电力行业投资策略报告书.docx

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1、2009年电力行业报告2008年11月12日行业深度报告趋势向好估值合理中性维持评级核心观点:分析师l 电力需求增速放缓。我国经济发展面临着一个必要但伴随阵痛的调整过程。电力需求因经济调整而增速放缓，电力需求弹性明显降低。l 电源投资收缩。我国发电产能充足，加大电源投资的内因要求并不强烈，国家仍会继续收紧电源投资。同时，严峻的经营环境也制约了发电公司的投资规模。l 机组利用率仍有下行空间。虽然电源供给放缓能够在一定程度上抵消需求增速回落的影响，但是2009年机组利用率仍将继续下行。l 煤炭供需紧张关系改善，价格趋降。随着经济调整的深入，我国煤炭供需紧张关系得到明显改善，煤炭价格呈下降趋势。l

2、视煤价走势和社会承受能力分步调整电价。我国通胀压力减轻，但经济下行风险增加。为减轻制造业压力，保持经济增长，政府一次性大幅上调电价的可能性很小。最有可能的情景是，视煤价走势和社会承受能力分步调整电价。l 电力行业景气复苏。电力行业已经先于其他行业盈利能力见底，并在逐步恢复中。推动行业复苏的主要因素是煤价下跌和电价上调。虽然需求放缓导致发电机组利用率降低，但是电力行业盈利能力（ROE）变化对电价、煤价的敏感性远高于利用率。因此，利用率的降低不会改变行业复苏趋势。l 趋势向好，估值合理。在行业处于周期底部时，我们更多的关注资产价值。通过观察PB-ROE估值矩阵，我们认为国电电力、国投电力、华能国际

3、、华电国际、深圳能源是相对价值较高的上市公司。电力行业盈利能力先于其他行业见底并回升，因此从“趋势”角度看，电力具有相对收益的投资机会。邹序元*：zouxuyuan(：（8610）6656 8668相关研究1行业动态研究：从区域煤价变化看电力投资机会08.11.052行业动态研究：发电量增速明显下降，煤炭价格短期回落08.08.073行业简评：释放中报风险，保持现金流是行业底线08.07.184行业深度研究：价格管制放松，度过最艰难的时刻08.06.245行业简评：价格管制下对全社会进行补贴08.04.186行业简评：电煤紧缺凸现能源供应瓶颈 08.01.30需要关注的重点公司股票名称股票代码

4、评级股价(元)目标价（元）PE（X）08-10EPS CAGRROE2009200820092010国电电力600795谨慎推荐5.61 5.70521.65 21.73 16.71 2.25%9.83%华能国际600011谨慎推荐6.32 7.67-25.70 20.55 -14.81%6.66%华电国际600027谨慎推荐3.21 3.60-19.82 15.50 0.55%7.23%国投电力600886谨慎推荐7.41 8.0052.30 17.18 14.31 -0.39%9.74%资料来源：中国银河证券研究所分析师简介邹序元电力行业分析师 总监英国埃克塞特大学 金融与投资专业硕士。2

5、006年9月加入中国银河证券研究所，负责电力行业研究。曾就职于湘财证券研究中心，具有4年证券研究经验。投资概要：煤价下跌、电价上调推动行业景气复苏驱动因素、关键假设及主要预测：（1）电力需求放缓，2008-2010年全社会用电量增速分别为9.3%、6.9%和6.6%，复合增长率为7.6%。（2）电力产能增速放缓，2008-2010年总装机容量分别达到77823万千瓦、83652万千瓦和89085万千瓦，复合增长率为7.7%。机组利用率在2008至2010年间继续回落。（3）鉴于煤炭下游需求的持续走弱，我们预计市场煤价格将从2008年9月价位上下跌30%。但是由于重点合同煤与市场煤有较大价差，2

6、008年合同煤价低于市场煤价的部分将在2009年获得一定补偿。我们预计重点合同煤价格在目前价位上上涨8%（其中神华和中煤的重点合同煤价格上涨10%）；综合两方面因素，2009年标煤均价预计下降3%。（4）政府视煤价走势和社会承受能力分步调整电价，2009年初（1月1日）将上调火电含税上网电价2.5分/千瓦时，涨幅约6%。我们与市场不同的观点：市场担心电力需求增速大幅下降会导致机组利用率持续走低，进而影响火电公司的盈利能力。我们认为，现阶段火电机组的盈利能力（ROE）变化对电价、煤价的敏感性远高于机组利用率。因此，利用率的降低不会改变行业盈利能力复苏趋势。行业估值与投资建议：在行业处于周期底部时

