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1、行业深度分析 电力行业2010年投资分析电力行业2010年投资分析东边日出西边雨 道是有情却无情投资要点需求持续回暖，供给延续回落，利用小时触底回升。预计0910年全社会用电增速分别为5.1%和7.6%；净装机增长分别为7.1%和6.8%，延续07 年后总量逐年回落趋势。新投火电占比下降，小火电关闭超预期，装机结构向水、风、核电等清洁能源方向明显改善；火电利用小时预测分别变动-1.6%和2.2%，即09年确定成为04 年见顶后行业开工率的底部，之后必将回升。 电改道路曲折；行业盈利短期仍赖外界因素。深化改革是发电业摆脱困境的唯一出路，改革的市场化方向不变，“低碳经济”又增添新的约束条件，但制度
2、安排不合理，缺乏有行政能力的第三方主导，决定近期仍以渐进式改革为主。电煤市场被操纵，上半年煤电矛盾可能再度激化，火电盈利短期再度受压；水电无燃煤之忧，但有赖水情，盈利确认待明年中期。 投资聚焦：前期看成长，后期观煤价。从规避煤价风险出发，我们认为成长型电力公司在2010 年上半年更受青睐，其主要有内生增长、外延扩张和择业发展三种路径。此外，近年电源投资和新核准项目向清洁能源方向倾斜趋势明显，火电向煤业渗透将在2010 年起逐步进入收获期，明年底煤电博弈天平有望向电企倾斜，届时板块或迎来整体机会。目 录需求持续回暖，供给增速回落，助利用小时触底回升.6需求：持续回暖，预测09
3、10 年增速分别为5.1%和7.6%.6供给：增速持续回落，0910 年预计装机分别为7.1%和6.8%.13利用小时：09 年底部确认，火电10 年回升约2%.15电改道路曲折；行业盈利短期仍赖外界因素.17电价改革：方向市场化，步骤渐进式，重点在电网.17火电盈利仍赖煤价走势.21水电延续靠天吃饭.25投资聚焦：上半年看成长，下半年观煤价.27高成长公司仍具相对优势.27电源结构渐变，电煤自给提高，煤电博弈2010 年底后恐生变.31下调行业评级至“中性”，关注个股的多元投资机会.34板块走势明显滞后大盘，A-H 价差有所扩大.35动态P/E 略低于市场平均水平，相对市场P/B 估值高于历
4、史中值.35下调行业评级至“中性”，关注个股多元投资机会.37图 表 目 录图1：0709 年各月全国用电量增速情况.7图2：09M110 全国各产业用电结构.7图3：0809 年全国各产业用电增速.8图4：0809 年各类地区单月用电增速.9图5：0809 年扣除雪灾影响各类地区单月用电增速况.9图6：0809 年各月原铝产量及增速.12图7：0809 年各月生铁产量及增速.12图8：0809 年各月电石产量及增速.12图9：0809 年各月水泥产量及增速.12图10：0809 年全国各类机组装机增速.13图11：09M10 全国600KW 及以上机组构成情况.13图12：09M110 全国
5、各省市装机及增速.14图13：0108 年全国100200MW 小火电装机.14图14：0610 年小火电关闭情况及预测.14图15：09M110 全国各类机组利用小时及增速.15图16：0809 年各月全国火电机组利用小时变动.15图17：19832010 年全国发电机组利用小时及预测.17图18：19832010 年全国火电机组利用小时及预测.17图19：09 年10 月公布的各省销售电价调整方案.19图20：09 年10 月公布的各省上网电价调整方案.20图21：0709 年山西重点产煤县坑口价.22图22：0709 年秦皇岛煤炭车板价.22图23：0709 年BJ 动力煤价格.22图2
