2010年提前布局电力股

( 三峡泄洪大坝 )

2010年投资电力行业的关注点将从之前的煤价和用电量转向上市公司本身的资产规模和质量。

关注点转移的原因，一是煤电产业链上利润分配格局以及电力行业内部利润分配格局的改变：煤价变动趋势的稳定决定了煤电产业链上，利润分配将趋于稳定。二是电力改革动作的进一步深化，行业内部利润分配将呈现两个特点：输配电价定价机制若能制度化，电网企业目前对发电企业的强势地位将减弱，利润分配不利于发电企业的局面会得到改善。三是直购电和竞价上网的推行，发电企业内部利润分配将向那些大机组、低成本、靠近负荷中心的电力企业倾斜。

利用小时于2010年见底的概率大

始于2008年三季度的用电需求下滑趋势，在经济复苏的驱动下，2009年6月份以来连续3个月单月用电量、发电量正增长，并在8月份实现累计用电量和发电量双双由负转正。

我们分别采取两种方法对2010年全社会用电量做出预测：

回顾历史，1998年中国经济进入重化工阶段后，弹性系数开始升到1以上并一直维持。中国城市化进程远未结束的现实决定了发端于上世纪末的重化工业进程并未结束，在经历2008～2009年的巨幅波动后，电力弹性系数将回到均值。根据中电联公布的各行业用电量月度增速和占比，再汇总预测出2009～2011年全社会用电量增速。我们预测2009～2011年装机增速分别为6.81%、8.27%和7.09%。

国内主机主要由上电、哈电和东电三大集团提供，三大主机厂产量占全国产量80%以上，因此可以依据三大主机厂产量增速情况判断全国装机增速。考虑电厂建设周期，电站设备从出厂到投产一般要经过一年半到两年时间，因此2009年新增装机一般是2007年附近生产。2008年因煤价上涨，部分新增装机工程进度推迟，这部分延迟量将推迟到2010年陆续投产。2007年全国关停小机组1438万千瓦，2008年关停1669万千瓦，预计2009～2011年平均关停规模维持在1300万～1500万千瓦。

根据测算，基于谨慎预期，全社会用电量取分行业预测汇总值，2009～2011年用电量增速分别为5.89%、5.76%和9.01%，利用小时分别为4561、4484和4540。

煤价预期与产业链利润分配 预期趋于稳定

决定中国动力煤价格走势的因素是有效供给和需求所决定的供需张力。分析2010年动力煤走势，需求将跟随用电量的复苏而增长，有效供给则同时受到产能增加和行业集中度提高的影响。

从需求角度看，发电煤耗与供电煤耗一直保持在稳定的区间内，因此动力煤需求与发电量呈现高度正相关。2008年全国电煤消耗13.4014亿吨，根据我们的测算2010年发电量相比2008年增长12.98%，2010年电煤需求约在15.1409亿吨。

从有效供给的角度看，2007年后煤炭行业的固定资产投资将于2010年开始迎来投产期，动力煤产能将有很大的增长。同时，根据国家“十一五”、“十二五”铁路运输规划，2010年之后，煤炭铁路运输瓶颈将得到极大的缓解。仅由于蒙西“煤运第三通道”的建设进程低于规划，可能造成部分蒙西、宁夏地区2010年可能存在局部运力紧张情形。此外，去年山西省的煤矿整合无疑会加强地方政府和大煤炭企业对有效供给的控制力，大的煤炭集团通过控制实际产能释放来影响煤价的能力得到增强。

由此，我们认为未来动力煤价将呈现出长期缓慢上涨的趋势，其中合同价长协化，每年订货会决定涨幅，市场煤价则围绕合同价根据短期供求形势波动。行业集中度提高决定了再现2009年一季度紧张的供需张力很难，若需求回落，已经尝过甜头的地方政府和煤炭集团有动力通过产能压制来维持供需张力。新增产能的释放则压制了动力煤价大涨的空间，在电煤需求回升至受运输瓶颈压制前，产能释放保证了并不会使供需张力变得更紧张。电力企业动力煤合同呈现长协化和厂对矿的趋势，集团层面签订时间跨年的长期协约，约定量和每年价格上下移动的幅度，电厂则与具体的煤矿落实年度的煤炭供应量和价格。除了集团层面签订长协保障量的供应外，电力企业自身也开始向上游涉足，去将资源抓在自己手里。

