主题：电力行业：政策对行业的影响是机遇 更是挑战

电力行业：政策对行业的影响是机遇 更是挑战

是机遇，更是挑战：

　　电力行业是节能降耗和污染减排的重点领域。“节能减排”工作的实施，使得电力结构得到优化，技术水平得以提高，可再生能源获得发展；但“节能减排”也将使电力需求增速缓步下降，电力生产成本提高，特别是煤炭作为一种资源产品价格不断提高，在短期内极大地影响了电力行业的盈利能力。
　　电力弹性系数将逐步下降：

　　节能减排将使我国的产业结构得到优化，高耗能行业——钢铁、有色、化工、建材等行业将实施“上大压小”淘汰落后产能、降低出口税率、差别电价等措施，单位能耗有望下降。预计电力弹性系数将逐步回落，从目前的1.2下降至1左右。
　　“节能减排”提高电力生产成本：

　　我们认为电力生产成本因节能减排而有所提高，主要是排污费和燃料成本提高。根据《节能减排综合性工作方案》，二氧化硫排污费将由目前的每公斤0.63元分三年提高到每公斤1.26元，目前国家对脱硫机组给予1.5分/kwh的脱硫电价，可部分弥补脱硫成本。

　　煤炭行业关停小煤矿加剧煤炭的供需紧张，而资源性产品价格的市场化改革，导致煤炭成本上涨，并向下游传导。目前煤炭价格和电力价格定价机制的不同步——煤炭价格已市场化，电力价格依然是政府定价，CPI指数的高位运行使得短期内电价上调无望，电力行业盈利能力大幅下滑。

　　长期来看，我们认为电力行业的盈利水平将向社会平均利润率回归。

　　“节能减排”促进行业结构优化：

　　电力行业节能减排的政策主要包括：上大压小、节能发电调度以及发展可再生能源。通过“上大压小”，电力行业结构得到优化，落后机组被淘汰，大公司强者更强；节能发电调度办法有利于可再生能源和火电大机组的发展。

　　受益于节能减排的重点公司

我们认为长江电力、宝新能源和金山股份将受益于节能减排行业政策。



电力行业是节能减排的重点领域

节能减排是当前我国经济社会的一项重要任务，我国政府提出在“十一五”期间，我国的单位GDP能耗要比2005年下降20%，主要污染物排放总量减少10%的目标。

　　电力行业作为资源密集型产业，是节能降耗和污染减排的重点领域。目前，我国电煤消费约占全国煤炭产量的51%左右，火电用水占到工业用水的40%，二氧化硫排放量占到全国排放量的54%。

　　电力行业“十一五”主要的指标如下：

电力行业节能减排任重而道远。电力行业能否完成节能减排目标对于我国实现“十一五”目标至关重要。为实现节能减排目标，电力行业通过“上大压小”、节能发电调度、加快发展新能源等多种方式积极推进节能减排工作。

电力需求弹性系数将逐步下降

我国正处于重化工业阶段。从世界各国的发展经验来看，当人均GDP达到1000美元左右就会进入重化工业阶段，在这个阶段，由于产业结构和消费结构的影响，电力弹性系数要高于初级产品生产阶段和发达经济阶段，电力弹性系数一般大于1。



从我国的现状来看，近几年来重化工业对电力需求增长拉动作用明显。2007年，全国用电量同比增长14.4%，其中重工业用电同比增长17.3%。重工业对用电需求的贡献度达到72.28%。


其中，钢铁、有色、化工、建材行业是传统的耗电大户，用电量分别占全社会用电量的11.39%、7.36%、8.38%和5.64%，合计为32.77%。

　　我国已出台一系列政策来淘汰落后产能，包括：对电力、钢铁、水泥等行业要积极实施“上大压小”政策，用先进产能替代落后产能；逐步调减高耗能高污染资源性产品出口税率；严控外商投资高耗能、高污染、产业；环保总局使用“区域限批”遏制高耗能高污染产业；差别电价抑制高耗能产业盲目发展等。

