主题：电力行业：需求的转弱难改行业回暖趋势

第二产业增速的放缓是导致8月份国内用电需求呈现快速回落态势的主要原因，发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟。煤价及海运价格回调有利于缓解火电企业成本压力，煤电联动仍有再次实施的可能性，维持电力行业“增持”的投资评级。

8月份国内用电量增速降至5.38%。随着宏观经济增速逐步放缓，6、7、8月份，全国全社会用电量同比分别增长8.35％、7.74%和5.38%，需求转弱的趋势明显。我们认为虽然第二产业增速的放缓是电力需求转弱的主要原因，但是考虑到奥运、电煤供应、南方降水较往年偏多等因素的影响，6-8月份用电量增速下滑如此迅速确实也存在一定程度的偶然性。我们预期到4季度全社会用电量增速将有望出现一定程度的回升，预计全年用电量增速仍将保持在10％以上。

新增生产能力中火电占比进一步下降。1-8月份全国新增生产能力5178.34万千瓦，较2007年同期下降13.36%。从全国新增装机容量的构成来看，火电的比重逐步下降，而水电的比重快速上升。火电占同期全国新增装机容量构成的比例由2007年的82.1%下降至目前的71.1%，而水电占比则由12.9%提升至25.0%。考虑到水电机组由于受到上游来水状况的影响，季节波动性较大，全年平均利用小时数一般低于火电机组约1800-2000小时，而风电的全年平均利用小时数更低，因此水电及风电机组装机容量比例的提升事实上有利于既有火电机组全年平均利用小时数的提升。

发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟。由于电力需求整体增速放缓且水电设备出力情况明显好于去年同期，导致近期火电设备平均利用小时数出现大幅下滑，7、8月当月火电设备平均利用小时数分别比上年同期下降52小时和49小时。考虑到全社会用电量增速低于预期，因此发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟，2009年上半年全国发电设备利用小时数仍会有小幅下滑，但下滑幅度将在2008年的基础上进一步收窄。

煤价及海运价格回调缓解火电企业成本压力。市场煤价回调有利于合同煤履约率的提升，考虑到2008年上半年合同煤实际履约率不足50％，市场煤价格下跌以及合同煤履约率的提升将为火电企业煤炭成本压力的缓解带来双重利好。而秦皇岛港及主要电厂煤炭库存的高企无疑将进一步缓解电煤矛盾，有利于火电企业的正常生产。

煤电联动仍有再次实施的可能性。两次电价上调仍难以消化电煤价格的大幅上涨，电力行业利润率远未恢复至合理水平。而电网企业亦难以长期承受补贴压力，电价仍有再次调整的可能。

维持电力行业整体“增持”评级。决定电力行业业绩的两个最重要因素电价及煤价均处在逐步变得对电力行业有利的过程当中，而电力需求的转弱对于具有机组效率优势的电力行业上市公司来说影响则相对较为有限。在电力行业目前的盈利状况已处于历史最差阶段的情况下，未来的任何政策面或市场面利好将使得行业景气重新进入上升通道。我们仍维持对电力行业整体“增持”的投资评级。

1. 8月份国内用电量增速降至5.38%

2008年以来，随着宏观经济增速逐步放缓，中国电力消费也经历了一个逐渐减速的过程。特别是进入6月份之后增速回落更加明显，6、7、8月份，全国全社会用电量同比分别增长8.35％、7.74%和5.38%，需求转弱的趋势明显。1-8月份，全国全社会用电量23324亿千瓦时，同比增长10.19%，较2007年同期下降约5个百分点。

　　相应的，2008年二季度以来，全国规模以上电厂发电量增速亦出现明显回落，6、7、8月份，全国规模以上电厂发电量同比分别增长8.3%、8.1%和5.1%。

从2008年1-8月分产业用电情况来看，第一产业用电量603.73亿千瓦时，同比增长3.09%；第二产业用电量17755.98亿千瓦时，同比增长9.90%；第三产业用电量2305.22亿千瓦时，同比增长10.97%；城乡居民生活用电量2659.41亿千瓦时，同比增长13.28%。1-8月份，城乡居民生活用电量增速比全社会用电量增速高出3.09个百分点，成为带动全社会用电量保持持续增长的一个新动力。

　　但是我们也应该看到，即使第二产业用电量占比较去年同期有所回落，但仍占到中国电力消费的76％以上，因此第二产业增速的放缓无疑还会将对用电需求产生决定性的影响。

2008年1-8月，全国工业增加值增长15.7%，较2007年同期18.4%的增速下滑2.7个百分点。其中，8月份当月工业增加值增速仅为12.8%，同比回落达4.7个百分点，较7月3.3个百分点的下滑幅度增加明显，相应的，同期全国发电量增速也出现了加速下降的态势。

