发电量底部企稳 电力行业复苏在望

　　全国规模以上电厂发电量从去年底至今年初一度出现两位数的下滑，到当前维持在4%左右的降幅，不仅表明发电量同比加速下滑的势头已经遏止，而且显现出明显的企稳态势

　　全国发电量已从大幅回落走向底部企稳。近期秦皇岛港煤炭库存量在持续上升，特别是近一个月来，反弹更为明显，煤炭价格有可能继续走低，这对电力行业而言是利好消息。
　　发电量底部企稳
　　４月份，全国规模以上电厂发电量总计达２７１２．８７亿千瓦时，比去年同期下降３．５％。其中，水电电厂发电４２１．０８亿千瓦时，同比增长１０．８０％，火电电厂发电２１８７．６２亿千瓦时，同比下降６．２１％；核电电厂发电５４．９亿千瓦时，同比下降９．７％。
　　全国发电量已从大幅回落走向底部企稳。全国规模以上电厂发电量从去年底至今年初一度出现两位数的下滑，到当前维持在４％左右的降幅，不仅表明发电量同比加速下滑的势头已经遏止，而且显现出明显的企稳态势。
　　用电量降幅收窄
　　１－４月份，我国全社会用电量为１０５５８．８２亿千瓦时，同比下降４．０３％。第一产业用电量为２５１．２１亿千瓦时，同比增长４．６９％；第二产业用电量为７６４５．５４亿千瓦时，同比下降８．１２％；第三产业用电量为１２１０．５２亿千瓦时，同比增长９．０４％；城乡居民生活用电量为１４５１．５４亿千瓦时，同比增长９％。
　　１－４月份，全国工业用电量为７５３２．１４亿千瓦时，同比下降８．２９％。
　　来自国家电网公司的最新统计数据表明，５月份，京津唐、安徽、江西、四川、黑龙江、新疆、西藏等地的统调用电量增长率不仅高于全国平均增长水平，而且出现明显的正增长态势。但与此同时，江苏、浙江、上海、山东等沿海省市的用电量依然“负字当头”，山西、青海、宁夏、内蒙古等地用电量的同比降幅仍达到两位数。
　　１－３月份，全国发电设备累计平均利用小时为１００９小时，比去年同期降低１５１小时。其中，水电设备平均利用小时为６０１小时，比去年同期增长４４小时；火电设备平均利用小时为１１００小时，比去年同期降低１８６小时。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为北京、云南、青海、吉林、辽宁、贵州、天津、河北、江苏、山西、重庆、安徽、甘肃、宁夏、四川、福建、山东、陕西、新疆和上海。
　　１－３月份，全国供电煤耗率为每千瓦时３３８克，比去年同期下降７克。
　　煤炭价格走势平稳
　　近期秦皇岛港煤炭库存量在持续上升，特别是近一个月来反弹更为明显。据秦皇岛港务局统计，截至６月７日，秦皇岛港务集团共存煤炭量达５２８．５３吨，其中内贸煤炭库存５１３．８万吨，外贸煤炭库存量达１４．７３万吨。
　　而５月１日，秦皇岛港煤炭库存量仅为３５７．９６万吨，相比之下，目前其库存量已经增加了１７０．５７万吨，上涨４７．７％。
　　同期我国直供电厂煤炭库存也在不断增加，并且其日耗煤量一直徘徊在１８０万吨左右，并没有大幅上调，这意味着全社会用电需求还没有明显改观，由此对秦皇岛港煤炭价格形成潜在压力。
　　上周，秦皇岛煤炭交易价格较前一周都有所下滑。其中，发热量为每千克５５００大卡的山西优混煤炭平仓价格由每吨５８０－５９０元下降为每吨５７５－５８５元；发热量为每千克５０００大的山西大混煤炭平仓价格由每吨５０５－５２０元下降为每吨５００－５１５元；发热量为每千克４５００大卡的普通混煤平仓价格由每吨４３０－４４５元下降为每吨４３０－４４０元；发热量为每千克４０００大卡的普通混煤平仓价格由每吨３６５－３７５元下降为每吨３６０－３７０元。
　　我们预计秦皇岛煤炭价格有可能进一步呈小幅度下滑的趋势，但是，下滑的速度不会快，下滑的幅度不会太大。
　　根据环球煤炭电子交易平台每周澳大利亚ＢＪ煤炭ＮＥＷＣ指数显示，截至６月５日，国际煤价较前一周每吨大涨了７．２２美元，一举突破７０美元关口，达到每吨７４．３１美元。
　　目前国际煤价折算后价格为每吨５０５元，加上运费以及增值税，每吨已达到约６４０元，与秦皇岛港煤价持平，与广州港煤价差距收窄至几十元，这对国内煤价无疑形成支撑作用。同时，这也可能对我国进口煤量的大幅增长起到抑制作用。
　　事实上，由于此前的价格倒挂，我国煤炭进口量大幅增长，是近期国际煤价上涨的主因。