7、，我们更多的关注资产价值，并根据公司各自的外延式增长潜力、资产盈利能力（ROE）情况给予不同的合理市净率倍数。通过观察PB-ROE估值矩阵，国电电力、国投电力、华能国际、华电国际、深圳能源是相对价值较高的公司。电力行业趋势向好，但估值合理，维持“中性”的投资评级。重点公司价值提升的机会将来自于超预期的煤价下跌或电价上调。行业表现的催化剂：（1）电价上调是行业股价表现的催化剂。预计2009年初上调火电上网电价6%。（2）恰当的资产注入将提升重点公司价值。（3）增值税转型给重点公司带来超预期的业绩增长机会。主要风险因素：（1）如果需求依然强劲增长，则煤价有可能重拾升势。（2）由于政府决策的不可预测

8、性大，因此电价调整具有不确定性。如果电价不调整，火电公司仍将面对严峻的经营环境。目 录引言：电力行业景气复苏1一、电力需求增速放缓2（一）发电量增速呈下行趋势2（二）经济调整，电力需求弹性降低5二、电源投资收缩，利用率继续回落6（一）电源投资收缩6（二）利用率继续回落8三、煤炭供需紧张关系缓解，价格趋降9（一）国内中转地煤价下降，坑口煤价坚挺9（二）煤炭供需紧张关系缓解，价格回落不可避免10（三）煤价区域差别依旧明显11四、电价：视煤价走势和社会承受能力分步调整11（一）电价改革呼声渐高11（二）短期视煤价走势和社会承受能力分步调整电价13五、电力行业盈利能力逐渐恢复15六、趋势与价值19（一

9、）估值分析19（二）趋势向好，估值合理20七、风险分析20附录：30插图目录31表格目录32引言：电力行业景气复苏2008年，在煤价飙升、电价管制、财务成本上升三重因素冲击下，电力行业景气骤降，并出现了全行业亏损。可以说，电力行业正在经历着历史上最艰难的时期。站在周期底部，我们更加关注未来景气趋势如何变化。我们将行业景气定义为净资产收益率的变化，并着重分析影响其变化的关键要素。我们借助杜邦财务模型对电力行业ROE进行分解。由此看到，驱动ROE变化的三个关键要素是机组利用率、电价、煤价。n 净利润=营业利润（1-所得税税率）n 营业利润=上网电价(1-厂用率)-标煤单价单位煤耗装机容量利用率-（

10、机组造价/折旧年限）-员工成本-其他成本-管理费用-财务费用+投资收益n 总资产=流动资产+非流动资产n 权益成数=1/（1-资产负债率）我们认为，2009年煤价下跌和电价上调（火电上网电价）将推动电力行业先于其他行业盈利能力见底，并逐步复苏。图1：煤价下跌、电价上调推动行业盈利能力见底回升资料来源：中国银河证券研究所虽然电力需求放缓导致发电机组利用率降低，但是通过分析重点公司ROE对上网电价、标煤价格、利用率三个要素的敏感性，可以看到，盈利能力（ROE）变化对电价、煤价的敏感性远高于利用率。因此，利用率的降低不会改变行业景气复苏趋势。提请投资者关注的是，电力行业可以在煤价下跌、电价上调中恢复

11、正常的盈利能力，但是很难获得超额盈利水平。如果煤价超预期下跌，电力盈利能力恢复，存在不调电价或下调电价的可能。尤其是在宏观经济面临减速风险时，电力行业仍需肩负“社会责任”。此报告将以需求为切入点，对利用率（电力需求与供给增速双降，利用率继续回落）、煤价（供需紧张关系缓解，价格趋降）、电价（短期视煤价走势和社会承受能力分步调整）影响下的行业盈利能力变化趋势（景气见底回升）进行分析。一、电力需求增速放缓（一）发电量增速呈下行趋势2008年发电量增速明显回落。1-9月份全国规模以上电厂累计发电量26072亿千瓦时，与去年同期相比增长9.9%。其中，水电3984亿千瓦时，同比增长17.0%；火电214

