| 火电发电量增速大幅下滑： 2008年6月份，火电发电量同比增长6.8%，同比回落12.6个百分点，环比下降2.4个百分点。火电发电量增速大幅下滑的主要原因是电煤供应紧张及煤价大幅上涨电力企业发电意愿下降所致。目前，全国多个省份出现缺电现象，预计全国缺电达到1600万千瓦。 政策出台难解行业危机： 国家发改委同时公布电价上调和电煤价格临时干预措施。其中，全国上网电价平均上调1.74分/千瓦时，仅能弥补约50元的煤价上涨。 我们认为电价上调的幅度远不能弥补煤价上涨带来的成本增加，电力行业的经营困境并未得到实质性改善。 煤价：限价政策出台后煤价继续上涨 电煤价格干预措施并未起到预期的效果，自措施出台后，电煤价格继续大涨，秦皇岛动力煤价格已突破1000元/吨。发改委已发布进一步完善电煤临时干预措施的通知，对主要港口和集散地动力煤实行最高限价，政策效果尚待观察。 华能国际中期预亏行业风险有待释放： 截至目前，已有多家电力公司预亏，其中包括行业龙头——华能国际，以及华电国际、粤电力等。行业龙头首次发生亏损，反映火电行业几乎陷入全行业亏损的境地，行业经营十分困难。我们预计年内政府将进一步进行干预，不排除再次上调电价的可能。 我们预计随着中报业绩的公布，行业的投资风险将进一步释放。 投资策略：继续等待投资机会 我们认为电力行业的投资机会尚未到来。一方面，电力行业的中报风险有待释放，另一方面，需要时间观察已公布的政策效果，并期待进一步的干预措施出台。 我们认为目前适合电力行业的估值方法是市净率法。从长期看，电力行业的ROE为10~15%，合理的p/b应为2~3倍，目前行业平均p/b为2.4，较为合理，考虑到行业正处于最低谷时期，我们认为p/b将继续下跌，建议继续等待。 2008年上半年行业数据回顾 全社会用电量增速继续回落 2008年1-6月份，全国全社会用电量16908.63亿千瓦时，同比增长11.67%，同比增速下降3.89个百分点，环比增速下滑0.75个百分点。其中，第一产业用电量413.02亿千瓦时，同比增长4.95%；第二产业用电量12930.01亿千瓦时，同比增长11.13%；第三产业用电量1639.51亿千瓦时，同比增长12.28%；城乡居民生活用电量1926.09亿千瓦时，同比增长16.51%。 其中，全国工业用电量为12764.69亿千瓦时，同比增长11.08%；轻、重工业用电量同比增长分别为6.60%和12.10%。 全社会用电增速继续回落，主要原因是居民生活用电和第三产业用电增速回落，分别比上月回落1.9和1.47个百分点。 火电发电量增速仅为6.8% 1-6月份，全国规模以上电厂发电量16803.19亿千瓦时，比去年同期增长12.9%。其中，水电2148.74亿千瓦时，同比增长18.5%；火电14149.83亿千瓦时，同比增长11.7%；核电329.19亿千瓦时，同比增长25.9%。 从单月发电增速来看，全国发电量和火电发电量月度增速大幅回落，6月份全国发电量增速为8.3%，火电发电量增速仅有6.8%，分别同比下降8.7和12.6个百分点，环比回落3.5和2.4个百分点。 从发电设备利用小时看，1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时为2380小时，比去年同期降低52小时。其中，水电设备平均利用小时为1553小时，比去年同期增长61小时；火电设备平均利用小时为2555小时，比去年同期降低50小时。 值得注意的是，6月份火电发电量增速仅为6.8%，同比回落12.4个百分点，环比下降2.4个百分点。火电发电量增速大幅回落的主要原因是煤炭供应紧张以及煤价高涨导致电力企业发电意愿下降。 目前，全国多个省份（广东、山东、山西、浙江、河南、湖南等）出现缺电现象。据电监会预测，今夏全国缺电约1600万千瓦，其中国网缺电约1000万千瓦，广东缺电约600万千瓦。自6月19日，电煤价格干预政策出台后，煤价继续大幅上涨，吞噬了电价上调带来的收益，全国缺电的局面有可能愈演愈烈。 由于火电机组发电意愿下降，预计全年火电设备的平均利用小时数难以出现大幅度的回升。但是，五大发电集团下属的电厂，特别是大型机组，由于承担着更多的社会责任，其利用小时数将会显著高于平均水平。 新机投产放缓小火电关停加速 1-6月份，新增生产能力（正式投产）3301.85万千瓦。其中水电704万千瓦，火电2449.61万千瓦，风电136.84万千瓦。