煤价的长期增长幅度取决于两点：下游上网电价提升，将迅速传导至上游动力煤价格，电价调整幅度决定了煤价调整幅度。上大压小提升了电力企业机组质量，也提高了承受煤价能力；电力企业资产质量的改善也给了电煤价格上调的空间。

煤价的长期缓慢上涨意味着产业链利润分配从过去利润大幅度向煤炭转移变成利润小幅转移，同时电力资本也开始向上游介入以分享上游利润。若二次电改能在价格传导机制上取得突破，煤电将从现在的利益相对方转为利益共同体。

关注资产质量：二次电改打通价格传导机制可提升估值

2009年初至现在，针对电力改革的谈话、文件和具体实行通知密集出台，政府下决心重新推动电力市场化改革的决心一览无遗。如果把2009年政府的表态和一些预备性动作（如推出直购电合同等）作为二次电改的序幕，那2010年很有可能会是这幕大剧从序幕迈向正剧的开始。

我们分析认为二次电改可能的重点改革方向和措施有：

放开电价试点：放开发电企业上网电价，实行竞价上网，销售电价与竞争形成的上网电价实行定期联动，并通过对发电企业报价规定最高限价来约束。

输配电价试点：推出《输配电定价成本监审办法》，合理确定电网成本，并以省级电网为单位进行试点。

加快推进直购电：抓紧核定各地区的电网输配电价标准，推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，并适时逐步放宽市场准入条件；具备条件地区，对2010年及其以后新核准的发电机组所发电量和电价，可由发电企业与电力用户协商确定，电网企业输配电价按照比大用户直购电输配电价标准降低20%执行，并逐步过渡到按输配电成本定价。

调整标杆电价：根据当前燃煤机组造价、煤价、设计利用小时对各地区标杆电价进行校核，适当调整，点火价差较低的区域未来上调电价的幅度相对较大，而点火价差较高地区将难以再次上调，甚至存在下调的可能性；逐步提高老水电上网电价，提价收入主要用于解决移民扶持及库区生态问题。

若这些潜在方向和措施能落实，其最大意义是能够实现初步的市场化价格传导机制。竞价上网、上网电价与销售电价定期联动调整是为了改变原来僵化固定的产业链定价体系，煤电产业链条的价格传导机制将逐步放开。省网级别输配电价改革试点和出台《输配电定价成本监审办法》则是为放开价格传导机制扫清障碍。加快直购电的推进相当于初步建立起发电商与用户之间的双边交易市场，而新老机组电量电价决定机制的不同则为发电商大规模参与直购电提供了动力。

我们认为，若煤电产业链上价格传导机制打通，电力股估值水平能得到明显提高。我们理解估值有两个层面，一个是行业与公司本身长期盈利发展潜力决定的合理估值水平，一个是当前股价和市场平均预测EPS所决定的估值水平。

电力行业作为典型的弱周期、公用事业类行业，其长期合理估值水平在20～25倍PE。目前市场对电力企业盈利预测时，电价都是作为政府控制的外生变量，因此当煤价同比上升时，不考虑电量和装机规模增长的话，电力企业EPS预测必然呈下降趋势。若价格传导机制打通，电价不再作为外生变量考虑，则当煤价同比上升时，电价也可以相应调整以抵消部分煤价上涨对利润的侵蚀，与电价假设不变的情形相比，预测EPS将提高。因此，若价格传导机制打通，在电价外生不变假设下预测的EPS对应的估值水平将可以提升（即目前的估值水平），因为同样的股价对应电价定期调整假设下预测的EPS估值会大幅下降。若直购电和竞价上网政策得到大范围推广和实行，那些大机组、低成本、靠近负荷中心的电力企业能够享受估值溢价，可以提升估值水平。

总结：建议关注上市公司资产质量的出发点是对电力改革后续深化的判断，若2010年在价格传导机制和直购电、竞价上网上取得突破，那些资产质量高的电力企业将能够享受更高的估值。

我们理解的资产质量有两个层面，一是机组质量：大机组比例高、综合煤耗低的企业因为其低成本而在电量竞争中更具有优势；二是区域分布：越靠近大负荷的电力企业在直购电和竞价上网中越占优势，坐落在用电负荷大、增长快区域内的机组享有优势。

沿着机组质量和区域分布两条线，我们筛选并推荐华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、建投能源、上海电力、申能股份和内蒙华电；一旦二次电改推进涉及电价传导机制联动和竞价上网阶段，则建议开始积极配置。