12、26亿千瓦时，同比增长8.2%。从月度情况看，自2008年4月开始，发电量增速加速下行。9月份，规模以上电厂发电量仅同比增长3.4%。图2：2001年3月至2008年9月月度发电量同比变化情况资料来源：国家统计局；剔除春节因素影响分产业观察：中电联数据显示，1-9月份全国全社会用电量同比增长9.67%。其中，第一产业用电量同比增长2.56%；第二产业用电量同比增长9.31%；第三产业用电量同比增长10.76%；城乡居民生活用电量同比增长12.93%。第二产业用电量增速回落最为明显。表1：分产业用电量同比变化情况08M1-208M1-308M1-408M1-508M1-608M1-708M1-8

13、08M1-9全社会用电量总计11.9%13.0%12.7%12.4%11.7%10.9%10.2%9.7%A、各行业用电量合计11.3%12.2%11.8%11.7%11.1%10.5%9.8%9.3%第一产业3.8%9.2%8.1%5.6%5.0%4.3%3.1%2.6%第二产业11.2%11.8%11.6%11.6%11.1%10.6%9.9%9.3%第三产业13.4%15.2%14.2%13.8%12.3%11.2%11.0%10.8%B、城乡居民生活用电量合计16.9%19.7%19.7%18.4%16.5%14.4%13.3%12.9%城镇居民17.3%20.6%20.6%19.1%

14、18.9%14.3%12.9%12.5%乡村居民16.4%18.3%18.3%17.4%15.9%14.4%13.8%13.6%资料来源：中国电力新闻网从细分行业看，2008年前三季度，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、金属制品业、非金属矿物制品业等高耗能产业用电增速显著下降。2008年4月至今，纺织业、服装鞋帽、皮革羽绒及其制品业等出口导向型的轻工业的用电需求增速也呈现加速下降态势。表2：分行业用电量同比变化情况06M1-1107M1-307M1-607M1-907M1-1108M1-308M1-608M1-9制造业15.8%19.7%18.5%17.5%16.8%11.9

15、%11.8%9.8%1、食品、饮料和烟草制造业（轻）9.1%15.1%15.1%14.0%13.4%10.8%10.0%7.7%2、纺织业（轻）13.6%11.5%11.7%11.4%11.2%4.1%3.0%1.4%3、服装鞋帽、皮革羽绒及其制品业（轻）17.5%16.7%13.6%15.0%16.2%16.6%8.5%6.0%4、木材加工及制品和家具制造业17.8%24.5%20.3%20.3%21.5%15.2%14.3%10.3%5、造纸及纸制品业（轻）11.1%5.0%4.9%5.8%1.4%2.5%3.6%2.5%6、印刷业和记录媒介的复制（轻）10.8%15.4%12.8%12.

16、1%13.0%10.0%6.4%5.4%7、文体用品制造业（轻）3.8%7.5%5.2%5.2%7.5%10.8%6.8%6.0%8、石油加工、炼焦及核燃料加工业10.7%10.8%9.3%7.5%6.9%7.6%11.7%12.8%9、化学原料及化学制品制造业12.0%15.2%15.8%14.0%12.7%9.5%14.4%10.9%10、医药制造业（轻）3.9%3.3%6.4%9.0%9.1%13.8%12.1%10.9%11、化学纤维制造业（轻）5.5%5.1%7.8%7.6%6.4%6.2%4.6%3.3%12、橡胶和塑料制品业14.0%16.0%13.9%11.8%12.0%8.1

17、%5.9%5.1%13、非金属矿物制品业14.6%17.4%14.4%14.3%14.0%13.3%11.0%8.7%14、黑色金属冶炼及压延加工业19.0%28.8%25.3%22.6%22.0%11.6%12.1%11.8%15、有色金属冶炼及压延加工业24.0%29.1%29.9%30.6%28.5%15.5%16.2%12.3%16、金属制品业20.2%22.8%19.8%19.5%20.5%20.7%15.1%11.0%17、通用及专用设备制造业13.7%17.2%17.0%16.7%16.4%13.9%13.6%12.5%18、交通运输、电气、电子设备制造业24.1%22.6%21

