市场煤价下跌趋势明确、公司综合煤价有望下降、电价尚有两次小幅提价的可能性、降息周期打开等利好因素出现为电力行业走出亏损奠定基础，二、三季度将是火电行业利润谷底，第四季度有望扭亏，但行业公用事业特性决定板块缺少爆发性增长可能，因此，在市场调整期，我们认为行业趋势投资机会已出现。

　　单月用电需求增速下降显著、未来电力需求增速大幅下降的概率小

　　6、7、8月全国用电需求增速出现较大下滑，固然有奥运因素、天气因素和缺煤停电等因素，但浙江、广东等用电大省出现明显用电需求下降则引起市场对未来2-3年我国用电需求将出现大幅下降的过度担忧。为此，我们认为出现用电需求大幅下滑的可能性比较小。理由主要有两点：一是我国目前的重化工用电结构短期内无法改变；二是高耗能行业的固定投资增速仍不见降低。

　　对2008-2010年我国全社会用电需求仍保持乐观，预计2008-2010年全社会用电需求增速分别为10.39%、10.01%和9.24%。

　新增装机减少，电煤供应增多，电力供应矛盾减缓，发电设备平均利用小时数将底部持稳

　　预计2008年新增装机近9000万千瓦，扣除1300万千瓦小火电关停，实际新增装机7400万千瓦，2009-2010年实际新增装机6000万千瓦左右。在电煤供应改善、火电经营向好的环境下，需求不出现5%以上降幅，我们预计发电设备平均利用小时数有望在2008年触底并持稳。

　　选股思路

　　根据利好因素对公司净利润敏感性不同，我们从三方面进行行业投资：1、煤价下降最大收益型：粤电力、华电国际、华能国际；2、电价上调最大收益型：大唐发电、国投电力、国电电力；3、降息最大收益型：大唐发电、川投能源、桂冠电力、华电国际。综合公司其他方面因素，我们重点推荐国电电力、宝新能源和粤电力。

    2008年发电行业经历了一场始料未及的全行业亏损浩劫，1-5月火电行业亏损23亿元，二级市场行业指数与年初相比下跌65%。7月份和8月份两次累计上调上网电价合计约3.78分/千瓦时（含税），在煤价稳定不涨的情况下，我们预计火电行业将在第四季度接近盈亏平衡点。

　　在国际原油期货价格由最高点145美元/桶下跌到目前100美元/桶的背景下，我们预计国际煤价也将下跌，由此带来国内煤价的下跌预期。因此，我们认为行业景气度在回升，目前行业的投资亮点在煤价下跌、电价上调。

　　关键字：煤价、电价、用电需求、利率下调

　　一、国际原油价格下跌带动国内外煤炭价格下跌

　　根据2002年-2008年国际原油价格和国际煤炭价格数据相关性分析，两者线形正相关系数高达0.75，2007年两者的相关性更高，正相关系数达0.9。因此，从历史数据看，国际原油价格的下跌必将引起国际煤炭价格的下跌。

　　国际原油价格如能在年内回落到70-80美元/桶，我们认为国际煤炭价格也有望回落到100美元/吨水平。

    诚然，影响国内煤炭价格当前走高的因素错综复杂，但国际煤炭价格短期内飙升在较大程度上引起国内煤炭价格大幅上涨。因此，我们认为国际煤炭价格的高位下跌也必将引起国内煤炭市场价格的下跌。

　　除受国际油价下跌外部影响因素外，我们认为还有下列因素支持国内市场煤价走弱：

　　1、目前高煤价使得下游行业无法承受，如火电行业2008年出现全行业亏损，这必将引起下游行业煤炭需求减少；

    2、政府动力煤限价令封锁国内动力煤上涨空间；

    3、奥运后，政府安全监管放松，关停小煤窑在暴利诱惑下将恢复生产，因此短期内煤炭供给会一定程度增加，而长期看，随着煤炭投资的加大，新增产能将在未来2-3年有较大释放；

    4、政府加大煤炭流通环节监管，不合理收费将减少。

    国内市场煤价下跌几乎没有悬念，令市场担忧的动力煤2009年合同价是否会上涨？对此我们认为取决于两方面，一、市场煤价是否会较大下跌；二、政府对重点合同煤价的干预力度。在目前资源价格尚无法实现市场化的情况下，我们认为后者的影响力更大。因此，我们认为2009年合同煤价格可能维持2008年水平或小幅上涨。

　　二、小幅提电价将出现累积效应

　　（一）地区差异提价、南方电网提价幅度最大

　　上半年，火电单位燃料成本平均涨幅在30%-50%，甚至不少地区火电公司出现煤电倒挂的现象。因此，在煤炭价格短期无望大幅下跌的情况，提上网电价成为拯救火电行业的最好办法。