关注资产规模：重点是高确定性的成长空间

从自下而上的角度看，今年电力行业超额收益的来源是精选个股，那些“小公司+大集团+股东支持力度大”的电力企业是我们筛选的对象。

2007年4月，国务院《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》指出：加快国有电力企业股份制改革，支持国有发电企业整体或主营业务上市，引入战略投资者，实现产权多元化。从过去几年电力上市公司在资本市场的动作看，国有发电企业资产证券化的进程尚在继续中，过去2年高煤价困境下，外延式资产规模扩张是行业超额收益唯一来源。因此，在一线电力股中，我们关注五大发电集团资产规模、盈利与上市公司的比较。二线电力股中，我们根据上市公司与集团资产比较以及股东支持力度，给出重点关注和研究对象的标的组合。

2010年的电力股投资建议

我们建议，等待政策深化，战略性提前布局电力股。

自上而下看，政策深化决定估值提升。最值得期待电力改革的进一步深化动作，若输配电价成本加成定价原则试点、上网电价销售电价定期联动与直购电竞价上网得以实施，电力股估值水平将得到有效提升，行业性投资机会显现。为电力改革深化而布局，着眼于公司资产质量，配置大机组、低成本且靠近负荷中心的公司，推荐华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、建投能源、上海电力、申能股份和内蒙华电；一旦电力改革深化涉及电价传导机制联动和竞价上网阶段，则建议开始积极配置。

自下而上看，规模变化带来超额收益。最值得关注具体公司资产规模的成长和扩张，电力企业资产证券化过程远未结束，那些大集团中的小上市公司若能获得股东对其发展的大力支持，资产规模的外延式扩张和内生成长都将不是奢望，这当中蕴藏着超额收益机会。为博取超额收益，着眼于公司资产规模，配置小公司、大集团且股东支持力度大的公司，推荐西昌电力、内蒙华电、建投能源和文山电力；建议重点关注三峡水利、东方热电、明星电力和岷江水电。

现在布局电力最大的风险来自二次电改最终无疾而终，电力股估值提升难以实现，因此需要考虑若出现这种风险，现有股价有无安全边际。目前重点电力公司2010年平均PE20，平均PB2.4；考虑到2010年电量继续持续回升趋势概率大、煤价难以大幅上涨，目前估值水平安全边际很高。

从潜在收益角度看，若2010年电力改革政策得到深化，打通上游煤价传导机制的试点政策出台，则一方面电力企业因电价调整带来业绩上升，另一方面因行业竞争环境发生根本性变化而提升估值，届时电力股将有一波EPS（每股收益）与PE（市盈率）同向变动的戴维斯双击行情。■

（作者为国金证券电力行业分析师）

利用小时预测

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009E 2010E 2011E

GDP增长率10.10% 10.40% 11.60% 13.00% 9.00% 8.40% 9.50% 9.00%

电力需求弹性系数1.36 1.21 1.11 0.58 0.70 1.05 1.10

全社会用电量（亿千瓦时）24940.00 28248.00 32458.00 34268.00 36282.96 39902.18 43852.50

全社会用电量增速14.00% 14.42% 5.23% 5.88% 9.98% 9.90%

全社会用电量（亿千瓦时）24940.00 28248.00 32458.00 34268.00全社会用电量增速14.00% 14.42% 5.23% 3.93% 5.74% 9.01%

全国发电量（亿千瓦时） 19052.00 21943.52 24145.76 28344.00 32559.00 34334.00 36683.51 38790.60 42284.60

全国发电量增速 15.18% 15.18% 13.30% 13.50% 14.44% 5.18% 6.84% 5.74% 9.01%

设备利用小时5425 5221 5011 4677 4476 4400 4456

利用小时同比变化值-203 -187 -337 -201 -76 55

年底累计装机（万千瓦） 39140.78 44238.73 51718.48 62200.00 71329.00 79253.00 84653.00 91653.00 98153.00

年底累计装机增速16.91% 20.27% 14.68% 11.11% 6.81% 8.27% 7.09%

当年新增装机（万千瓦）6326.00 10117.00 10009.02 9051.00 7500.00 8000.00 8000.00

淘汰机组（万千瓦）313.98 1438.00 1669.00 2100.00 1000.00 1500.00

（来源：国金证券研究所）（文 / 赵乾明） 新能源电力股票投资煤炭电费2010动力煤提前煤价电力改革布局