电力行业:煤价小涨电价未见联动-北极星电力新闻网

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我国上半年的用电量增速、火电机组利用小时数均好于预期，同时电网、火电厂上半年利润同比大幅增长。若无第三次煤电联动，预计下半年火电厂利润增速下滑，但仍有望达到15—20%。相对于公司的内生性增长，我们更看重电力行业的外延式增长。

　　电力行业好事成双

　　上半年，我国电力行业用电量和机组利用小时数两项指标都有不同程度的改善。其中，用电量增速超过预期，而上半年我国机组利用小时数下滑情况好于预期。

　　首先，上半年我国用电量增速在15%以上，超过预期。2007年1—5月份，全国全社会用电量同比增长15.83%，依然偏快，明显高于预期(通常的预测值为11—13%)，也高于2007年一季度1个百分点，主要原因是重工业用电增长过快(用电量同比增长19.32%)。国家电网6月份统调发电量同比增长15.27%。

　　1—5月份，全国发电量同比增长15.8%。其中，水电同比增长0.7%；火电同比增长18.4%；核电同比减少6.9%。与一季度相比，火电增速进一步加快(用电量增长，新机组出力)，水电出力滑坡(2007年头几个月来水偏枯，如黄河、长江流域)。尽管6月份华南、华中等地陆续进入雨季，但国家电网内重点水电厂总体来水仍比往年少5%，其中，国网公司所属水电厂来水偏少约20%；三峡水库平均入库流量同比偏少2%。受到来水减少的影响，国网公司所属常规水电厂6月份发电量同比减少5.3%。

　　其次，全国机组利用小时数下滑情况好于预期。1—5月份，全国发电设备累计平均利用小时为2011小时，比去年同期降低86小时，降幅为4.10%。其中，火电设备平均利用小时为2206小时，比去年同期降低83小时，降幅为3.63%，好于预期(4—5%左右)，也好于一季度(-6.06%)，主要原因是上半年用电量增长高于预期、新装机投产主要在2007年下半年。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、甘、陕、晋、吉、桂、辽、黔、青、蒙、冀、滇、京、津等。这些省份(西北、西南、京津唐，东北除外)的用电量增速通常也比较快。

　　1－5月份，全国新增生产能力(正式投产)2800.28万千瓦。其中水电199.13万千瓦，火电2446.89万千瓦，核电106万千瓦。电监会预测，2007年我国将新投产9500万千瓦电力装机，扣除小机组关停1000万千瓦左右，可净增8500万千瓦，增速约为13.67%。由于2006年全年投产了1.01亿千瓦增速为19.88%)，第四季度的规模尤其大，故2007年实际投运电厂装机增幅约在16—18%左右，机组利用小时下滑压力大，考虑到用电量增幅高于预期，得上调至14%，故预计全年机组利用小时下滑好于预期，约为4.0—5.0%左右。

　　电网、火电厂利润同比大幅增长

　　2007年上半年，火电厂毛利率稳定，效益普遍好于去年同期。1—5月份，按国家统计局的数据，电力企业(含供电业、发电业等)利润增长60.6%。其中，火电收入增长23.56%，同比提高7个百分点，比去年全年提高4个百分点；毛利率为16.54%，同比增加1.3个百分点，比2006年全年减少0.7个百分点；利润增速为55.36%，与2006年同期、2006年全年相近。

　　水电行业情况比较差，收入同比增速只有8.63%，利润同比增速仅为5.82%。电网的利润增速比火电行业略高。由于2006年下半年火电厂的利润基数较上半年高，月度利润要高出100%以上，若无第三次煤电价格联动，下半年火电行业的利润同比增速肯定会下滑，预计为15—20%，全年约为25—30%。

　　煤价小涨电价未见联动

　　2007年1—5月，电煤涨幅约为5%左右，基本合乎预期；其中合同电煤涨幅较大，为5—8%以上，市场电煤价格先是在2月底以后小幅下滑，6月中上旬开始企稳回升。从秦皇岛市场煤价(不包括重点合同电煤)来看，“普通混煤2”上半年均价约为335元/吨，同比增长约15元/吨；“山西大混”上半年均价约为380元/吨，同比增长也是大约15元/吨。但值得关注的是，沿海散货运价同比涨幅较大，约为16%，煤炭沿海运价涨幅也达到这个水平。

　　上半年，尽管煤价上涨5%以上，尽管多数观察家都曾认为上半年将有联动，但我们没有等来第三次煤电价格联动。受去年中期开始的第二次煤电价格联动翘尾效应影响，2007年上半年，我国火电企业上网电价同比上升约为5%。下半年若无第三次联动，电价同比增幅将向0%回归。

　　2007年，有关部门曾进行过煤电价格联动方案测算，并可能再次调高耗能工业用电价格。但目前仍不确定必然会有第三次煤电价格联动，若有，可能会在月度CPI数据明显回落后实行，也可能只在部分区域实行。燃煤电厂的排污费水平据称将上涨一倍，脱硫电价也有望向上调整；预计我国风电的电价政策也将进一步明确。

　　重点企业业绩增长良好

　　2007年上半年，重点电力上市公司业绩表现普遍较好，主要原因是：不少公司去年有再融资、IPO或资产收购、新机组投产等行为，导致发电量增幅较大。

　　2007年上半年，尽管燃煤成本上升、机组利用小时数下滑，但由于新投产机组出力、2006年下半年二次煤电联动翘尾影响，电力股上半年的整体业绩同比明显增长。不考虑未来新的资产注入或整体上市，由于实际装机容量的增加，国投电力、华电国际、大唐发电、长江电力等2007年的业绩增幅也比较高。内生增长(未考虑装机增长)方面，大唐发电、粤电力、广州控股、深能源等表现较好，这与去年中期的电价调整幅度、今年的机组利用小时数有关。

　　长期地看，随着在建机组投产、机组单机容量提升、电源结构改善，目前净资产收益率(ROE)较低的华电国际(8.4%)、国电电力(16.98,0.98,6.13%)(10.7%)、上海电力(10.26,0.10,0.98%)(6.4%)、粤电力(8.8%)、广州控股(8.65%)等，未来有望迎头赶上华能国际(16.39,0.00,0.00%)(13%，大机组比重较高)、大唐发电(12%，京津唐地区利用小时数较高、电价也较高，负债率较高)、深能源(17%，电价高)、国投电力(13%，负债率高)的净资产收益率水平。

　　换言之，我们的观点是:第一，尽管目前各火电公司的具体情况相差较大(电厂的区域位置、燃煤成本、电价、机组利用小时数、负债率、平均单机装机容量等)，但随着主要电力股规模的不断扩大(在建机组投产，或者再融资及资产收购的陆续进行)，盈利能力的差距在缩小之中。况且，燃煤成本高者，电价上调可能性较大。

　　第二，与外延式扩张(装机容量增长)相比，内生增长空间相对较小，想象空间也较小。因此我们挑选的重点电力股，还是那些2007年、2008年动态PE值相对较低、中短期内有资产注入或整体上市消息刺激的个股，而不必过分考虑未来两三年内是否具备区位、燃料成本、电价、机组利用小时数等方面的优势，因为这些已经在盈利预测时考虑到了。(陈毅聪)

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