核心观点:
在煤价大幅上涨、电价管制、财务成本上升三重因素的冲击下，火电公司08年第二季度业绩依然悲观，将出现更大面积和更大程度的亏损。
为缓解电力企业经营困难，保障电力供应，国家发改委决定自2008年7月1日起，将全国除西藏自治区之外的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元。同时，为防止煤、电价格轮番上涨，自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。这两项措施可以帮助电力行业度过最艰难的时期。但是我们认为这是国家对行业的临时救助，还不足以推动电力行业景气持续、大幅上升。
放松电价管制也许是破解电力行业困境的最好方式，也是解决宏观经济问题的一个较优选择。但是，决策层对电价的调整将充分考虑国内通胀形势，实施电价分步上调的可能性最大。
火电公司09年业绩会好于08年。但是，通胀压力和经济增长减速的隐忧仍在，煤价继续上涨、重工业用电需求下滑(尤其是在能源价格管制放松后)的风险并存，因此，我们认为09年重点公司的ROE较难恢复到07年的水平。
在估值分析时，尤其是在周期底部时，我们重点关注火电公司的资产价值。基于“重置成本法”，并考虑到优质电源点的稀缺性和行业整合中大企业的优势，我们认为给予火电类重点公司1.6-2.0倍的市净率是具备安全边际的。更重要的是，08年的价格管制并非常态，重点火电公司正常的ROE水平可以达到11-13%，能够支撑2-2.5倍的市净率水平。
我们维持“中性”的投资评级。因电价上调，短期存在交易性投资机会，可以关注市净率低，且对电价敏感的公司。
一、电价上调帮助行业度过最艰难的时期
(一)身处最艰难的时期
2008年上半年，在煤价大幅上涨、电价管制、财务成本上升三重因素的冲击下，重点火电公司的毛利率和净资产收益率均已触及历史最低点。同期，在最具行业代表性的五大发电集团中，仅有华能集团依靠非发电资产业务的弥补勉强取得了微利，而其他四大发电集团均出现了亏损。
第二季度，煤炭价格“淡季不淡”且屡创新高，因此，我们预计火电公司第二季度业绩依然悲观，将出现更大面积和更大程度亏损(与第一季度相比)。而且，在煤价高企，信贷紧缩的双重压力下，部分火电企业出现“煤电价差倒挂”的现象，其资金链面临严峻考验。如果煤价继续大幅上涨，部分火电企业有可能在夏季用电高峰时期出现“无钱买煤”的情况。可以说，电力行业正在经历最艰难的时期。
(二)价格政策！推动行业景气阶段性回升
“市场煤，计划电”的定价机制是造成电力行业举步维艰的最主要原因。换言之，在电价管制下，电力企业以牺牲自身利益来对全社会进行补贴。
为缓解电力企业经营困难，保障电力供应，国家发改委于6月19日发布了《关于提高电力价格有关问题的通知》，决定自2008年7月1日(抄见电量)起，将全国除西藏自治区之外的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元。为减少电价调整影响，居民生活用电价格、农业生产和化肥生产用电价格暂不调整。各省、自治区、直辖市电网销售电价水平及有关发电企业上网电价提高标准，另行公布。
同时，为防止煤、电价格轮番上涨，促进煤炭和电力行业协调、稳定、健康发展，发改委决定自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施：一、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；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。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。二、煤炭供需双方已签订合同的，要严格按照合同约定的数量、质量和价格履行电煤合同。禁止将重点合同煤转为市场煤销售。煤炭运输等流通企业要执行规定的收费标准，不得擅自提价或价外加价。
上调电价和限制煤价两项措施将帮助电力行业度过最艰难的时期。但是我们认为这两项措施是国家对行业的临时救助，还不足以推动电力行业景气持续、大幅上升。
(三)短期煤电政策影响的定量分析
我们从定量的角度来分析短期煤电政策对电力行业的影响。首先从煤炭方面看，国内市场动力煤价格在近一年时间里“三级跳”。08年6月份秦皇岛普通混煤、大同优混、山西优混的价格分别达到500元、810元和790元，与去年同期相比，分别上升57%、65%和76%。08年以来的价格涨幅约为40%。
与市场煤相比，合同煤对大型电力企业的影响更大。在08年初签订的合同煤协议中，全国平均合同煤价格约同比上涨15-18%。但是，2008年市场煤价格在持续大幅上涨之后，与合同煤的价差不断扩大。煤炭企业销售市场煤的热情明显高于合同煤。这也造成了部分煤炭企业在合同煤的价格、兑现率、煤质等方面出现一定波动。实际操作中，全国平均合同煤(折合成标煤)单价的涨幅超过了年初合同确定的价格。