预计随着“节能减排”的深入进行，我国的产业结构将得以优化，电力弹性系数有望从目前的1.2逐步回落至1左右，用电增速将有所回落。

　　节能减排提高电力生产成本
电力行业的生产成本包括燃料成本、人工工资、折旧费用、维修费用、排污费等。其中，排污费和燃料费用将因节能减排而提高。

　　排污费

火电生产过程中，将排放废气、废水等污染物。随着我国不断加强环境保护的力度，排污费征收标准不断提高。根据《节能减排综合性工作方案》，二氧化硫排污费将由目前的每公斤0.63元分三年提高到每公斤1.26元。全面开征城市污水处理费并提高收费标准，吨水平均收费标准原则上不低于0.8元。

　　根据规划，在“十一五”期间我国投运脱硫机组3.55亿千瓦。其中，新建燃煤电厂同步投运脱硫机组1.88亿千瓦；现有燃煤电厂投运脱硫机组1.67亿千瓦，形成削减二氧化硫能力590万吨。

　　机组安装脱硫设施，将增加机组的建设成本和运营成本。为确保燃煤脱硫机组的正常运行，国家已拟订了现役机组脱硫与新建机组脱硫享受同样的优惠电价，即上网电价增加1.5分/千瓦时，这将能够部分弥补脱硫增加的成本。

　　燃料成本

我国的电源结构以火电为主，火电机组占我国装机容量的78%，基本上都是燃煤机组。电力行业消耗了我国一半以上的煤炭。

　　煤炭行业也是我国“节能减排”的重点行业，“节能减排”对于煤炭行业影响深远。一方面，煤炭行业推进煤矿关闭和资源整合力度，淘汰不具备安全生产条件、浪费资源和污染环境的小煤矿、小选煤厂，使得煤炭产能释放减缓，供需关系趋紧；另一方面，我国积极推进煤炭价格市场化改革，使资源价格反映资源的稀缺性和环境成本。自2007年，各地陆续开始向煤炭企业征收“两费一金”（即可持续发展基金、环保费、转产费），以及资源税改革（由从量征收改为从价征收），使得煤炭生产成本增加。
　　由于煤炭供需关系较紧，煤炭企业能够向下游企业转嫁成本，使得煤炭价格一涨再涨。


目前，我国煤炭价格已经市场化，而电力价格依然是政府定价。根据《上网电价管理暂行办法》，在竞价上网前，发电企业的上网电价将由政府价格主管部门核定，或通过政府招标确定。政府价格主管部门应按照合理补偿成本，合理确定收益和依法计入税金的原则核定上网电价，同一地区新建同类型发电机组实行同一价格。
　　理论上，政府定价应保证该行业投资资金能够获得社会平均回报率。目前CPI指数居高不下，政府控制通胀的压力加大，使得第三次煤电联动迟迟不能出台，电力行业盈利能力大幅下滑，火电行业的毛利率已从2003年的21%-24%下滑到2008年2月份的10%左右。
煤炭价格和电力价格的改革不同步是电力行业盈利能力下滑的主要原因。在煤炭供应较紧的状态下，电价的调整必然滞后于煤价的上涨，而且政府要求电力企业消化煤价上涨30%，使得电力行业在现阶段承担了过多的社会责任。顶点 财经

　　长期来看，“电力要超前于国民经济的发展”，只有使电力行业的投资回报达到或高于社会平均回报，才能保证电力行业持续稳定的发展，因而从长期来看，电力行业的盈利能力必然向社会平均回报率回归。

　　“节能减排”促进行业结构优化

为实现节能减排目标，电力行业通过“上大压小”、节能发电调度、加快发展新能源等多种方式来推进节能减排。

　　“上大压小”

根据规划，在“十一五”期间我国将关停小燃煤机组5000万千瓦，燃油机组700万千瓦。

为实现这一目标而采取的主要措施有：

　　1、关停小机组：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；

2、关停小机组与建设新项目挂钩：新建电源项目替代的关停机组容量作为衡量其可否纳入规划的重要指标。替代关停机组容量较多并能够妥善安置关停电厂职工的电源建设项目，优先纳入国家电力发展规划。