6、4：0709 年秦皇岛广州煤炭运价.22图25：0709 年秦皇岛上海煤炭运价.22图26：0609 年华东地区电厂煤炭到厂接收价.24图27：0609 年秦皇岛港煤炭库存.24图28：0809 年全国直供电网电煤库存.24图29：主要火电公司2010 年业绩对煤价弹性.25图30：主要火电公司2010 年业绩对利用小时弹性.25图31：0609 年全国水电发电占比及月度累积增速.25图32：国网公司所辖电网内主要水电厂来水和运行情况.25图33：0409 年三峡各月发电量.26图34：0409 年隔河岩各月发电量.26图35：0409 年岩滩各月发电量.26图36：0409 年二滩各月发电量
7、.26图37：0809 年全国各类机组投资比例.32图38：0609 年全国净投机组类型情况及预测.32图39：0709 年各月发改委核准发电装机情况（MW）.32图40：0709 年发改委核准发电装机构成.32图41：09M111 各主要行业指数走势.35图42：0709 年电力行业重点公司A-H 股价差.35图43：A 股市场各行业2010 年动态P/E 水平.36图44：0609 年火电及沪深300 历史P/B 走势.36图45：0309 年基金对电力板块配置变动情况.37表 格 目 录表1：0709 年全国各省市用电增速比较.10表2：0709 年全国分行业电力需求增速及预测.11表3
8、：0310 年全国电力需求增速及预测.13表4：0410 年全国电力装机增长及预测.15表5：09M110 全国分地区发电设备累计平均利用小时及装机增速.16表6：0911 年部分电力上市公司加权权益装机增长情况.28表7：北方联合电力主要电厂情况.29表8：北方联合电力主要控股煤矿情况.29表9：国电集团主要非上市电厂情况.30表10：部分电力上市公司参与地产项目情况.31表11：部分电力上市公司参股金融企业情况.31表12：五大发电集团煤炭产能情况预测.34表13：重点上市公司盈利预测、估值及评级.38表14：重点上市公司季度业绩预测.38表15：内蒙华电2010 年业绩对利用小时及煤价敏
9、感性分析.39表16：穗恒运2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39表17：国电电力2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39表18：宝新能源2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39表19：深圳能源2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39表20：华能国际2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39表21：国投电力2010 年业绩对利用小时及煤价敏感性分析.39需求持续回暖，供给增速回落，助利用小时触底回升需求：持续回暖，预测 0910 年增速分别为5.1%和7.6%前10月全社会用电量29,775 亿kWh，增速2.8%，好于19 月的1.4%；其中10 月单
10、月增速为15.9%，高于9月的10.2%，保持了4 月以来稳步提高的趋势，显示经济继续处于回暖态势之中。分行业看，具有刚性的第一、三产业及居民用电增速分别为7.2%、11.1%和11.2%，均保持正增长且增速较08 年全年变动不大（农业增速较高与年初大旱灌溉用电增加有关）；第二产业中的轻、重工业则分别变动-2.0%和0.6%，重工业增速年内首次转正，10月单月增速分别为6.9%和20.1%，延续了8月开始的正增长势头。分地区观察，受08年基数较低及近期需求持续旺盛作用，近两月中西部高耗能地区回升速度明显好于沿海地区，10月各区域情况如下：高耗能地区：各省份单月均同比均实现正增长，但仍有山西（关
