节能调度与资产注入成明年年投资亮点

      我国将长期保持以火电为主的电源结构，从环保和资源节约从发，水电、核电和风电今后将得到更大的政策支持。08年可关注节能调度实施对水电、大机组公司带来的利好以及关注行业内资产注入公司。 

      谢军

      电力工业现状分析
      电力工业"十五"实现跨越式发展
      从电力基本建设来看，"十五"是我国电力工业发展最快的时期。"十五"期间，我国上一亿千瓦装机台阶在逐年缩短，如此高速的增长速度在世界电力工业发展史是绝无仅有的。同时，我国电网建设也取得快速发展，截至2006年底，我国220千伏及以上输电线路回路长度达到28.15万公里，220千伏及以上变电设备容量达到98131万千伏安，分别比2002年增加1391.64和86.25。

      从电力技术来看，我国发电设备和输配电设备也在快速升级。随着我国发电装备技术不断突破，60万千瓦和100万千瓦超超临界燃煤技术已成功应用。目前，单机30万千瓦和60万千瓦成为我国新建火电的主流设备，其中，30万千瓦及以上装机容量在全国火电装机的比重在逐年上升，2006年该比重已达到50.44。三峡工程顺利投产，我国单机70万千瓦水电技术已达到国际先进水平。500千伏和750千伏超高压输电线路截至2006年底达7.34万公里和141公里，500千伏和750千伏变电容量2006年底达到29547万千伏安和300万千伏安；直流和1000千伏交流试验示范工程已经启动。

      一次能源结构决定我国二次能源利用结构

      我国"多煤、少气、贫油"的能源特点决定了我国长期以来必须以煤炭利用为主的能源结构。2006年，煤炭、石油、天然气分别占我国能源消费总量的69.7、21.1和3。因此，以煤电为主的二次能源结构是我国一个鲜明的特色。

      "十五"期间，由于2003年全国大面积缺电，火电以建设周期短的特点，新增火电装机迅速增加，火电装机占比由2002年的73增加到2006年78。尽管我国以火电为主的电源结构不尽合理，但这种电源结构却将在我国长期存在。今后随着水电、核电和新能源发电装机增加，我国火电占比预计到2020年将逐步下降到70以下。 

      水能资源是我国重要的可再生一次能源。根据2003年全国水力资源复查成果，全国水能资源技术可开发装机容量为5.4亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时；经济可开发装机容量为4亿千瓦，年发电量1.75万亿千瓦时。水能资源主要分布在西部地区，约70在西南地区。长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、澜沧江、黄河和怒江等大江大河的干流水能资源丰富，总装机容量约占全国经济可开发量的60，具有集中开发和规模外送的良好条件。

      根据"积极开发水电、优化发展火电、推进核电建设、大力发展可再生能源"能源开发政策，到2010年，全国水电装机容量达到1.9亿千瓦，其中大中型水电1.4亿千瓦，小水电5000万千瓦；到2020年，全国水电装机容量达到3亿千瓦，其中大中型水电2.25亿千瓦，小水电7500万千瓦。

      在清洁能源和可再生能源利用中，核电和风电将是我国今后电源建设的重点，但由于两者在我国发电装机中所占比重很小，即使根据中长期规划，到2020年核电和风电装机容量分别到4000万千瓦和3000万千瓦，届时，核电和风电占全国发电总装机容量不到5%。

      发电行业在夹缝中求生存 
      "十五"期间，我国基本完成"厂网分开"的电力体制改革阶段性目标。2003年形成了以华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团、中电投集团五大中央发电集团以及数十家地方发电集团为主体的发电市场。其中，国有控股发电集团占90以上比重。

      从发电集团的国内市场占有率来看，2006年五大发电集团的装机容量和发电量在全国发电市场的份额尚没有一家超过10。其中，装机规模最大的华能集团2006年可控装机容量只有5719万千瓦，完成发电量2820亿千瓦时，分别占全国市场份额的9.19和9.95。五大发电集团2006年装机容量合计占全国39.13，发电量合计占全国39.90。