　　企业建设单机30万千瓦、60万千瓦、100万千瓦，替代关停机组的容量达到自身容量80%的、70%、60%的项目，可直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设。

　　企业建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量达到自身容量50%，并按所替代关停机组和关停拆除的供热锅炉蒸发量计算可减少当地燃煤总量的，可直接纳入国家电力规划，优先安排建设。

　　3、加强小火电机组上网电价管理，尽快将所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于本地区标杆上网电价，并不得实行价外补贴；价格低于本地区标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。2007年，国家发展改革委分批批复了全国统调小火电机组降价方案。共计294台，955万千瓦小火电机组上网电价将分步降低至标杆价水平。

　　4、改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电。

　　“上大压小”有助于提升火电行业的盈利能力，一方面以高效环保的新机组取代高能耗高污染的小机组，使得全国供电煤耗水平大大降低，减轻煤价上涨对火电行业的压力；另一方面通过上大压小，电力行业的结构得到优化，行业集中度得到提高：由于电力行业是典型的资本密集型行业，在“上大压小”中，小企业将逐步被兼并或淘汰，大集团将强者恒强。

节能发电调度办法

根据《节能发电调度办法》规定，节能发电调度的基本原则是节能、经济，主要依据是机组发电排序的序位表，各类发电机组排序序位如下：（1）无调节能力的可再生能源发电机组，包括风能、太阳能、海洋能发电机组及无调节能力的水电机组。

　　（2）有调节能力的可再生能源及垃圾发电机组，包括有调节库容的水电机组、生物质能、地热能等发电机组。

　　（3）核能发电机组。

　　（4）“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，除垃圾和生物质能发电外的资源综合利用发电机组。

　　（5）天然气、煤气化发电机组。

　　（6）其他燃煤机组，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。

　　2008年，节能发电调度办法将率先在广东、贵州、四川、江苏、河南等五个省份进行试点。

　　《节能发电调度办法》将引发电力行业的变革。节能发电调度办法将打破传统的平均主义，高效、节能、环保机组的优越性将获得较多的利用小时，而高能耗、高污染的小机组的发电小时将被降低，使得可再生能源、火电大机组的优越性得以体现。

　　实行节能发电调度后，可再生能源（包括风电、水电、生物质能发电等）、核能、资源综合利用发电机组将首先受益。在上市公司中，从事水电的公司较多，如长江电力、桂冠电力、文山电力等，而从事资源综合利用和可再生能源的公司主要有宝新能源（主要从事煤矸石发电）和金山股份（主要从事风电、热电联产、劣质煤发电等），这些公司将受益于节能发电调度办法。

　　对于火电机组来说，由于燃煤机组在我国能源结构中所占的地位不可动摇，实行节能发电调度办法后，高效、环保的大火电机组也将成为节能发电调度的受益者。



发展可再生能源

发展可再生能源已成为缓解能源供需矛盾、减少环境污染的重要途径。根据《可再生能源发展“十一五”规划》，到2010年，可再生能源在能源消费中的比重达到10％，比2005年提高2.5个百分点；全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤。

我国已出台《可再生能源法》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》等法律法规，以鼓励可再生能源的发展。

　　我国鼓励可再生能源发展的主要政策有：

可再生能源优先并网；

可再生能源电价实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。

　　风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定；摇钱术智能财经终端

生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。

　　太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。

可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。
税收优惠：风电增值税减半征收。

　　目前，尚未有从事太阳能运营的公司在A股上市，从事风电运营的公司较多，一类是国电电力、华电国际、大唐发电、粤电力等大型电力公司，由于风电在其规模中所占比例很小，风电业绩对利润贡献很小；另一类是金山股份、宝新能源、银星能源、汇通能源（原轻工机械）等中小型电力公司，相对而言，风电在其装机容量中所占的规模较大，若国家加大对可再生能源的扶持力度，则风电有望成为其未来的利润增长点之一。

　　受益于节能减排政策的重点公司介绍

长江电力：中国水电龙头

公司是中国水电龙头，拥有装机容量831.5万千瓦（包括葛洲坝水电站271.5万千瓦和三峡工程8台70万千瓦机组），并持有广州控股11.238%的股份、湖北能源45%的股份、上海电力10%的股份。