11、闭小煤窑及煤炭行业整合缓慢）及宁夏累计分别下降8.2%和4.7%；贵州、内蒙古及云南环比增速提高较大，预计与近期当地电解铝等高耗能产业复产增加有关。沿海地区：各省份单月均同比均实现正增长，仅上海累计下降1.8%；山东及江苏环比增速提高较大，广东则有所回落。其他地区：各省份单月均同比均实现正增长，新疆及海南累计增速较高；湖北及重庆环比增速提高较大，北京则有所回落。总体：高耗能、沿海和其他地区的用电增速环比分别变动10.7、1.6 和6.2 个百分点，高耗能地区一改上半年颓势，回升速度明显加快，这也与相关行业用电量持续回升相一致。就需求预测而言，鉴于目前经济形势仍处危机后的恢复阶段，故我们继续采用
12、分行业结构预测和宏观预测相结合的方式。结构预测结果显示0910年全社会用电增速将分别为5.1%和7.6%，其中09年对增速贡献最大的前三大板块分别为城乡居民、第三产业和电力自身（电力、黑色金属、化工、有色金属和非金属五大高耗能行业对增速的贡献为33.6%），10 年则为城乡居民、有色金属和第三产业（五大高耗能行业对增速的贡献升至46.5%），表明除需求较为稳定的居民和三产外，10年用电增长的主要来源继续转向高耗能。鉴于目前经济处于回升阶段，在此过程中用电弹性也将从底部提高的规律判断，宏观预测得到0910年的用电增速预测结果分别为5.1%和7.7%，对应需求弹性分别为0.59 和0.76。供给：
13、增速持续回落，0910 年预计装机分别为7.1%和6.8%前10月全国新增装机（正式投产）58,574MW（同比微升112MW），其中火电41,290MW（占比70.5%）、水电12,753MW（占比21.8%）。全国6,000kW 及以上发电生产设备容量805,820MW，同比增长9.4%（08年同期增长12.2%，09年前9月增长9.2%）；其中，火电625,440MW，同比增长7.6%（08年同期增长10.3%，09年前9月增长7.2%）；水电157,020MW，同比增长13.8%（08 年同期增长18.3%，09年前9 月增长14.1%）；核电9,080MW，与去年持平。从区域上看，陕
14、西、青海、云南、安徽及吉林等省份装机增速较快，而江苏、北京、上海、湖北及广东等省份增速则低于全国平均。根据目前行业固定资产投资和发改委项目核准情况，我们预计0910 年全国新投产机组将分别约83,000MW和70,000MW，扣除27,000MW和12,000MW 小火电关停后同比分别提高7.1%和6.8%，较0507 年投产高峰时15%以上的增速明显回落。此外需要指出的是，鉴于节能减排的大背景，以及目前电力供求略有宽松的局面，管理层很有可能将小火电关停的门槛由单机100MW提升至200MW，若此政策出台则2010年的小火电关停规模有望超出我们预期，并由此进一步拉低装机实际增速。利用小时：09
15、 年底部确认，火电10 年回升约2%前10月全国发电企业利用小时累计为3,735小时，同比降240小时，降幅6.0%；其中火电为3,923小时，同比降245小时（-5.9%），单月则实现正增长10.6%；水电则下半年开始略偏枯同比下降193小时，降幅6.1%。分区域看，剔除受08 年冰雪灾害及地震影响的贵州和四川外，云南、江苏、湖北及湖南火电利用小时同比实现正增长，陕西、甘肃及宁夏等省则降幅逾20%。按上述装机增长“中性”方案，我们预计全国09 年全口径利用小时将下降134小时（降幅2.9%），其中火电下降78 小时（降幅1.6%，下半年水电偏枯使得火电超预期多发，也是4 季煤价季节性上涨幅度
16、大的原因）。10 年以7.6%的需求预测为中值，分别考虑悲观6.1%和乐观9.1%两种情景进行测试，在装机增长“中性”方案下，三种情景对应的利用小时变动分别为-2.0%、0.6%和3.2%（其中火电利用小时变动-0.3%、2.2%和4.8%），若目前水电偏枯的情形明年延续，则火电利用小时将再超预期。电改道路曲折；行业盈利短期仍赖外界因素电价改革：方向市场化，步骤渐进式，重点在电网电价改革仍将是2010年行业的热点问题，为此我们将所掌握的情况整理如下：目前电价机制的主要矛盾和问题：厂网分开后，上网电价仍实行政府定价，没有形成有效竞争的电力市场和运行规则；受输、配资产不分等因素影响，科学合理的输配
