主题：增值税

电力行业：煤价如期松动
[ 作者：股金财富编辑部 | 来源：综合 | 更新时间：2008-9-24 | 编辑： ]
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投资要点：

　　火电公司08年中报已公布完毕，总体盈利水平的大幅下滑已在市场预期之中。对22家火电公司汇总财务数据进行简单计算后，08年上半年工资及福利成本出现了约11%的下降；折旧增速略低于发电量增速；维修及水等杂项成本由于上半年煤质问题较为严重，可能略高于发电量增速；上述成本项大致确定后，简单倒算得出上述22家公司上半年煤价较07年同期涨幅约为31-32%；

08年火电企业营业成本之外的其他成本项中，变动较大的是财务费用，由07年同期的46.8亿增加至75.4亿，财务费用率由5.1%升高至6.9%。事实上，此项费用率的增加除最主要的原因—贷款利率和资产负债率同比上升外，还有新机组投产停止利息资本化等原因；

08年上半年火电全行业行业综合煤价涨幅约25%或略高。08年下半年综合煤价涨幅约50%，其中三季度涨幅高于四季度，因此，三季度火电行业成本压力将是全年高点，除非四季度市场煤超出国家限价水平；..全年电力需求增速将在10%左右。理由是随着煤炭供给的逐步增加、电价完成两次上调及奥运会的结束，9月开始，发、用电量增速将逐步回升。另外由于07年12月发电量出现骤降，08年四季度发电量同比增速下降压力较小；

对于火电行业，我们仍持前期观点—机组利用率回升晚于预期但对大型机组的影响相对较小（07年投产前低后高，08年后几个月的利用率下降趋势将减缓），并且真实电力需求下降所对应的经济增长放缓对煤炭价格的冲击将更为显著；

在行业盈利水平没有恢复到相对合理位置的时期，PB、重置成本等指标可以作为确定行业价值底线的重要参考指标，而PE则作为盈利能力恢复预期下的合理价值参考指标。火电股股价就1年以上的周期（取决于对盈利能力恢复正常所需时间的判断）来看已具有很高的安全边际，未来必然是以时间换空间。但不同公司对煤价、电价的敏感性不同，决定了化解目前虚高PE水平所需时间不同；

我们延续近期的投资策略，逐步配置从PB及重置成本角度考虑都较低廉且预计09年PE值低于行业平均水平的火电股，重点考虑国电电力、深圳能源及广州控股。对于长江电力，如果复牌后出现超过20%的股价调整应是较好的增配机会。特别提醒华能国际、华电国际等纯火电公司的三季报业绩可能对股价造成冲击。

1.电力板块中报数据回顾

1.1.火电—9月已开始好转，但三季报仍不乐观

火电公司08年中报已公布完毕，总体盈利水平的大幅下滑已在市场预期之中。对过往业绩的分析是对未来业绩进行预判的基础，因此我们对A股火电类公司的中报财务数据进行了汇总、整理。

　　在剔除掉水电或燃气机组占比较高、非电力业务占比较高的公司后，共有22家火电上市公司基本符合燃煤发电业务占收入比重在80%以上的条件。

样本公司营业收入较07年上半年增长20.2%，由于07年至08年上半年全国范围内电价没有大规模调整，因此上述公司电价应当只有一些“自然增长”（如脱硫加价或新机组电价较高等），同时考虑到全国范围内火电机组利用率下降3%左右，两项因素基本抵消，粗略推算上述公司08年上半年发电量同比增长约20%。

　　收入的增长是比较容易解释的，对成本的分解相对困难。火电公司生产成本主要由燃料成本、折旧、电厂员工工资及福利、维修、水及其他杂项成本构成。燃料成本的变动由煤价、煤耗变动、发电量变动决定；折旧变动主要由新增发电固定资产的规模、造价及其折旧政策决定；工资及福利在正常情况下可视作稳定增长；维修等杂项成本亦可简单视作与装机及发电量之间存在固定比例关系。

　　在对22家火电公司汇总财务数据进行简单计算后，我们发现08年上半年工资及福利成本出现了约11%的下降，这与媒体广泛报道的“电力企业降薪”较为吻合，是电企在经营极度困难的情况下较为无奈的成本控制措施；而根据财务数据统计出的折旧成本增速略低于发电量增速，这也可以用新增装机造价低于存量资产平均水平来解释；维修及水等杂项成本由于上半年煤质问题较为严重，可能略高于发电量增速。上述成本项大致确定后，简单倒算得出上半年煤价较07年同期涨幅约为31-32%。