我们按照“成本加成”的逻辑来推算需要提高多少电价才能覆盖煤价上涨的影响。根据煤价涨幅测算，08年全年全国发电行业因煤价上涨而增加的燃料成本超过1200亿元。相应的，火电上网电价应提高0.05元才能抵销煤价上升产生的压力。截至目前，此次电价调整仅公布了销售电价调整0.025元，且居民生活用电价格、农业生产和化肥生产用电价格暂不调整。考虑到居民用电价格不调整，且电网公司因灾害和财务成本上升也面临巨大压力，因此上网电价的上调幅度很可能小于销售电价涨幅。我们暂维持早先做出的上网电价上调2分钱(上调5.8%)的假设。在这种假设下，此次电价上调显然不能完全抵销煤价上升产生的压力。
在“调电价，限煤价”的措施下，电力行业08年下半年的运营形势将比较平稳，而09年煤电价格仍将艰难博弈。我们将重点关注09年电煤价格、财务成本、利用率四个内生要素的变化趋势，与之将产生的影响。
二、艰难的“煤—电”价格博弈
(一)煤价高位运行
煤炭是我国最重要的能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。2006年全国煤炭产量达到23.8亿吨，消费量23.7亿吨，较2002年消费量已净增加近10亿吨，年复合增长率14.7%。
目前，我国煤炭行业供求保持脆弱的平衡。煤炭行业固定资产投资经过几年高速增长，近年开始集中释放。2007年、2008年、2009年我国将分别约有2亿、2.4亿、2.5亿吨产能释放，存量产能也将会有3.8%左右的增长，考虑到每年5000万吨的淘汰产能，未来3年产能将以10%左右的速度递增，产需基本平衡，供需紧张主要表现在局部区域和对优质煤的需求上。
我国煤炭储量分布极不均衡，90%的储量位于西北地区，其中新疆、内蒙和山西三省储量占到75%，而东部发达地区煤炭资源占有量匮乏。煤炭生产地和消费地分布的不协调造成了煤炭从产地到销地不得不倚重于长途输送，同时由于水路运输距离长、成本低等优势，也确定了铁水联运是煤炭运输的主要形式。铁路运输瓶颈是制约煤炭供应的重要因素，而投资不足是形成铁路运输瓶颈的主要原因。尽管2006年铁道部基础建设投资达到了1304亿元，增幅高达75.5%，但是多年来铁路基建投资徘徊在500亿元左右，远落后于社会固定资产投资规模增速。我们认为铁路运输瓶颈将在未来很长一段时间内将继续存在。
国内煤炭供求关系的紧张、行业集中度的提高对煤炭生产企业的议价能力给予了相当大的支撑，并使得成本转移能够得以实现。人工成本、采矿权成本、资源税、环境成本的上升对煤炭价格的上升均起到推动作用。而且，煤和油之间存在能源替代转换的关系，在原油价格大幅飙升的情景下，原煤在等热值转换后的价格与原油相比便宜许多。因此，原油价格对原煤价格起到了支撑的作用，而国外煤价的上涨又是对国内煤价产生潜在拉动。
对于09年煤价的判断，我们主要考虑资源品长期价值和短期供求两方面因素。一方面，化石能源的稀缺性终将在其价格中得到反映。在全球进入高价能源时代的同时，我国煤炭的廉价时代也随之结束。煤炭的资源属性将支撑其价格。另一方面，在我国经济不出现大问题的前提下，并考虑到运输能力瓶颈，我们预测09年煤炭供需将总体保持偏紧的平衡，煤炭价格将会在高位运行，但上涨幅度趋缓。
(二)电价分步上调
在CPI高位运行的背景下，承担社会责任已成为决策层短时期内对待电力行业的原则性态度。由于电力是基础能源，向下延伸的产业链非常长且广泛，关系到全部产业部门和居民生活。一旦上调电价，相关下游行业可能通过提高商品销售价格来传导成本压力，而且居民直接生活成本也将上升，最终不排除短期内引发大范围商品价格上涨的可能。因此，在高通胀下，国家将或多或少的对“电-煤”进行管制。
但是从中长期看，电价管制必将放松。最主要的原因是电力作为二次能源商品，包含了一次能源的价值。提高资源类生产要素价格，还原资源价值是必然趋势。合理的价格水平不仅可以促使消费者节约资源，减少浪费，而且可以刺激经营者加强管理，改进技术，提高资源利用效率。
我们认为政府对电价的调整将充分考虑国内通胀形势，实施电价分步上调的可能性最大。我们预计在7月上调全国上网电价0.02元(全国平均上网电价升至0.3648元，上调5.8%)后，09年初将再次上调0.02元(全国平均上网电价升至0.3848元，上调5%)。
电价上调将直接增加社会生产、生活成本。按照我们的假设测算，两次调整后电价共计增加0.04元，以2009年全社会用电3.98万亿千瓦时计算，全社会因电价上涨而增加的成本约为1600亿。决策层最终能够认同多大程度的成本增加和随之形成的通胀压力，将直接左右电价调整幅度。
三、利用率企稳是稳定剂