17、电价体系尚未形成，电网企业成本缺乏有效约束；销售电价交叉补贴严重，电网企业单一购买的市场格局尚未打破，用户缺乏用电选择权。可能出台的改革内容和措施：继续推进直购电试点：抓紧核定各地区的电网输配电价标准，推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，逐步放宽市场准入条件。在具备条件的地区，对2010 年及以后新核准机组所发电量和电价，由发电企业与电力用户协商确定或纳入电力市场统一安排；与电力用户直接协商确定电量、电价的输配电价按照比大用户直购电输配电价标准降低20%执行，并逐步过渡到按输配电成本定价。构建有效竞争的电力市场体系，实现竞价上网：选择部分区域和省级电网，继续推进电力市场建设；放开发电企业上
18、网电价，由市场竞争形成；销售电价与竞争形成的上网电价实现联动，居民、农业电价每年最多变动一次，工商企业电价每6 个月变动一次。完善政府定价：燃煤电厂实行标杆上网电价政策，并根据当前机组造价、煤价、设计利用小时对各地区标杆电价进行校核，适当调整；对还贷已结束的电厂上网电价进行清理。对新建水电企业按照调节能力分类定价；逐步提高老水电上网电价，提价收入主要用于解决移民扶持和库区生态问题。对可再生能源发电继续实施扶持性电价政策。逐步建立规范的输配电价机制：开展输配电价改革试点，在国家电网、南方电网两大公司经营范围内，各选择一个省级电网经营企业进行按成本加收益办法核定输配电价的试点；加强对电网经营企业的
19、成本监审。推进销售电价改革：简化销售电价结构分类；结合销售电价调整，在全国范围内实现工、商业用电同价；结合农网改造和农电体制改革，全面实现城乡各类用电同价；对居民生活用电实行阶梯式递增电价；逐步减少销售电价中的交叉补贴；完善需求侧电价管理。对于未来可能的政策走向，我们的观点如下：电价改革总体方向未变，未来火电向加工型企业发展，水电则逐步成为类资源型企业：电价改革方向：上网电价逐步由市场竞争形成，输配电价根据成本加成核定，销售电价与上网电价联动并减少分类。火电企业前景：行业毛利率波动更多取决于需求变动，行政干预将逐步减弱；上网电价水平则由供求情况和煤价水平共同决定，而非简单的上涨或下跌；总体而言
20、行业公用事业特性将逐步弱化，其盈利模式将向加工型企业方向发展。水电企业前景：前期投资巨大而投产后现金流充沛的特点决定水电具有类资源型企业的特点，管理者对于现金流的运用能力将决定企业的长期价值；水电的调节能力将决定电能质量，并将逐步在电价中得以体现，但简单的水火同价难以实现；对新机组而言，移民和环保两大问题和由此带来的成本提高将是摆在开发企业和监管层面前的难题，本次价格调整方案中已暂停执行新投机组的标杆电价也为开发成本提高部分的转移埋下伏笔。电价改革难点仍在于输配电价环节，预计短期仍将以试点为主：目前电力市场和直购电推进的难点都在于输配电价的合理确定，决策层的决心和电网的妥协程度将决定改革的进程
21、。直购电有望成为打破电网垄断，确定合理输配电价的突破口，但在现有环境下其推行难度依然很大，预计短期仍以试点为主。总之，我们认为：当前行业改革的主导部门主要是国家发改委，该部门也握有电力行业项目和电价审批两大生杀大权，但若进行市场化改革将意味着上述审批权的旁落，因此，当前电力改革的制度安排是存在先天缺陷的，未来必须产生具有行政能力的第三方，近期电改则仍以渐进式为主。火电盈利仍赖煤价走势11月国内坑口煤价微升，秦皇岛价格上涨超6%，海运费大幅飙升，沿海到厂煤价上涨逾10%；国际煤价涨幅也超10%；受天气好转外运增加影响，秦皇岛港存煤环比微降但仍维持712 万吨的较高水平，电厂存煤可用天数则进一步降