18、.6%20.0%20.2%17.7%15.1%13.7%19、工艺品及其他制造业（轻）0.6%11.1%4.3%4.7%6.3%14.0%9.3%4.8%20、废气资源和废旧材料回收加工业3.5%3.4%9.4%6.4%6.5%1.3%1.2%3.7%资料来源：中国电力新闻网从主要耗能产品月度产量变化情况看，铜材、水泥、钢材、生铁产量增速明显下降，其中钢材产量在9月出现负增长（月度）。近期，钢厂、铝厂纷纷采取“限产保价”措施，因此未来一段时间主要耗能产品的用电需求仍不乐观。图3：钢材、铜材、原铝、水泥月度产量同比变化情况资料来源：国家统计局从分地区用电量变化情况看，广东、江苏、浙江、山东、辽宁

19、、河北等经济发达地区的用电量增速明显下降。虽然8、9月份华北地区用电量下降与奥运保障有一定关系，尤其是华北地区的高耗能产业因奥运保障而停产，进而影响用电需求。但是，华东区和南方区受奥运限产的直接影响较小，此区域用电量增速下滑更真实的反映出经济活跃度降低。图4：广东月度用电量同比变化情况图5：浙江月度用电量同比变化情况图6：江苏月度用电量同比变化情况图7：辽宁月度用电量同比变化情况图8：河北月度用电量同比变化情况图9：山东月度用电量同比变化情况资料来源：中国电力新闻网（二）经济调整，电力需求弹性降低1、不同经济发展阶段下的电力需求弹性电力是经济活动的基础，电力需求与经济增长速度、经济结构密切关系

20、。我们通过分析经济发展趋势（增速与结构）来预测电力需求。我们首先观察不同经济发展阶段下的电力需求弹性变化：n 初创期：经济处于初期阶段，农业对经济贡献度大，而工业发展波动性较大。这一阶段电力需求弹性波动剧烈，规律性较差。n 成长前期：经济处于轻工业阶段。由于轻工业生产能耗相对较低，这一阶段的电力需求弹性1。n 加速增长期：经济处于重工业阶段。高能耗产业拉动经济增长的同时也造成了经济发展对能源依赖度提高。电力需求弹性1。n 平稳增长期：技术进步推动经济发展进入新阶段。高度发展的工业表现为生产效率大幅提高，单位能耗显著降低。电力需求弹性1。n 成熟期：第三产业为主导的经济结构。电力需求弹性1。改革

21、开放以来，我国电力需求弹性的变化大致经历了以下几个阶段：1984-1988年，我国以满足居民的“吃、穿”为主的食品、纺织等轻工产业群加速发展，拉动经济增长。这一阶段我国经济以轻工业为主导，电力需求弹性均值为0.8。1989-1994年，国家加大了基础设施和基础产业建设，公路、港口、电力及基础重工业加速发展。此期间的电力需求弹性均值达到1.13。1995-1999年，受国有企业改制、亚洲金融危机等因素影响，我国经济进入调整期，工业用电快速下降，电力需求弹性也随之大幅降低，五年间需求弹性平均值仅为0.63。1998年亚洲金融危机影响最严重时，我国电力需求增速仅为2.8%，需求弹性为0.36。从20

22、00年开始，国家扩大内需政策逐步取得成效，代表居民消费升级的行业（如汽车、房地产）呈现出高速增长态势。2002年下半年以后，这股力量传递到中游制造业环节和上游能源、原材料、运输等环节，以机械制造、钢铁、有色、建材、煤炭等行业为代表的具有重化工业倾向的行业相继进入快速增长通道。重化工业阶段，经济增长对电力的依赖程度提高，2000-2007年电力消费弹性系数平均值达到1.31。2、经济步入调整期，电力需求弹性降低经历了近8年的重化工业快速增长后，我国经济发展方式面临调整。重化工业是经济发展的必然阶段，但是在资源禀赋的约束下，可持续发展问题日益突出。为此，政府确立了改变粗放型经济发展方式，建立资源节