和去年同期相比，全国新机投产减少536万千瓦，其中火电新机投产比上年同期减少907万千瓦。 同时，1-6月份，全国关停小火电机组836万千瓦，完成全年关停任务的64.3%，而去年同期全国关停小火电550万千瓦。预计去年小火电的关停进度有可能加快，从而超出年初的计划1300万千瓦。 由于火电行业的盈利能力大幅下滑，火电新机组的投产进度可能低于预期，而小火电的关停进度有望加快，使得未来有可能再度出现类似于2003-2004年的供电紧张局面。 煤炭价格走势回顾 电煤价格干预措施出台之后 2008年6月19日，发改委发文对电煤价格进行干预，要求全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价（车板价）均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价。但电煤干预之后，煤炭价格并未取得政府期望的效果，反而继续大幅上涨。 坑口价：截至7月20日，大同优质动力煤（6000大卡）价格达到620元/吨（不含税），比6月20日上涨了90元，比年初上涨了270元，上涨幅度为77%。 港口价：截至7月21日，秦皇岛大同优混（5500大卡）的平仓价为980-1010元/吨（含税），比限价时上涨了130-140元/吨，比年初上涨470元/吨，涨幅达到90%。 电煤价格干预措施并却取得预期的效果，我们认为主要原因在于： （1）电煤的价格是由电煤的供求关系决定的，而价格干预措施并不能从根本上改变煤炭供求关系。近年来，国家进行安全整顿、关闭中小煤矿、淘汰落后产能的措施得到实质性推进，乡镇煤矿产能受到抑制，但钢铁、电力等主要用煤行业产能扩张迅速，导致了目前煤炭市场的供应紧张。 （2）我国的煤炭产量巨大、流通链条较长，政策的落实存在着现实的困难。从生产环节看，我国小煤矿数量众多，且非常分散，对其价格控制难度相当大。从流通环节看，“限价令”的对象是针对煤炭企业出矿价格，对中转港口及流通环节的煤炭市场交易价格并未做严格限制，“限价令”的出台使人们意识到煤炭资源的紧缺，从而加剧煤炭市场的投机。 （3）电煤临时价格干预措施的出台降低了煤炭资源的可流动性。在“限价令”中，政府重申了重点电煤合同的执行和兑现问题，因而各主产地力保重点电煤供应，相对降低了市场动力煤的供应，使得市场动力煤的供求关系更趋紧张，从而推动近期市场动力煤交易价格继续上行。 7月24日，国家发改委以发改电[2008]248号《关于进一步完善电煤价格临时干预措施的通知》，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施。对主要港口和集散地动力煤实行最高限价，规定秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格不得超过6月19日价格水平，即发热量5500大卡/千克动力煤限价水平分别为每吨860元、840元和850元。发改委再次限价的效果有待观察。 电煤价格未来走势展望 自6月19日，发改委电煤价格干预措施实施以来，煤炭价格连创新高，秦皇岛动力煤价格已经突破千元大关。 我们预计，在政府的干预下市场煤价格有望小幅回落，但由于合同煤与市场煤价差高达200-300元/吨，明年的合同煤价格可能继续上涨。 （1）煤炭的价格由煤炭的市场供求关系决定，煤炭供需关系的紧张是煤价大涨的根本原因。过去几年，煤炭产量的增速一直低于耗煤行业（火电、钢铁、水泥等）的增速，特别是自2007年开始，国家陆续关停不具备安全生产条件的中小煤矿，使得煤炭产量难以满足相关行业的需求。 2008年上半年，煤炭产量的增速已超过钢铁、水泥、火电的增速，这一方面是受宏观调控影响，高耗能行业受到抑制，另一方面是因为政府对煤炭行业采取了增产措施，要求各地加大煤炭开采，加快小煤矿的验收复产等。若煤炭产量维持快速增长，煤炭价格的上涨势头有可能得到抑制. 但是，我们担心煤炭产量的增长能否持续。“512”特大地震后，为缓解煤炭的供应紧张局面，国家发改委要求煤炭主产省加快小煤矿复产验收工作，但小煤窑复产有可能增大发生矿难的几率，而矿难一旦发生，又会发生大面积的停产整顿现象，从而影响煤炭供应。 （2）全社会库存依然不乐观。截至5月底，全社会库存同比下降6.81%，电力库存和煤矿库存分别比去年同期下降22.91%和16.16%，但港口库存却同比增长9.33%。在政府进一步的价格干预措施下，煤炭市场的投机成分有望被挤出，使得煤价小幅回落，但煤炭供应的紧张使得煤价难以出现大幅回落。 