      因此，我国发电市场是国家绝对控制的自由竞争市场。

      从上下游产业链来看，电力行业属于一次能源转化利用的过程，即属二次能源。我国70以上发电装机属于火电，电煤消耗占全国煤炭消耗50以上的份量，因此，煤炭行业成为我国发电行业至关重要的上游行业。水电则受到水利资源的水文气候的影响。

      2007年初，国家发改委取消电煤合同价，采取完全市场定价机制。2007年全国电煤平均价格上涨10.7。在国家逐步提高资源类价格的背景下，在电煤价格谈判方面，煤炭企业相对于发电企业越具优势。 
      而在下游方面，发电企业则要面对更加强势的国家电网公司，电网公司以其天然垄断为特点执行国家行政命令，发电企业的年发电量和上网电价均由电网公司代表国家控制，发电企业只有被动地接受电网公司发电调度指令和上网电价。 
      因此，发电企业在上游面临着自由市场定价的一次能源企业，下游则要面对国家垄断色彩的电网公司，发电企业在电力体制改革后可谓在夹缝中求生存。

      节能和环保是电力行业未来发展主题
      我国以火电为主的电源结构适合我国以煤炭为主的能源特点，但大量燃煤电厂的存在却给环境带来巨大的压力。
      在燃煤发电利用过程中，会产生大量的二氧化碳、二氧化硫和烟尘等污染性物质。2006年全国火力发电厂烟尘排放量370万吨、二氧化硫排放量1350万吨，其中，电力二氧化硫排放量占全国排放量的52.1。
      另外，电力行业自身耗电占全国电力消耗的14左右，仅次于钢铁、化工等高耗能行业。随着火电单机容量的增加，火电单位煤耗、烟尘和二氧化硫等污染物的排放在减少。

      为落实"十一五"规划纲要，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20左右和10，国家要求电力工业今后四年关停小燃煤机组5000万千瓦以上，燃油机组700万千瓦至1000万千瓦，不再新上小火电项目。为此，每年可节能5000万吨以上标准煤、减排160万吨以上二氧化硫。2007年11月，全国已关停小火电机组1100万千瓦，提前2个月完成2007年关停1000万千瓦小火电机组任务。

      全国电力需求分析
      1、电力需求回顾：用电需求高速增长 
      由于宏观经济的加速增长，造成全社会用电需求也成加速增长态势。2007年前三季度，GDP实现11.5的增速。根据中国社科院近期公布的预测数据显示，2007年全年GDP增速将达到11.6。从2003年开始，全国GDP连续五年保持10以上增速，且呈加速态势，经济有过热倾向。全国经济的加速增长，带动电力需求的加速增长。

      2、电力需求展望：重化工和城镇化确保电力需求高增长
      我国经济长期以来是以工业为主导的经济结构，而且重工业产值在逐年增加。2007年10月，工业增加值同比增长17.9，重工业增加值同比增长19.4。从重点能耗行业的固定投资增度来看，2007年除电力行业固定投资较2006年有所降低外，其余高耗能行业固定投资较2006年均有所抬升。这是2007年电力消费弹性系数维持1.31的主要原因。随着宏观调控力度的加大，这些高耗能行业的固定资产投资将得到遏制，但为保持宏观经济的平稳过渡，我们认为2010年之前，我国高耗能行业在经济中仍处于重要的地位，电力消费弹性系数仍将高于1。根据电力弹性系数法预测，到2010年，我国用电需求4.6万亿千瓦时，年均增长12.6。
      未来电力需求另一大看点是，我国城镇化水平在逐年提高。2006年城镇化率达43.9，比2000年提高7.68个百分点。随着城镇化水平的提高，我国城镇居民家庭平均百户耐用家电拥有量也在逐年上升。