2008年1-4月全国发电机组利用率呈现企稳的态势：全国平均发电小时数为1560，同比下降1.7%；火电发电小时数为1711，同比下降2%；水电发电小时数为841，同比上升2.44%。从需求侧看，1-4月间全国用电量达到1.1万亿千瓦时，同比增长12.71%。其中，第二产业用电8316亿千瓦时，同比增长11.61%，增速回落；第三产业和居民用电则加速增长，分别同比上升14.24%和19.67%。从供给侧看，1-4月全国新投产机组1917万千瓦，比上年同期新增降低185万千瓦。其中水电367万千瓦，火电1447万千瓦，风电93万千瓦。火电比上年同期投产规模降低525万千瓦，下降明显。1-4月份，全国电源基本建设完成投资764.32亿元。
上述数据符合我们的预期。我们预计2008-2010年电力需求保持增长，但增速明显回落。用电结构将发生转变，以重工业为代表的第二产业用电增速将明显回落，而第三产业和居民用电将加速增长。1-4月，我国第二产业、第三产业、居民用电的比重分别为75.6%、10%和12.1%，与美国各占1/3的结构相比，我国第三产业和居民用电的增长潜力非常大。而且在经济结构转变和居民生活水平提高加速的情景下，第三产业和居民用电的增长潜力将得以释放。中性预计，2008-2010年全社会用电需求的增速分别为11.8%、9.8%和9.1%，复合增长率为10.3%。提请注意的是，如果经济运行出现大幅波动，则第二产业用电需求将收到冲击，其增速将大幅放缓。
四、资产整合方向未改，向上游扩张加速
中央直属企业和地方性国企整体上市(或主营业务整体上市)是大势所趋。换言之，集团对上市公司的支持(最简单的理解是资产注入行为)将实质性的成为2008年乃至较长时期内电力行业的投资主题。
五大发电集团是电力领域的中坚力量，其整合行为对行业的影响最大、最深远。可行和有意义的资产注入方向是集团“分步整体上市”。相比五大集团，国家开发投资公司和长江三峡开发总公司、华润集团公司等其他中央企业历史负担轻，其上市公司和集团公司的盈利能力更加接近，资产注入的可操作性更强。长江电力整体上市议程的启动、国电电力和国投电力作为集团电力资产整合平台的定位拉开了央企整体上市的序幕。此外，一些强势地方性集团公司也具备相似的特征和实力，相关上市公司也值得重点关注，如粤电力、建投能源、川投能源、申能股份、广州控股、通宝能源等，而且这些公司通常具备“小公司、大集团”的特征，如果实施资产注入，则增厚效果更加明显(如深圳能源已经完成的整合)。但是，资产注入的进程、价格都是不确定的，需理性看待。
在坚持发电主业的同时，主要的大型电力集团开始加速向上游扩张。2008年以来，五大发电集团纷纷在内蒙古、甘肃、山西、陕西等资源丰富地区取得了大型煤炭项目，“煤电一体”的经营模式越来越突出。一些大型公司还在进行相关多元化和非相关多元化业务的尝试。集团层面的扩张既拓展了相关上市公司的发展空间，也提高了一次能源的自给率，对上市公司有利。
五、估值分析与投资策略
(一)估值分析：关注资产价值
2008年火电类上市公司业绩面临严峻考验，我们预计重点公司业绩下降50%左右(包含了08年7月上调电价0.02元的假设)，尤其第二季度是火电行业释放业绩风险的时期。在估值分析中，尤其是在周期下行时，我们重点关注火电公司的资产价值。基于“重置成本法”分析，并且考虑到优质电源点的稀缺性、排他性和行业整合中大企业的优势，我们认为给予火电类重点公司1.6-2.0倍的市净率是具备安全边际的。这一市净率的估值区间也可以适应与国际估值的比较。更重要的是，08年的价格管制并非常态，重点火电公司正常的ROE水平可以达到11-13%，可以支撑2-2.5倍的市净率水平。
(二)投资思路：遵循景气周期，参考估值水平
我们试图遵循电力行业的景气周期变化来审视投资思路。我们总结上述对行业内生驱动要素的判断是：(1)煤价短期仍有上涨冲动，但国家采取行政手段限制煤价。09年煤价高位运行。(2)上网电价会分步上调，08年7月上调0.02元，09年初再上调0.02元。(3)发电小时数平稳，但需重点关注重工业的用电需求情况。(4)财务成本平稳，并有望下降。
对周期性判断的基本结论是：火电行业在08年中期达到行业最艰难的时刻。行业09年的业绩会好于08年。但是，通胀压力和经济增长减速的隐忧仍在，煤价继续上涨、重工业用电需求下滑(尤其是在能源价格管制放松后)的风险并存，因此，我们认为09年重点公司的ROE较难恢复到07年的水平。
我们对下半年电力投资的看法是：(1)短期的交易性投资机会。上市公司中期报告依然悲观，但是，这也基本上到了行业基本面最差的时候。在周期最低点的时候可以关注市净率低，且对电价敏感的公司，如华能国际、华电国际、上海电力、粤电力等。(2)中长期的价值投资。行业整合持续进行、争夺优质电源点不会停歇，煤电一体化是大的方向。我们更看好大公司(尤其是在集团内地位高的上市公司和集团发展前景好的相关上市公司)在未来竞争中的优势。如长江电力、国电电力、国投电力。(3)短期成长性明确的公司，如金山股份、宝新能源。