23、约型国民经济体系的发展目标。主要方向是：一是加快经济结构调整，发展第三产业；二是推动重化工业部门的产业升级，最大限度的挖掘节能潜力，走新型工业化道路；三是提高资源综合利用水平，发展循环经济。这些内因要求我国主动转变经济发展方式，调整经济结构，降低单位能耗。同时，在全球经济周期下行的大背景下，我国经济也步入调整期，出口、房地产投资变化对经济的影响正在逐步显现。虽然国家的财政政策和货币政策调整可能会对保持经济增长起到支撑作用（尤其是对重工业的支撑），但是电力需求增速回落不可避免。在内外因影响下，我国经济发展面对着一个必要但伴随阵痛的调整过程。受此影响，用电需求增速将放缓，尤其是工业用电增速的缩减和

24、需求弹性的降低将非常明显。但是银河宏观研究认为，2009年国家将出台一系列扩大投资、拉动内需的政策以保持经济增长，经济总体情况预计将好于1998-1999年的水平。基于此，我们预计2008-2010年电力消费弹性系数分别为0.95、0.80和0.80；全社会用电量增速分别为9.3%、6.9%和6.6%，复合增长率为7.6%。图10：经济调整过程中电力消费弹性降低资料来源：国家统计局、中国银河证券研究所二、电源投资收缩，利用率继续回落（一）电源投资收缩1、国家收紧电源投资我国电源投资受到国家调控，不是完全的市场行为。2002-2005年由于电力产能不足，持续出现电力供应瓶颈，国家随即加大了电源投

25、资力度，这一期间的电源投资呈现跨越式增长。2006年开始电力供需紧张关系得到缓解，国家收紧了电源审批规模，电源投资额也出现了下降。2008年1-9月我国累计电源投资额为2166亿元，收缩趋势依然明显。虽然目前政府有可能通过加大固定资产投资力度来拉动经济增长，但是电源投资不会成为扩大投资的重点领域。主要原因是：我国现阶段面临的能源瓶颈主要是由于煤炭等一次能源产品的有效供给约束所造成的，与2002-2005年时电力产能不足造成的能源瓶颈有根本区别。现阶段，我国发电产能充足，机组利用率仍处于下降之中，电源投资的内因要求并不强烈。相对而言，通过加大煤炭、铁路投资来缓解能源有效供给瓶颈则显得十分迫切。因

26、此，我们预计2008-2010年国家仍然会收紧电源投资。图11：电源投资收缩资料来源：国家统计局、中国银河证券研究所图12：近年来电源投资速度落后于全国城镇固定资产投资2、运营环境制约电源投资大部分发电公司（电源投资主体）仍然以扩大装机规模作为主要发展目标之一，规划中的资本支出规模依然较大。但是严峻的经营环境制约了发电公司的投资规模。其一，2008年电力全行业亏损不仅影响到发电公司的生产、投资热情，而且直接导致其经营性现金流大幅下降。发电公司经营业绩和现金流状况堪忧影响其投资进度。其二，经过近几年的高速扩张，发电公司负债率高企。截至2008年8月，电力生产业的资产负债率已经达到69%。这意味着

27、发电公司运用财务杠杆扩大投资的空间已经非常有限，客观上抑制了投资规模。综合两方面原因，我们认为未来2-3年电源投资不会“过热”。图13：重点公司季度经营性现金流下降明显资料来源：国家统计局、中国银河证券图14：电力生产业资产负债率高企3、淘汰落后产能“节能减排，上大压小”是国家强力推行的产业政策，主要目的是淘汰落后产能，降低能耗，减少污染。为调动地方和企业的积极性，发改委实施“上大压小”，即在审批政策上将项目新建与关停联系在一起。这一措施很大程度上调动了各大发电集团关停小机组的积极性。淘汰落后产能效果明显。4、产能供给增速放缓我们通过分析电源投资、单位装机造价和投资周期来推算年新投产机组容量。

28、我们预计2008-2010年电源投资额继续下降，单位造价保持稳定（未考虑增值税转型影响），投资周期略有增加。投资周期的增加与电源投资结构有关：未来火电投资占电源投资的比重将下降，而核电、水电（包括抽水蓄能电站）投资的比重将上升。由于核电、水电的投资周期明显长于火电，因此整体的投资周期增加。根据测算，2008-2010年新投产装机容量分别为7794万千瓦、6830万千瓦和6433万千瓦，同期分别淘汰1300万千瓦、1000万千瓦和1000万千瓦的小火电机组。2008-2010年总装机容量分别达到77823万千瓦、83652万千瓦和89085万千瓦，复合增长率为7.7%。表3：电源供给增速趋缓20