      全国电力供给分析
     1、电力生产能力回顾：产能释放高峰继续延续
      如上所述，我国"十五"后三年新增发电装机容量2.31亿千瓦，在电源建设上实现了前所未有的跨越式发展，为迅速缓解我国2003年出现的全国大面积缺电做出了历史性贡献。截至2006年，我国发电总装机容量达6.22亿千瓦，居世界第二位。2007年1-10月，全国新增生产能力(正式投产)7270.05万千瓦。其中水电985.1万千瓦，火电5943.49万千瓦，核电212万千瓦，风电97.66万千瓦。1-11月，全国关停小火电机组365台，共计1110万千瓦，提前两个月完成2007年关停1000万千瓦的任务。
 
     2、电力供应展望：新建项目审批加紧，后续产能扩张急速减缓
     一方面出于宏观调控压力的加大，另一方面出于对发电装机过剩的担忧，国家发改委对原本在2007年10月份批复的"十一五"后三年新建电源项目至今没有审批。

      根据"十一五"电力规划，到2010年全国发电总装机容量达到8.4亿千瓦，而2007年全国发电总装机容量有望达到7.1亿千瓦，那么2008-2010年后三年每年新增发电容量不到5000万千瓦。

      发电核心要素分析
      1、机组利用率：2008年见底，2009年恢复
      电力需求和电力装机容量两者的关系在很大程度上决定了发电机组利用率水平的高低，而发电利用小时数能较直观地反映出机组利用率情况。
      尽管我国电力需求从2001年以来一直保持10以上的增速，但2005-2007年发电装机容量的迅速增长，使得全国发电机组平均利用小时数从2004年高位开始回落。按照我们的测算，预计2007-2008年全国发电设备利用小时数分别为5040小时和5020小时，同比下降181小时和20小时，降幅分别为3.47和0.4。2008年后新投机组减少，全国总装机容量增速低于电力需求增速，发电利用小时数将缓慢回升。目前全国发电小时数下滑只能算是合理回归，而不能说过剩性下滑。只要全国经济增长今后不出现1997年意外大幅下滑的类似情况，我国发电设备利用率在电力需求高增长情况下就将不会出现严重过低的情形。

      2、煤炭价格：谈判天平倾向煤炭企业，2008年电煤价格上涨10
     2007年，国家发改委取消了维持半个世纪的煤炭订货会，同时取消了国家指导的电煤合同价，改为由市场自由定价。为电煤价格的"松绑"使得2007年全国电煤合同价平均上涨了10.7。国家发改委近期下达的"做好2008年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知"进一步巩固了2008年电煤价格市场定价的原则，并指出"煤炭价格要反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本"，特别指出"任何部门、机构和单位不得干预企业自主签订合同"。煤炭订货改革后，在当前供求和资源类价格上涨的形势下，电煤价格谈判的天平在向煤炭企业倾斜，火力发电企业在确保电力供应安全的前提下更多地只有被动地接受煤价上涨。

      3、电价：2008年上半年区域提价的可能性比较大，全面提价主要看全国通胀压力
      由于猪肉、粮食等农产品（爱股,行情,资讯）价格的上涨使得我国2007年居民消费价格总指数(CPI)逐步走高。11月份，6.9的CPI创近年来历史新高，通货膨胀压力进一步明显。因此，2008年中央经济工作会议提出要"双防"的调控首要任务，即防止经济增长由偏快转为过热、防止价格由结构性上涨演变为明显通货膨胀。

      电价上涨必将带来工业成本的全面上涨，从而可能短期内导致工业品价格的全面上涨，进一步加剧通胀压力。出于宏观调控的压力，国家一直没有在全国实行第三次煤炭联动。经测算，电煤价格上涨10，电价需上涨5-7，即提电价1.5-2分/千瓦时，才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。根据煤电联动政策，即使实行煤电联动，发电企业也要承担30的煤炭价格涨幅。2007年全国合同煤价平均上涨10.7，市场对三次煤电联动充满了憧憬，年初我们提出了三次煤电联动年内实施几率很小的判断基本实现。而面对2008年电煤价格进一步上涨，我们认为国家出于对宏观调控压力的谨慎考虑，2008年上半年及可能对山西、云南、贵州等煤炭价格上涨幅度较大的省份实行区域提电价，视2008年通货膨胀压力的太小，再全面实施三次煤电联动。