　　7月和8月，国家两次宣布上调发电企业上网电价，加权平均电价分别上调1.78分/千瓦时（含税）和2分/千瓦时（含税），涨幅分别为5.46%和5.59%。

　　从分省提价情况来看，两次累计提价绝对幅度最大的前三个省份分别为广西（5.89分/千瓦时、含税）、广东（5.10分/千瓦时、含税）、海南（4.94分/千瓦时、含税），绝对幅度最小的后三个省分别为宁夏（1.60分/千瓦时、含税）、内蒙（1.92分/千瓦时、含税）和吉林（1.97分/千瓦时、含税）；相对提价幅度最大的三省分别为云南（14.74%）、广西（14.34%）和山西（13.51%），相对幅度最小的三省分别为吉林（5.46%）、黑龙江（6.38%）和宁夏（6.54%）。

　　从区域提价幅度比较，南方电网提价幅度最大，两次累计提价4.76分/千瓦时，上涨12.54%；西北电网提价幅度最小，两次累计提价1.83分/千瓦时，上涨6.58%。

    假设第四季度全国火电发电量同比增长9%，第四季度火电发电量约7746亿千瓦时，两次累计提价3.78分/千瓦时，扣除增值税，合计为火电行业增加收入230亿元。以上半年323克/千瓦时发电煤耗计算，预计四季度需耗标煤2.5亿吨，全国火电标煤单价预计同比上涨150-200元/吨，燃煤成本则上涨380-500亿元。收入增长和成本上涨两项简单比较，预计2008年第四季度火电成本较去年同期还将上涨140-266亿元，而2007年第四季度火电行业的利润总额为187亿元。因此，如果第四季度全国发电标煤单价能控制在170元/吨以下涨幅，第四季度火电行业有望实现盈亏平衡。

　　（三）预计火电行业还有两次小幅上调电价

　　假设2008年全国火电行业标煤单价全年涨幅在160-200元/吨，根据目前的346克/千瓦时供电煤耗，全行业需要平均提电价6.5—8.1分/千瓦时才能完全覆盖煤炭价格的上涨。据此判断，在未来煤炭价格可控的情况下，火电行业尚需上调2.7-4.3分/千瓦时（含税）。

　　三、未来电力需求大幅下滑的可能性不大

　　（一）单月需求大幅下滑让市场担忧

　　2008年1-8月份，全国全社会用电量23324.34亿千瓦时，同比增长10.19%，其中，第一产业用电量为603.73亿千瓦时，同比增长3.09%；第二产业用电量为17755.98亿千瓦时，同比增长9.90%，第三产业用电量为2305.22亿千瓦时，同比增长10.97%；城乡居民生活用电量为2659.41亿千瓦时，同比增长13.28%。与2007年同期相比，全社会用电、第一、二、三产业用电增速分别下降5.01、2.20、6.81、1.52个百分点，只有居民用电同比增长3.01个百分点。

    从单月数据来看，全社会用电需求呈加速下滑的趋势。6、7、8三个月全社会用电需求同比增速分别为8.35%、7.74%和5.38%，较2007年同期分别下降6.22、8.07和7.93个百分点。

　　从区域用电增速来看，华北、华东和南方电网用电增速下降较明显。8月份，三地区的用电增速分别为1.17%和3.10%和9.06%，而南方电网6、7月份的用电增速只有4.23%和4.88%。因此，除华北地区受奥运会影响外，华东地区的浙江、江苏和南方地区的广东省则由于大量出口型企业关停减产造成用电需求增速快速下降。

　　从行业用电增速来看，前八个月，第二产业的用电增速均低于全社会用电增速。因此，工业用电的需求下降是国内用电需求降低的主要原因。

　　其中，黑色、有色、化工和建材四大高耗能行业均出现用电需求增速下滑，1-8月，四行业用电需求增速分别为12.56%、13.04%、11.58%和9.51%，较2007年同期分别下降10.77、18.04、2.59和2.41个百分点。

    （二）用电需求增速下滑明确，但出现大幅下滑的概率比较小

    6、7、8月全国用电需求增速出现较大下滑，固然有奥运因素、天气因素和缺煤停电等因素，但浙江、广东等用电大省出现明显用电需求下降则引起市场对未来2-3年我国用电需求将出现大幅下降的过度担忧。为此，我们认为出现用电需求大幅下滑的可能性比较小。理由主要有两点：一是我国目前的重化工用电结构短期内无法改变；二是高耗能行业的固定投资增速仍不见降低。

　　我国的用电结构以第二产业为主导，其中重工业用电占工业用电的81.7%。因此，未来用电需求的增长主要依靠第二产业尤其是重工业的发展。

    从我国现阶段经济周期来看，2000年以后我国进入以钢铁、化工为主的重工业化发展阶段，此阶段表现为电力消费增速高于GDP增速，即弹性系数超过1。统计数据显示，过去7年我国电力消费弹性系数平均为1.32。