　　５月初，国际煤价与国内煤价每吨最高相差１２０元。由此，广州、山东、福建等地煤炭进口均大幅增长。以福建为例，最新统计数据显示，前５个月，福建煤炭进口数量比去年同期增长了１８倍。其中，仅５月份，福建口岸就进口煤炭４１．５７万吨，比上月增长８０％，创历史新高。进口煤炭大户主要是福建本地的大唐、国电、华电等几大电厂。
　　国内外两个市场将此消彼长，中国煤炭进口量持续增长，国际煤炭就会上涨；国内煤炭价格下调，进口量下跌，则国际煤炭价格随之下跌。
　　投资建议
　　我们建议投资者关注电源结构合理及业绩对煤价敏感性高的公司，如：国电电力、国投电力、华电国际、宝新能源等。
　　国电电力上半年业绩下滑幅度低于行业平均水平，显示公司优势——电源结构多样化。国电电力不仅拥有火电，还拥有水电和风电，一定程度上降低了经营风险。另外，国电电力的火电机组既有坑口电厂，也有位于发达地区的大机组，今年坑口煤价上涨幅度较大，公司的多个区域经营较好地分散了风险。
　　未来，国电电力将有大型水电项目陆续投产：瀑布沟电站（３３０万千瓦）、深溪沟电站（６６万千瓦）将分别从明、后年开始投产，这将为国电电力带来新的利润增长点，并降低公司对火电的依赖程度。
　　国电电力作为国电集团的资本运作平台，已得到国电集团的承诺：未来将通过资产注入的方式，支持公司的发展。２００７年底国电集团的装机容量达到６０００万千瓦，约为国电电力的５倍。国电集团的支持将保证国电电力持续稳定的发展。预计２００９－２０１０年，国电电力的每股收益将达到０．２元和０．３３元。我们看好国电电力长期的发展，维持“增持”评级。
　　国投电力目前共持有７家常规电厂和２家风电厂股权，权益装机容量达到４０２万千瓦（包括在建），较２００７年底的３０５万千瓦增长３２％。新机组主要为华润三期、乌金峡水电站和两个风电，主要集中在２００９年投产，因此国投电力２００９年和２０１０年的业绩增长预期较为清晰。
　　国投电力控股的小三峡公司下属有大峡、小峡两座水电站，盈利能力较好，２００７年贡献收益占公司净利润的２０％左右。由于水电不受煤价影响，这一部分的利润较为稳定，使公司总体业绩受煤价的影响低于其它发电公司。而小三峡公司下属的乌金峡电站即将投产，将继续增加国投电力的盈利。
　　国投电力参股３０％的华润三期２×１００万千瓦项目已经开工，预计将在２００９年左右投产。我们对江苏省１００万千瓦机组的盈利能力和华润电力的管理水平抱有极强信心，预计三期完全投产后，国投电力的盈利将大幅增长。
　　国投电力已于２００９年３月４日发布公告称，拟向控股股东国家开发投资公司收购其全资持有的改制后的国投电力公司１００％股权。此次重组将大幅提升国投电力装机规模和长期盈利能力；国投电力将新增投产装机容量５８５万千瓦和权益装机容量２８０万千瓦，在建项目装机容量和权益装机容量１０４０万千瓦和５３１万千瓦。我们预计国投电力２００９、２０１０年每股收益分别为０．４７元、０．５７元，维持对公司“增持”评级。
　　华电国际的装机容量达到２３２９．３５万千瓦，２０１３年装机容量将突破４０００万千瓦。华电国际的盈利能力有所回升，一方面是由于去年下半年国家两次上调电价，平均电价增幅达１１％。另一方面，今年一季度，标煤单价约为每吨６４０元，环比下降１６％，我们预计２００９全年燃料成本将维持在标煤每吨６３０－６４０元左右的水平。煤价回落及煤耗逐年降低对于燃料成本敏感性较高的华电国际而言，无疑有助提升其盈利能力。我们预计华电国际２００９年的毛利有望回暖至２０％左右。
　　华电国际的主要服务区域集中在山东、四川、宁夏、河南等地，我们认为，２００９年，山东、宁夏、河北、浙江四省的用电量将有小幅回落，而河南、四川、安徽三省的用电量同比将有所增长。综合来看，我们预计华电国际２００９年发电量微幅增长，利用小时同比下降４％。我们预计华电国际２００９、２０１０年ＥＰＳ分别为０．３元和０．３３元，给予“增持”评级。
　　宝新能源以劣质煤和煤矸石为主要燃料，且全部为市场煤，将极大地受益于煤价下跌。
　　宝新能源是资源综合利用电厂，享有优先上网的政策优惠，公司过去发电小时高达７０００以上，我们预计２００９年公司发电小时仍将保持６０００以上。２００８年，宝新能源２台３０万千瓦机组分别投产，使得公司２００８年、２００９年的加权装机容量分别增长８８％和７１％。我们预测宝新能源２００９、２０１０年ＥＰＳ分别为０．４４、０．４５元，给予“增持”评级。(通信信息报)