29、06A2007A2008E2009E2010E电源投资（亿元）312230422737 2327 2443 单位造价（元/千瓦）3815*3929*4008 4008 4008 投资周期（年）1.721.571.85 1.85 1.85 年新投产装机容量（万千瓦）9700100097794 6830 6433 关停小机组（万千瓦）-1300 1000 1000 总装机容量（万千瓦）622007132977823 83652 89085 总装机容量YOY20.3%14.7%9.1%7.5%6.5%资料来源：中电联；中国银河证券研究所注：2006年单位造价为“十五”期间均值；2007年单位造价为预

30、测值；未考虑增值税转型（二）利用率继续回落虽然供给增速下降能够在一定程度上抵消需求放缓的影响，但是2009年全国平均机组利用率仍有下行空间。中性预计，2008-2010年全国平均机组利用率变化幅度分别为-2.76%、-1.18%和-0.26%；火电机组利用率变化幅度分别为-3.11%、-1.04%和-0.10%。图15：全国平均发电小时数仍有下行空间资料来源：中电联、中国银河证券研究所三、煤炭供需紧张关系缓解，价格趋降（一）国内中转地煤价下降，坑口煤价坚挺需求放缓对国内外煤炭价格的影响越来越明显。国际煤炭价格持续大幅回落：10月23日澳大利亚BJ煤炭现货价格已经降至99.45美元/吨，较7月初

31、的峰值下降了48%。同时，海运价格也出现了大幅回落。波罗的海BDI指数于10月22日降至1221，较7月初下降了87%。国际煤价和海运价格的大幅回落使得我国南部沿海电厂使用进口煤替代国内煤成为可能。这也对南部沿海地区的国内煤炭价格形成压力。图16：澳大利亚BJ煤炭现货价格走势资料来源：中国煤炭市场网图17：波罗的海BDI指数资料来源：波罗的海航运交易所国内中转地煤价也开始回落：截至11月3日，秦皇岛普通混煤价格降至500元/吨，较7月21日的峰值下降了27%，较10月初下降了11%；山西优混价格降至808元/吨，较峰值下降了19%，较10月初下降了9%；大同优混价格降至910元/吨，较峰值下降

32、了15%，较10月初下降了6%。但是我们也注意到，国内煤炭主产区的坑口价格相对坚挺。图18：2007年1月-2008年11月初秦皇岛煤炭价格走势资料来源：中国煤炭市场网图19：2008年以来秦皇岛煤炭价格较2007年末价格变动情况国内中转地煤价变化反映了需求放缓的影响，而坑口价格的坚挺与煤炭主产区减产并增加库存有直接关系。其一，煤炭主产区政府力推关停、整合小煤矿。虽然这有利于煤炭产业的长远发展，但是客观上减少了短期产出。其二，我们从社会各环节的煤炭库存变化中看到，9月电厂和中转地的煤炭库存继续增加，并达到或接近历史最高水平，但是煤矿库存距离历史最高水平仍存在不小的空间。煤炭企业有能力在短期内继

33、续提高库存，控制销量。此外，由于日益临近下一年度的煤炭订购会，煤炭企业为争取提高下年度重点合同煤价格，存在保持市场煤价格，稳定重点合同煤与市场煤价差，并提高重点合同煤价格的内在动力。图20：原煤月度产量图21：直供电厂库存情况图22：秦皇岛库存情况资料来源：中国煤炭市场网图23：国有重点煤矿库存情况（二）煤炭供需紧张关系缓解，价格回落不可避免虽然国内坑口煤价坚挺，但是我们认为，随着我国经济调整的深入，全社会需求增速的下滑会越来越明显的影响到煤炭供需关系。供需关系的改善首先在电厂和中转地煤炭库存中得到体现，随后这种变化将传导至坑口，表现为煤矿库存的增加。一旦煤矿库存达到临界点，坑口价格也将随之松