从电厂库存看，截至6月末，直供电厂电煤库存为2174万吨，同比下降23.47%，可用天数为11天。 政策组合拳出台难解电力行业之困 为缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，国家发改委最终决定自2008年7月1日起上调电价，其中全国销售电价平均每千瓦时提高0.025元，全国上网电价平均上调1.74分/千瓦时，幅度约为5%。 同时，为防止煤、电价格轮番上涨，发改委决定自2008年6月19日至2008月12月31日对电煤价格实施临时干预措施，要求全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价（车板价）均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；临时价格干预期间，煤炭生产企业供发电用煤出矿价（车板价）一律不得超过最高限价。 为确保临时干预措施的全面落实并取得实效，7月25日国家发改委再次发出通知，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施，对主要港口和集散地动力煤实行最高限价，规定秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格不得超过6月19日价格水平，即发热量5500大卡/千克动力煤限价水平分别为每吨860元、840元和850元。 我们认为： （1）上网电价上调幅度基本符合预期。电价上涨在一定程度上缓解发电企业的困境，但电力企业的困境并无根本改善。根据测算，电价每上涨1分钱，可弥补电煤上涨28元/吨的成本上涨，本次上网电价平均上涨1.74分/kwh，基本可弥补电煤上涨50元的成本，远不足以弥补电力行业成本的上扬。我们估计上网电价需上涨20%，即7-8分/kwh才能使电力行业的盈利能力恢复。 （2）各地电价上调幅度不一，其中南方电网、华中电网和华东电网的机组上网电价上调幅度较高，分别为8.1%、5.69%和4.98%，特别是云南、广西、重庆的上网电价上调幅度分别达到12.95%、9%和8%，为本次电价上网电价上调幅度最大的三个省（区），而东北电网的上网电价上调幅度较低，仅有2.12%，显示本次电价上调是成本推动，调整幅度主要依据成本上涨幅度而定。 （3）由于电力价格是国民经济的基础价格，考虑到电价上调对CPI以及下游行业的影响，电价的上调不可能一步到位。我们认为电力行业的盈利恢复需要较长时间，估计需要2-3年时间电力行业才能恢复过去的盈利能力。 （4）电力行业走出困境的根本是国家理顺能源价格机制。 行业龙头预亏业绩风险有待进一步释放 煤价的大幅飙升，使得火电行业几乎陷入全行业亏损境地。截至目前，已有20多家电力公司发布业绩下滑或者业绩亏损公告，其中包括华能国际、华电国际、粤电力等火电龙头公司。 能源结构多元化（拥有水电、核电或其他业务）或拥有煤炭资源的公司，如国电电力、国投电力、大唐发电、金山股份等公司业绩也有所下降，但能够保持盈利。 行业龙头首次发生亏损，特别是华能国际的预亏，反映火电行业几乎陷入全行业亏损的境地，凸现行业的危机深重。 华能国际是我国最大的独立发电公司，代表着我国火电行业最先进的生产力，公司的平均单机容量最大，供电煤耗最低，华能国际的亏损说明电力行业已不堪煤价上涨，火电行业的经营状况已恶化到最坏情况。华能国际的亏损，使我们相信年内政府再次进行干预的可能性增大，由于电煤价格干预的作用有限，我们认为政府有可能再次上调电价。 我们认为随着电力公司的业绩公布，电力板块的估值有可能继续下跌，使得投资风险进一步释放。 下调行业为“中性”评级建议继续等待机会我们认为电力行业的投资机会尚未到来。 我们认为对于一个处于周期底部的行业并不适用市盈率（P/E）法估值。 目前电力行业正处于行业的低谷时期，盈利能力恶化，适合电力行业的估值方法是市净率（P/B）法。 从长期来看，电力行业的平均静态P/B为3.58倍，最低为1.54倍（2006年9月），最高为6.82倍。我们认为从长期来看，电力行业的盈利能力（ROE）在10%~15%之间，因而其合理的P/B应该在2~3倍。目前，电力行业的平均P/B为2.4倍，估值较为合理，考虑到目前电力行业正处于经营最困难的时期，我们认为其P/B仍有继续下跌的空间，因而下调行业评级为“中性”，建议继续等待机会。 |