      节能发电调度和加速关停小火电为水电和大机组高效燃煤机组带来了机遇
      1、节能发电调度改变了竟价上网带来的不利因素
       2007年8月，国务院办公厅颁布了《节能发电调度(试行)的通知》(国办发[2007]53号)，将改变现行的发电调度方式，也可回避竞价上网调度方式带来的不利因素。节能发电调度将全国所有并网运行的发电机组按下列规定进行排序。

      (1)、无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；
      (2)、有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；
      (3)、核能发电机组；
      (4)、按"以热定电"方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；
      (5)、天然气、煤气化（爱股,行情,资讯）发电机组；
      (6)、其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 
      (7)、燃油发电机组。 

      同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。

      我们认为该节能发电调度的实施将给行业带来以下影响：

      (1)、水电获得优先调度权，可以减少弃水，增加发电量；
      (2)、大机组高效能燃煤机组可获更高利用；
      (3)、有部分小火电由于没有折旧费，在"竞价上网"中可能处于优势，该调度方式可以有效保障小机组火电关停计划顺利完成。

      2、加快关停小火电机组有利于行业提升技术等级
      在节能降耗背景下，国家要求电力行业在2010年之前通过"上大压小"来关停6000万千瓦小火电机组。关停小火电机组可能会加快完成，短期内对维持大机组的利用率有较好的支撑力，长期来看，通过"上大压小"可以提升电力行业的发电技术等级，从而提高行业的竞争力。

      电力行业仍处低迷期，2008年行业回暖不明显
       1、成本上涨，火电企业内部挖潜有限，火电行业2008年盈利不容乐观，水电盈利好于火电

      二次煤电联动后，全国平均上网电价累计上涨2.84分/千瓦时，火电行业较好地消化了2004年以来的电煤价格上涨，火电行业毛利率维持在22左右。2007年由于电煤价格上涨11，而电价却没有上调，火电毛利有下滑的趋势，四季度火电受电煤价格翘尾因素的影响，经营困境加大。2008年电煤合同价再次上涨10，如国家没有及时上调电价，火电的毛利率必将进一步下滑。

      从火电行业的三项费用率来看，火电行业在逐步加强企业内部管理，营业费用率和管理费用率在逐年下降，但幅度较小，由于2006-2007年新投产电源项目增加，火电和水电行业的负债增加，随着加息周期的到来，电力行业财务费用率有所上升。

      在电价上调不明朗的情况下，火电企业更多地需要通过加强内部管理水平，提高节能技术来减少电煤上涨带来的成本上涨压力。但我们认为火电企业内部挖潜的潜能有限。主要理由如下：

      (1)、煤炭成本占火电发电成本约60-80；
      (2)、火电机组一经投产，其发电技术指标已由设计时确定，发电厂更多能做的是加强操作水平，减少非故障停机次数和检修时间；火电企业只有通过新建大型高效机组这类发电技术升级的方式才能从发电煤耗上降低发电成本。这也是这两年火电企业尚能够承担起煤炭价格的大幅上涨的原因之一。

      2、2007年电力板块涨幅高于大盘，估值洼地优势不明显
       从年初，电力板块二级市场总市值加权平均上涨150.28，其中，火电上涨162.06、水电上涨106.8，热电上涨239.02。

       从估值水平来看，年初电力板块17倍的市盈率相对大盘26倍的市盈率估值来说尚有较大的吸引力，但半年内，电力板块的估值洼地迅速被市场填平。目前，无论从静态市盈率还是2008年动态市盈率来比较，电力板块估值水平相对于大盘估值水平已不具优势。从水电和火电两板块来比较，水电相对又较具有优势。