我们认为虽然宏观经济增速的放缓是电力需求转弱的主要原因，但是考虑到奥运、电煤供应、南方降水较往年偏多等因素的影响，6、7、8月份用电量增速下滑如此迅速确实也存在一定的偶然性。我们预期到4季度全社会用电量增速将有望出现一定程度的回升，预计全年用电量增速仍将保持在10％以上。

　　2.新增生产能力中火电占比进一步下降

1-8月份，全国新增生产能力（正式投产）5178.34万千瓦，较2007年同期的5976.57万千瓦下降13.36%，2008年以来新增装机容量增速处在1998年以来的底端。

而从电力行业投资增长情况来看，电力行业投资高峰已过，新增机组装机容量将呈现逐年递减的趋势。由图8可以看出，受2003-2004年严重“电荒”激发而形成的电力行业固定资产投资高峰出现在2004-2005年，两年的投资增速分别高达45.5％和33.7％。考虑到电源建设从资金投入到实际投产一般有两年以上的滞后期，因此新增装机容量投产的高峰期出现在2006-2007年。而进入2006年之后，电力行业固定资产投资增速迅速下滑，2006、2007及2008年前5个月分别仅为11.1、8.7％及4.4％，若考虑通货膨胀因素，电力行业固定资产投资事实上已进入负增长阶段。

从全国新增装机容量的构成来看，火电的比重逐步下降，而水电的比重快速上升。从今年1-8月的情况来看，新增火电生产能力3681.09万千瓦，同比降幅达24.96%；新增水电生产能力1292.03万千瓦，同比增幅高达67.58%。相应的，火电占同期全国新增装机容量构成的比例由2007年的82.1%下降至目前的71.1%，而水电占比则由12.9%提升至25%。

　　目前火电行业面临的亏损窘境使得新增投资热情迅速降温，并且火电企业由于亏损严重导致资金紧张，使得前期订购的机组亦有交付延期的趋势；而水电机组由于受到国家政策扶持，仍将保持良好的盈利能力，因此新增装机中火电、水电比例的此消彼长将是中长期的趋势。

考虑到水电机组由于受到上游来水状况的影响，季节波动性较大，全年平均利用小时数一般低于火电机组约1800-2000小时，而风电的全年平均利用小时数更低，因此水电及风电机组装机容量比例的提升事实上有利于既有火电机组全年平均利用小时数的提升。

　　3. 7、8月份火电设备平均利用小时数下滑较为明显

由于发电量增速放缓，导致7-8月份全国发电设备累计平均利用小时继续下降。1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时3237小时，比去年同期降低116小时（下降幅度比去年同期少20小时）。需要指出的是，由于前期上游来水较好，水电发电设备出力情况良好，7、8月当月水电设备平均利用小时分别比上年同期增加7小时和17小时，从而在电力需求整体增速放缓的情况下使得火电设备平均利用小时数出现大幅下滑。7、8月火电设备平均利用小时数分别比上年同期下降52小时和49小时，而上半年累计仅下降了50小时。

考虑到全社会用电量增速低于预期，因此发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟，2009年上半年全国发电设备利用小时数仍会有小幅下滑，但下滑幅度将在2008年的基础上进一步收窄。

4.煤价及海运价格回调缓解火电企业成本压力

上半年国际、国内煤炭价格飙升的背后，是国际原油以及天然气价格持续大幅上涨引发的全球能源消费重心被迫重新向价格相对较为低廉的煤炭转移。下半年以来国际石油、天然气价格出现持续大幅下跌，从而有利于国际煤炭价格的稳定。

事实上，近期国际、国内煤炭价格均已出现冲高回落的走势。由于市场煤价回调有利于合同煤履约率的提升，考虑到2008年上半年合同煤实际履约率不足50％，市场煤价格的下跌以及合同煤履约率的提升将为火电企业煤炭成本压力的缓解带来双重利好。

从煤炭库存情况来看，8月份以来秦皇岛港煤炭库存出现快速攀升的态势，9月21日达到873.1万吨，已逼近秦皇岛港的核定最大库存能力。而与此同时，据截至9月17日统计数据，全国353家主要电厂存煤达2933万吨，大大超过电厂存煤2300万吨至2400万吨的历年平均水平，创下全国主要电厂存煤量历史新高。煤炭库存的高企以及奥运后煤炭企业的增产增供效应的逐步显现，无疑将进一步缓解电煤矛盾，有利于火电企业的正常生产。

另外，值得注意的是，电煤海运成本也处在下跌通道当中。由下表可以看出，2008年9月中旬国内主要煤炭运输港口至主要煤炭消费地的海运价格较2007年同期大多有25-35％的下跌，相当于吨煤成本降低20-40元/吨。

而比较目前煤炭海运价格与今年6月下旬价格走势，则我们可以发现价格下跌更为明显。2008年9月中旬国内主要煤炭运输港口至主要煤炭消费地的海运价格较2008年6月下旬大多有40-50％的下跌，相当于吨煤成本降低45-60元/吨。