34、动。因此，煤炭供需紧张关系缓解将最终促使煤价下跌。鉴于煤炭下游需求的持续走弱，我们预计市场煤价格将从2008年9月价位上下跌30%。但是由于重点合同煤与市场煤有较大价差，2008年合同煤价低于市场煤价的部分将在2009年获得一定补偿。我们预计重点合同煤价格在目前价位上上涨8%（其中神华和中煤的重点合同煤价格上涨10%）；综合两方面因素，2009年标煤均价预计下降3%。表4：市场煤价格下降，重点合同煤价格得到部分补偿现价2008E2009E动力煤秦皇岛山西优混现货价（元/吨）850710604神华重点合同煤价（元/吨）334334367资料来源：中国银河证券研究所（三）煤价区域差别依旧明显我国煤

35、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需倚重于长途输送，而“铁路-水路联运”是运输的主要形式。由于长期以来铁路投资增速滞后于全社会固定资产投资增速，造成了铁路运输瓶颈突出。虽然国家目前开始加大铁路建设投资力度，但是由于投资周期较长，未来一两年内运力提高有限，尤其是西北向东南部输送煤炭的运力提高并不明显，运输瓶颈在2010年前仍将存在。煤炭储量分布不均和铁路运输瓶颈造成了煤价区域差别明显。甘肃、宁夏、新疆、黑龙江因煤炭外运困难，区域煤价相对较低，且波动较小；煤炭大

36、省内蒙古也受制于运力；山西是煤炭外运的主要区域，也是反映我国煤炭有效供需关系的焦点地区。如果山西地方煤炭企业对产量进行控制，则有可能明显影响煤炭的有效供给。从煤价变化的区域顺序看，南部（广东）沿海地区的煤价最先下降，之后逐步向北方传导。华东区煤价随后下跌，最后是煤炭产区的坑口价格松动。从煤价变化的时点上看，我们认为2009年度重点合同煤签订之后，市场煤价格有可能加速下跌。四、电价：视煤价走势和社会承受能力分步调整（一）电价改革呼声渐高1、资源价改势在必行我国电价由政府确定，原则上实施“成本加成”的定价方式，并且有“煤电联动”等调整政策。但“煤电联动”并没有顺利执行，“市场煤、计划电”的困局仍然

37、存在。“煤价-电价”的传导机制不畅不仅造成发电全行业亏损，而且由于电价没有真实反映出煤价高企，电力下游行业并没有感受或全部感受到煤炭资源的稀缺性。廉价资源的虚假信号刺激了高耗能产业的过快增长，并造成了我国经济增长在相当大程度上是依赖资源高投入实现的。资源需求的急剧增长和资源禀赋约束造成了能源短缺，并成为制约我国经济可持续发展的瓶颈。因此，转变经济发展方式是十分迫切的任务。市场是合理配置资源的最有效手段，其核心内容是市场定价。加快推进资源性产品价格改革，完善价格形成机制，使资源性产品价格能够灵敏地反映资源稀缺程度，并调节资源供需关系具有重大意义。对于资源的消费者而言，资源价格提升不仅可以促使其节

38、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。因此，推动电价改革，还原资源品真实价值势在必行。2、电价改革方向日渐明晰我国政府较早前已经意识到电价定价机制改革的重要性，并于2005年提出了电价改革方向。根据2005年国家发改委发布的上网电价管理暂行办法、输配电价管理暂行办法及销售电价管理暂行办法，电价改革将分为三步陆续实施，原则上将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价；上网电价由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；售电电价原则上也是由市场定价形成。价改首先进行的是上网电价环节的竞价上网试点。竞价上网的本质是发电企业通过市场竞争以较低的上网电价获得

39、发电量。东北、华东、南方电力市场陆续进行了竞价上网的试点和模拟。东北市场采取的是两部制电价，即上网电价中包括容量电价和电量电价两部分。容量电价由政府制定，以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定；电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。华东和南方市场只是部分电量（约占总电量的10%）参与竞价上网，采取的是单一电价制（电量电价）。表5：容量电价的计算公式计算公式容量电价=容量电费/机组的实际可用容量其中：容量电费=K（折旧+财务费用）；K为根据各市场供求关系确定的比例系数；折旧按政府价格主管部门确定的计价折旧率核定；财务费用按平均投资成