水电资源价值凸现。随着全球石油价格的暴涨和国内煤炭价格不断攀升，水电作为一次资源的价值凸现。我国《节能发电调度办法》的出台，使得水电的优势充分发挥。

资产收购保证业绩稳定成长，整体上市存在可能。公司在上市之初曾承诺：每年将收购2-3台机组，以保证公司业绩的持续增长。自上市以来，公司曾于2005年、2007年两次收购机组。在国资委不断力推国有企业集团整体上市的背景下，我们认为三峡总公司有可能成为第一家整体上市的电力央企。一方面，2008年三峡电站26台机组将全部投产发电，整体上市可减少上市公司与集团公司之间的同业竞争和关联交易；另一方面，从资产质量来说，三峡总公司的电力资产最优、历史负担轻。若三峡电站整体置入上市公司，将为投资者带来额外收益。粗略估算，三峡电站整体注入后，公司的EBIT增加147%。

未来发展空间广阔。政府授权三峡总公司滚动开发长江上游干支流水力资源，组织建设溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩四个巨型电站，总装机容量3850万千瓦，投产后年发电量1753亿千瓦时。这也意味着长江电力未来的发展空间非常广阔。

　　盈利预测与投资评级：假设2008年公司收购两台机组的前提下，2008年、2009年的每股收益分别为0.68元和0.69元，维持“增持”评级。

宝新能源：多重优势集于一身的新能源发电商

政策优势：公司主营煤矸石发电，属于政策支持的资源综合利用产业，可享受优先上网、国产设备技改抵免所得税等优惠政策。

　　区位优势：广东地区持续的经济增长带动电力需求稳定增长。在“十一五”期间，广东省新增装机容量低于用电需求的增长，而且广东省将关停小机组966万千瓦的小机组，使得全省的发电设备利用小时处于较高水平。

　　资源优势：公司所在地——广东省梅州原为广东省的主要产煤区，目前广东省煤矿已全面关闭，但过去多年的生产在矿区积压的煤矸石堆积如山，充足的燃料足以供应公司使用20年以上。而且，优质动力煤大幅上涨，而煤矸石却因本地需要有限，长途运输不经济的原因而价格涨幅不大。

　　制度优势：公司是民营电力公司，而且是第一家实施股权激励的电力企业，管理层和股东利益高度一致，将使得管理层能够尽心尽力为股东服务。

　　盈利预测与投资建议：我们预测公司2008-2009年的每股收益分别为0.53元、0.62元，维持“买入”评级。
金山股份：差异化经营

公司采取差异化战略发展，即以“清洁能源”、“循环经济”、“热电联产”和“煤电联营”+“坑口电厂”为导向，均为政策支持的发展方向，享受优惠政策：

　　风电：公司拥有康平、彰武风电一二期项目，总装机容量为4.93万千瓦。风电享受增值税减半的税收优惠。

　　热电联产：公司拥有金山沈阳热电分公司和桓仁金山热电公司80%，并参股沈海热电26%的股权。热电联产机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷。

　　循环经济：公司拥有阜新煤矸石热电公司51%的股权和南票劣质煤热电公司50%的股权。根据新调度办法，资源综合利用机组享按照“以（资源）量定电”的原则安排发电负荷。

　　煤电联营+坑口电厂：公司参股内蒙古白音华矿区（大型露天煤矿）的海州煤矿20%，以及白音华发电公司（一期工程为2*60万千瓦大型机组）31%的股权。坑口电厂，具有燃料价格低的优势。

　　项目盈利能力强：公司具有较强的项目选择能力和成本控制能力，使得项目的盈利能力强。

　　公司正处于高速成长期：公司项目自2006年起开始陆续投产，使得公司自2007年开始进入业绩的释放期。2007~2009年，公司的净利润将分别比去年同期增长102%、63%和43%，复合年增长率达到68%。

　　盈利预测与投资评级：我们预计公司2008-2009年的每股收益分别为0.38元、0.50元，维持“增持”评级。

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