22、至13天。坑口价微升。11 月下旬大同6,000 大卡及大同南郊5,500 大卡动力煤较10月下旬分别上涨15元/吨和20元/吨（升幅分别为3.5%和5.1%），目前分别为440元/吨和415元/吨；111月均价则较08 年全年均价小幅下降8.0%和9.7%。中转地上涨逾6%。秦皇岛大同优混、山西优混以及普通混煤的车板价11月下旬分别为680元/吨、650 元/吨和433 元/吨（月环比分别上涨6.3%、8.3%和10.2%），较08年7月中旬最高点则分别回落约33.7%、31.9%和34.0%，111 月均价较08 年均价下降22.3%、19.6%和22.5%。国际煤价上涨逾10%。BJ动力
23、煤11月下旬约81美元/吨，相当于07年11 月初水平（月环比上涨约11.6%，较08 年高点回落57.6%，111月均价较08年全年均价大幅下跌44.4%。煤炭海运费飙升。11月下旬秦皇岛广州运费环比急升30元至74元/吨（升幅68.2%）；秦皇岛上海运费环比飙升5元至65元/吨（升幅116.7%）；111月均价较08年全年均价分别大幅下跌61.8%和58.5%，全年总体仍呈低位运行态势。沿海到厂市场煤价上涨逾10%。11月下旬上海地区5,800、5,600 和5,000 大卡煤价分别环比提高75、85 和60 元/吨至750、730 和630 元/吨（幅度分别为11.1%、13.2%和10
24、.5%），111月均价较08 年全年均价分别下降19.8%、21.1%和25.5%。库存：港口微降、电厂续降。受天气好转外运增加影响，11月下旬秦皇岛港存煤量环比微降约31万吨但仍维持712 万吨的较高水平；受水电偏枯导致火电出力提高等因素作用，电厂存煤可用天数10月底为15天，11 月下旬则进一步降至13天的偏低水平。对于煤价走势，中信证券煤炭行业分析师的观点是“10年动力煤合同价有望上调5%；市场价格则总体呈逐季走高趋势，全年均价同比上涨15%”，我们目前暂时假设重点公司10年综合煤价同比上涨5%。水电延续靠天吃饭与历年同期来水量相比，10月份全国主要江河来水量均较常年偏少。其中，松花江偏
25、少4成；辽河偏少8 成；海河流域拒马河张坊水文站出现历史同期最小流量；黄河上游偏少近2 成，中下游偏少6成；淮河偏少6 成；长江上游干流偏少2成，中下游干流偏少56成，洞庭湖水系湘江偏少4成，鄱阳湖水系赣江偏少5成；珠江流域西江偏少近7成，梧州水文站出现历史同期最小流量。11月1日蓄水总量为1842.2 亿立方米，比上月初减少59.3 亿立方米，减少3%；比去年同期少蓄208.6亿立方米，偏少10%；比多年同期平均多蓄50.3亿立方米，偏多3%。今年以来主要水电站来水上半年较好但下半年略偏枯，10 月单月三峡、隔河岩、岩滩及二滩发电量同比分别变动-19.3%、-18.7%、-76.1%和0.7
26、%；前10 月则分别变动5.1%、-24.4%、3.0%和-5.8%。投资聚焦：上半年看成长，下半年观煤价在电价改革难有实质性进展的情况下，行业盈利短期内受外界因素扰动较大，即火电仍看煤炭脸色，而水电则赖气候状况。就投资而言，我们认为上半年具有成长性的公司将具有相对优势，而煤电博弈的微妙变化或对下半年火电走势产生重要影响。高成长公司仍具相对优势成长方式上，目前上市公司主要具有内生增长、外延扩张和择业发展三种路径。内生增长：受定向增发收购和新增机组投产等因素影响，穗恒运、国电电力和上海电力等公司2010年加权权益装机增速较高；而宝新能源、深圳能源和上海电力则有望在2011年快速增长；此外需要指出
27、的是，国电电力和内蒙华电在2011 年同时有煤矿投产，因此业绩增速应高于装机增长。外延扩张：资产注入仍将是2010年电力上市公司的热点，相关公司也有望因此获得外延式扩张机会，我们认为内蒙华电和国电电力等公司仍有望持续获得大股东的优质资产。择业发展：鉴于目前常规火电项目审批日益严格以及五大集团的持续扩张，地方性发电企业的主业发展空间受到明显压制，为此部分公司开始择业发展，根据自身优势向地产、金融等非电领域进军，其中以穗恒运和宝新能源两家公司最为典型。电源结构渐变，电煤自给提高，煤电博弈 2010 年底后恐生变随着0607年机组投产高峰的结束（主要是火电），小火电关停规模的逐年扩大，以及水电和风电