40、本80%的贷款比例计算确定资料来源：中国银河证券研究所竞价上网试点已经暂停，其暴露的最主要问题是电网无法将竞价上网的影响（或效果）传导下去。现阶段，销售电价和上网电价均由政府定价，电网所获得的度电收入来自两者之差。竞价上网情境下，市场化产生的新的上网电价或高于、或低于原上网电价。由于销售电价不变，当上网电价低于原水平时，电网公司会获得差额部分的收益；而一旦高于原水平，电网公司不得不承担相应的亏损。可见，如此的竞价上网很难有效实施。我们认为较优的电价改革方向是：首先进行输配电价改革，之后是上网电价，最后是销售电价，最终达到电价改革目标。n 第一阶段：输配电价改革，在保证电网合理回报水平的原则下由

41、政府确定输配电价。n 第二阶段：上网电价改革，参考东北竞价上网试点的规范，采取两部制电价，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定，并不断完善。销售电价为上网电价及输配电价之和。n 第三阶段：销售电价改革，形成多家供电公司竞争的销售市场格局，由市场决定销售电价。表6：输配电价改革应先行主要议题上网电价输配电价销售电价现有电价体系固定（政府定价）变动（售电电价-上网电价）固定（政府定价）第一阶段输配电价改革固定（政府定价）固定（合理回报水平）变动（上网电价+输配电价）第二阶段上网电价改革部分浮动（市场竞价与政府定价相结合）固定（合理回报水平）变动（上网电价+输配电价）第三阶段销售电价改革部分浮动（市场竞

42、价与政府定价相结合）固定（合理回报水平）浮动（市场化）新电价体系浮动（市场化）固定（合理回报水平）浮动（市场化）资料来源：中国银河证券研究所电价改革完成后，电力行业将迎来一个全新的发展阶段。优秀的发电公司将脱颖而出。（二）短期视煤价走势和社会承受能力分步调整电价1、电价传导煤价电价改革是一个复杂的系统工程，需要较长时间实施，短期内仍然需要政府对电价进行干预。政府对电价的调整可以遵循资源价改的要义，让电价反映煤炭的供需关系，简言之是让电价传导煤价。2008年以来，国内煤价涨幅远高于电价涨幅，再次上调电价的呼声是合理的。基于电价传导煤价的基本原则，我们进行两个案例分析：其一是在目前煤价下，需上调多

43、少电价才能使发电企业恢复至盈亏平衡或2007年盈利水平？其二是在电价不调整的情景下，煤价下跌多少电企才能恢复？案例一：煤价不变，上调上网电价我们以秦皇岛市场煤价格作为分析基础（电厂全部使用市场煤）。2008年9月秦皇岛大同优混、山西优混、山西大混折合不含税标煤的均价为1004元/吨，较2007年均价上涨了477元/吨。我们假设发电机组单位供电煤耗为334克/千瓦时，并假设其他要素（发电小时数、员工成本、财务成本等）不变，由此计算上网电价应上调多少才能覆盖煤价上涨的影响。考虑到2008年上网电价已经累计上调了3.93分/千瓦时（不含VAT），并假设2007年度电利润为4分/千瓦时（不含VAT，所

44、得税前），我们计算得到若使发电机组恢复至2007年盈利水平需再次上调上网电价0.12元/千瓦时（不含VAT）；若恢复至盈亏平衡需再次上调上网电价0.08元/千瓦时（不含VAT）。表7：“煤价高位运行，上调上网电价”案例主要假设2008年9月秦皇岛标煤单价（元/吨，不含VAT）1004 2007年秦皇岛标煤均价（元/吨，不含VAT）527 2007年度电利润（元/千瓦时，所得税前）0.0400 单位供电煤耗（克/千瓦时）334 2008年累计上调上网电价（元/千瓦时，不含VAT）0.0393 计算结果2008年9月单位燃料成本增加（元/千瓦时）0.1593 若发电机组恢复至2007年盈利水平，需再次上调上网电价（元/千瓦时，不含VAT）0.1200 若发电机组恢复至盈亏平衡水平，需再次上调上网电价（元/千瓦时，不含VAT）0.0800 资料来源：中国银河证券研究所案例二：上网电价不调整，煤价下跌主要假设与案例一一致。计算得到，当秦皇岛不含税标煤较9月均价下跌24%，至763元/吨时，发电机组可以恢复至盈亏平衡水平；当煤价下跌36%，至643元/吨时，可以恢复至2007年盈利水平。表8：“上网电价不调整，煤价下跌”案例主要假设2008年9月秦皇岛标煤单价（元/吨，不含V