5.煤电联动仍有再次实施的可能性

5.1两次电价上调仍难以消化电煤价格的大幅上涨

虽然下半年国家发改委已经对电价作了两次调整，基本覆盖了发改委之前在6月19日调价通知中确认的电煤涨价幅度，但我们认为通知中指出的电煤价格“每吨上涨80多元”主要是考虑了合同煤价的上涨，由于合同煤仅可满足50％左右的电煤需求，而2007年以来电煤市场价格的涨幅远超过合同煤价的涨幅，并且电煤运价的普遍上涨进一步增加了电厂的用煤成本，因此实际电煤价格涨幅要远高于100元/吨。考虑到7、8月份实际电煤价格又有50元/吨左右的上涨，相当于基本抵消了第二次电价调整的影响，因此两次电价上调仍远不能覆盖电煤成本的上升。

5.2电力行业利润率尚未恢复至合理水平

通过比较历次煤电联动出台时火电行业利润率情况可以明显看出，今年6月份首次电价调整政策出台时火电行业已处于全行业亏损状态，利润率远低于上两次煤电联动出台时5-7％的利润率水平，而销售电价的调整幅度则仅与前两次联动幅度基本相当。

考虑到3－5月火电行业累计利润率仅为-2.23％，而6月煤炭价格呈现加速增长的态势，因此在煤价高企的2008年下半年，两次上网电价上调尚不能使得火电行业利润率回到2005年第一次煤电联动出台前的水平（5％），更遑论历史平均约8%的利润率水平，不利于保证火电行业的发电积极性以及未来的长远发展。

5.3电网企业难以长期承受补贴压力

8月20日起火电上网电价上调0.02元/千瓦时，而销售电价并未相应上调，因此2008年电网企业对火电企业的补贴额大约将达140亿元左右。若以2009年全年计，电网企业对火电企业的补贴负担将达到近500亿元，将对电网企业造成巨大的负担。另外我们也应该看到，电网企业未来几年仍将面临较大的固定资产投资压力，还本付息的负担将不断加重，电网企业由于盈利能力快速下降从而导致电网建设进度滞后也是国家所不愿看到的，因此由电网企业长期承担此次上网电价上调带来的补贴压力可能性很小，销售电价的再次上调或国家予以某种形式的补贴应当是未来的方向。

5.4电价仍有再次调整的可能

总的来看，电力行业厂网分开的改革历程使得发电环节与输配环节基本脱钩，在没有其它业务环节利润补贴的情况下，广大独立发电厂几乎是独力承担了2007年以来煤炭成本飙升带来的沉重压力，基本未获得任何财政补贴。电力行业作为市政公用及经济社会中的基础性行业，对经济发展和民生起着直接且极其重要的影响，发电企业若长期处于微利乃至亏损状态，将导致新增投资停滞甚至行业萎缩，最终引发供求失衡，严重影响宏观经济的发展，并且低下的电价水平将导致资源价格扭曲，不利于国家节能减排目标的实现。因此我们认为国家不可能长期坐视电力行业经营处于困境，维持电力行业相对合理的利润率水平应是国家理顺电力价格形成机制的重要目标。

　　由于国内发电企业众多，股权结构不一，若考虑给予发电企业财政补贴，从中央到各级地方政府以何种方式补贴、各自补贴比例如何，均难在短期内得到满意的答案，因此直接给予电厂财政补贴在实施当中面临较多困难。相形之下，实施以提高发电企业上网电价为主要内容的煤电联动仍是最为切实可行的方案。当然我们也不排除国家也有可能以减免火电企业增值税的方式来化解电力企业的成本压力，该方案实质上也类似于上调电厂的上网电价。

　　考虑到电煤限价政策对于煤炭价格市场化进程来讲无疑是一种倒退，在奥运会已举行完毕的2009年，冀望国家继续执行类似限价政策显然并不现实；而同样的，奥运年的顺利度过将使得国家放松电价控制的大环境也变得更加宽松，并且长期由电网企业承担火电企业的补贴义务并不具有可持续性，因此2009年与煤价控制同样松动的应当也包括电价，届时再一次实施电价调整的可能性较强。

　　6.维持电力行业整体“增持”评级

在电力行业目前的盈利状况已处于历史最差阶段的情况下，未来的任何政策面或市场面利好将使得行业景气重新进入上升通道。考虑到决定电力行业业绩的两个最重要因素电价及煤价均处在逐步变得对电力行业有利的过程当中，而电力需求的转弱对于具有机组效率优势的电力行业上市公司来说影响相对则较为有限，且电力行业整体估值尚处于较为合理的区间，具有一定的安全边际，因此我们仍维持对电力行业整体“增持”的投资评级。




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