是最近两月突然出现的钢材、铁矿石及电力等产品的供应过剩。我们认为企业先前的囤积行为在加剧通货膨胀的同时造成了今年以来工业生产的大起大落，进而导致了近两个月电力需求的快速回落。 随着高价库存的清理完毕，工业生产活动将有所回升。而从原材料库存指数的变化情况来看，制造企业上半年囤积的原材料库存近几个月持续下降，显示企业的库存清理正在进行当中。另外，国家及地方政府强力推出的一系列经济刺激计划也使得我们对未来工业生产活动回暖带来用电需求的逐步回升仍然抱有信心。 5. 维持电力行业整体“增持”评级 电价、煤价、需求三大主要因素中，电价、煤价对火电企业业绩影响最大，需求则影响较小。以下以2008 年为例进行分析，我们试图给出火电行业的情景分析图景： 电价：预计2008 年全国火电行业销售收入将在9500 亿元左右，若电价下调10％，则相应减少销售收入10％，相当于减少950 亿元税前利润； 煤价：2008 年全国1-10 月发电消耗原煤11.2893 亿吨，全国供电平均标准煤耗347克，结合火电企业发供电情况可以推算出全国电厂使用的电煤平均热值已经低于4800大卡/千克，因此在此我们以今年秦皇岛普通混煤（>4500 大卡/千克）的均价来估算2008年电厂用煤的吨煤单价（大约在550 元/吨）。以全年耗用原煤13.8 亿吨计，若煤价下降10％，则相应减少约650 亿元的成本，相当于增加650 亿元的税前利润。 需求：需求对火电行业的影响最终体现在对发电设备平均利用小时数的影响方面。若利用小时数下降10％，其最终效果相当于减少300 亿元的税前利润。 事实上，电力需求与煤价呈现正相关关系。若电力需求出现快速下滑，表明工业部门生产活动明显减弱，煤炭的下游需求增速将大幅回落直至负增长，未来煤炭价格的跌幅很可能远超出电力需求的跌幅。因此在电价不变的情况下，若以利用小时数降低5％，煤价相应下跌10％的情形来计算，可增加火电行业全年利润总额500 亿元，几乎相当于火电行业2007 年全年利润总额的70％。 因此我们认为，煤价及海运价格下跌有利于降低火电企业的成本压力，足以抵消需求下滑带来的不利影响，在2009 年经济增速大幅回落的大背景下，火电行业盈利有望逆流而上。另外，电价2009 年仍有一次上调机会的预期犹存，因此电力行业是2009 年极个别几个销售价格有望上调（至少保持不变），而销售成本有望大幅下降的行业之一。国家在今年下半年的连续两次累计上调幅度达10%以上的电价调整已经使得电力行业的盈亏平衡点得以大幅降低。根据目前的测算，即使2009 年煤价不能重新回到2007 年的水平，但只要年度均价较2007 年的涨幅在15%以内（2008 年秦皇岛山西大混煤炭年均价同比涨幅预计超过50%），电力行业的获利水平仍存在超过2007 年的可能性。我们重申对电力行业“增持”的投资评级。 考虑到电价上调预期受到削弱，而煤价存在较大的下跌空间，我们重点推荐公司业绩对煤炭价格敏感度较高的且大股东具有较强资产注入潜力的相关上市公司。建议买进母公司装机容量达上市公司3 倍以上且对煤炭价格调整敏感的的国投电力（600886），同时关注资产注入预期明确，火电、水电均衡发展的国电电力（600795），同时我们也调升之前因煤价上涨而亏损的华能国际投资评级至“增持”。 |