　　从第二产业的固定投资增速来看，2008年增速较2007年同期略有降低，但仍保持在27%左右的高增长。从我国经济增长的“三架马车”外贸、投资和消费三者比较，外贸和消费未来几年看跌，因此，投资是保持我国经济平稳增长至关重要的棋子。在未来几年经济调整期，我们有理由看好国内的固定投资仍将保持较高的增速。

　　其中，黑色、有色金属冶炼，化工制造和建材四大高耗能行业的固定投资增速仍保持过去三年高增长。节能降耗措施并不意味减少这些行业的投资，而是关停这些行业中的落后产业，用先进高效产业替代。

　　短期内，轻工业行业的关停转产必将影响我国用电需求增长，但重化工结构使得我国用电需求不会出现大幅下降，2010年前，我国电力消费弹性系数仍将维持在1左右。因此，我们对2008-2010年我国用电需求仍保持乐观，预计2008-2010年全社会用电需求增速分别为10.39%、10.01%和9.24%。

    1-8月，全国新增发电装机5178.34万千瓦，其中，水电1292.03万千瓦，火电3681.09万千瓦，风电186.62万千瓦。火电装机与2007年同期减少1224.1万千瓦，水电增加521.3万千瓦。火电新增装机减少，水电新增装机增加基本符合我们前期的预计。

　　预计2008年新增装机近9000万千瓦，扣除1300万千瓦小火电关停，实际新增装机7400万千瓦，2009-2010年实际新增装机6000万千瓦左右。

　　（二）发电设备利用小时数有望

    2008年触底2008年全国诸多地区出现大面积缺电而发电利用小时数下降的矛盾局面。我们认为此局面主要由于电煤供应紧张、价格上涨太快引起火电企业不愿意发电造成。

　　2008年1-8月，全国发电设备平均利用小时数3237小时，同比减少116小时；水电平均利用小时数2431小时，同比增加88小时；火电平均利用小时数3408小时，同比减少152小时。降幅较2007年同期略有下降。

　　在电煤供应改善、火电经营向好的环境下，需求不出现5%以上降幅，我们认为平均发电小时数有望在2008年触底并持稳。

    五、降息对电力行业利好影响好于其他板块

    在所有行业板块中，扣除金融服务业板块，电力行业2008年中期负债率高达65.47%，其中，火电67.96%、水电50.53%。电力行业负债率在行业板块中仅次于建筑建材行业（2008年中期负债率68.74%）位居第二。因此，降息对行业的利好影响要超出其他板块。

　　2008年中期，电力板块短期借款合计1531.49亿元、长期借款合计2454.20亿元，财务费用96.07亿元，净利润16.46亿元。其中，火电板块短期借款合计1322.93亿元、长期借款合计2158.68亿元，财务费用78.91亿元，净利润2.77亿元。

　　2008年9月16日起，央行宣布下调贷款基准利率。由于行业长期贷款较多，按全年平均2.5%降幅计算，全年可节省财务费用约4.80亿元，其中，火电行业减少财务费用近4亿元。由于目前行业利润较少，因此，节省的财务费用计算到利润，则利润的增长比较大，如综合降息2.5%，电力板块净利润增长近9%，火电板块净利润增长则高达22.5%。

    六、选股思路

　　2008年电力处于全行业亏损状态，二、三季度将是行业盈利的谷底，目前在市场煤价下跌，上调电价和降息预期下，行业将逐渐走出亏损泥塘向合理利润水平回归，但电力行业公用事业的性质使得该板块难以出现高速增长。因此，我们认为短期内行业会有较好交易性投资机会，长期投资价值还需观察。

　　基于此，我们认为目前电力行业的投资思路应遵循以下三点：

　　（一）煤价下跌收益型

　　市场煤价如能在2009年下跌30%左右，即使合同煤价略有上涨，火电企业的综合煤价将会下降。这将对煤炭价格敏感性比较大的上市公司首先有利。粤电力、华电国际、华能国际将是首选的品种。

    （二）电价上调收益型

    两次提电价后，主要上市公司提价幅度在3.76-5.10分/千瓦时之间，根据公司全年标煤单价涨幅预测，以及公司目前供电煤耗水平，可以简单计算出公司覆盖2008年标煤单价上涨需要上调几分钱电价，结果显示大唐发电、国投电力、国电电力已提价比例最高。因此三公司再次提价后能最快弥补煤价上涨带来的成本上涨。

　　（三）降息收益型

    如果降息通道打开，则资产负债率高的公司收益最大，扣除公司负债中不能降息的债券，我们选择长、短期借款与公司总资产比值作比较，大唐发电、川投能源、桂冠电力、华电国际比值最高。