28、的集中投产，火电在净投产机组中的占比也由06 年的86.9%降至08 年的62.1%，预计10 年将进一步降至39.7%。从行业投资来看，电源占比从08年初的59.0%降至09年10月底的48.3%，火电在电源中占比也从08年的54.5%降至10月底的43.5%，水电、核电及风电占比则不断提高。此外国家发改委前10月共核准电源项目41,301MW（同比下降20.7%），其中火电占比由07 年的88.1%降至80.6%（风电占比减少主要源于50MW以下项目由地方发改委审批）。总体而言，在化石燃料成本逐步提高、环保压力日趋增大的背景下，未来我国电源结构中火电占比逐步减少，水电、风电及核电等清洁能源
29、占比大幅提高将是大势所趋。此外，值得注意的是，在近年受到煤炭行业不断挤压的形势下，各发电集团均加大了向上游扩张的力度，电力对煤炭领域的投资呈逐年攀升之势，其产能释放将在2010年起逐步显现成效。根据我们初步统计，2010年底五大集团的煤炭产能有望超过18,000万吨，按届时其火电装机400,000MW估算，煤炭自给率有望接近20%；按目前规划2015 年底煤炭产能则有望超过58,000万吨，按火电700,000MW估算，煤炭自给率则将超过40%。从这个角度观察，我们认为在2010 年底，电力企业在新一轮的煤电博弈中将通过煤炭自给率的提高而大幅增加谈判筹码，同时考虑到近年煤炭行业投资增速始终保持
30、在30%以上的产能释放，届时电煤年度合同价格恐难再现近年的单边上涨行情。下调行业评级至“中性”，关注个股的多元投资机会板块走势明显滞后大盘，A-H 价差有所扩大09年前11月，2、7、8 三月板块跑赢大盘，主要与年初市场预期煤价走低和3 季报靓丽表现有关；11月与大盘走势基本持平，与市场修正对电价调整过分担忧有关；其余月份则多落后大盘，主要源于煤价跌幅小于预期以及大盘走势强劲下低Beta 行业受到冷遇；111月总体来看则落后大盘约49个百分点。11月以来，电力板块A-H 股的价差有所扩大，华能、华电及大唐的当月平均价差为84%、175%和191%（与较10月的63%、135%和153%有所提高
31、），11月末为89%、186%和210，均高于07年来均值水平（63%、144%和146%）。动态P/E 略低于市场平均水平，相对市场P/B 估值高于历史中值从目前A 股市场各行业2010 年的平均动态P/E 水平来看，电力生产行业19.0倍和中信火电22.9倍略低于全市场的平均水平（26.1倍）。从板块静态P/B 来看，由于08年行业整体亏损导致净资产下降，故目前火电2.9 倍高于06 年来中值（2.5 倍）水平；相对沪深300静态P/B 比值0.85，也高于平均水平（0.71）。从基金配置来看，三季度板块权重受走势较弱影响继续下降至4.2%的历史低位，占基金股票投资比例也降至1.8%的较低
32、水平，基金已连续15个季度保持在“低配”水平，这也与近年行业盈利受煤价高涨及电价调整滞后影响逐年走低有关。下调行业评级至“中性”，关注个股多元投资机会“竞价上网”是解决火电成本转移的唯一出路，在电改短期难有实质进展下，由于煤炭市场被严重操纵，明年上半年煤电矛盾可能再度激化，相反火电盈利面临再次受压。而水电09 年下半年水情较差，该情形决定现在至明年一季度盈利不会很好。从估值上看，在利用小时和煤价分别上涨2%和5%的假设下，行业10年动态P/E 中值约24倍，略低于全市场26倍的平均水平。综合以上，我们下调行业评级至“中性”，建议关注个股多元化机会。其中上半年重点关注成长类股，而下半年视煤电博弈而定，如果年底博弈天平向电力倾斜，行业则面临整体性机会。电源结构合理，成长性好，资产注入预期强：国电电力、内蒙华电；主业稳定，非电业务可能超预期：穗恒运、宝新能源；具有估值优势的沿海火电：深圳能源、华能国际。39