　　08年火电企业营业成本之外的其他成本项中，变动较大的是财务费用，由07年同期的46.8亿增加至75.4亿，财务费用率由5.1%升高至6.9%。事实上，此项费用率的增加除最主要的原因—贷款利率和资产负债率同比上升外，还有新机组投产停止利息资本化等原因。

　　营业总成本的大幅上升最终导致22家火电上市公司利润总额下降约105%，此降幅好于同期火电全行业利润总额降幅（我们判断在140%以上）。由于亏损面较高，实际所得税比率已不能与正常经营时期相比，净利润同比下降接近110%。

　　由于08年上半年大多数火电机组处于亏损或微利状态，机组利用率对业绩的影响已经微乎其微甚至呈负相关关系。火电公司未来业绩基本取决于煤价和电价，其中煤价对业绩的影响随着燃料成本在总成本中比重的迅速上升及煤价波动性明显增加而迅速上升。

在08年之前，预测煤价还不算是件棘手的工作，主要原因是煤炭供需关系基本上一直处于松-紧平衡之间，影响煤价的各个变量可预测性较好，仅有部分地区煤炭供需关系间或发生剧烈波动。但07年底大量小煤窑被关停后，煤炭供给、需求等关键变量进入大起大落阶段，甚至国际煤价这样的外部因素似乎都成为了煤价上涨的动力，煤炭产运销各个中间环节的寻租行为日益变本加厉则更毋需多言。下表中我们尝试对08年下半年的煤价涨幅进行简单计算，在此基础上对22家火电公司08年下半年主要财务指标进行预测。

我们的主要假设如下：

　　1-5月重点合同价较07年上涨15%，实际执行数量占总电煤消耗量的一半；6-12月该价格涨幅略升至20%；

市场煤价涨幅按照秦皇岛三种主要煤种平仓价均价同比涨幅计算；

按照合同煤、市场煤各半计算综合电煤价格涨幅；

9-12月秦皇岛市场价按照9月初水平计算，事实上这部分就是煤价预测中的最大不确定性因素之一。

　　计算得出，08年上半年火电行业综合煤价涨幅约25%，实际涨幅可能略高于此数字，原因是我们假设上半年重点合同煤履约率为100%，而事实上这是不可能达到的（真实数字无法统计）。08年下半年综合煤价涨幅约50%，其中三季度涨幅高于四季度，因此，三季度火电行业成本压力将是全年高点，除非四季度市场煤价超出国家限价水平。

　　在上述煤价涨幅及上网电价年内不再上调的假设下，22家火电公司08年下半年业绩将与上半年接近，全年利润总额和净利润将是负数，也就是通常意义上的“全行业亏损。

我们仍然认为如果08年四季度至2009年综合电煤维持在目前价格附近，则09年国家仍将上调上网电价。如果08年末煤炭重点合同签订状况及当时的市场煤价决定的综合煤价在目前水平上出现上涨，则上网电价的再次上调更将更为确定，反之则上网电价的上调的概率将由煤价下跌幅度决定。

1.2.水电—稳定的半年14家水电类上市公司

除长江电力、桂冠电力及四川地区受地震影响较大岷江水电和三峡水利外，08年上半年经营状况均好于去年同期。

　　由于长江电力占水电板块收入的40%左右，因此长江电力08年上半年的特殊经营状态（分水效应）导致水电板块毛利率出现同比下降，如果剔除长江电力和桂冠电力（08年上半年火电业务状况不佳）的财务数据，则水电板块毛利率与去年同期基本持平，财务费用率则由于去年加息的效应出现了2-3个百分点的上升。

　　水电业务仍旧体现出靠天吃饭的特点，今年全国主要流域降雨、来水比较正常，水电公司业绩即表现稳定。因此，虽然08年汛期全国范围内汛情正常、全年水电公司业绩基本可预测，对09的经营状况仍旧无法预测。由于极端天气出现的概率较低，我们仍旧维持看好水电尤其是大型水电公司的观点，详见08年年度策略报告。

2. 8月份发用电量数据—降幅超预期但增速即将回升

2008年8月，全国单月发电量增速由7月单月的8.1%再次大幅下降三个百分点至5.1%，累计发电量增速由1-7月的11.9%下降至10.9%。单月用电量增速亦由7月的7.1%下降至5.9%。其中，水电发电量增速较为稳定，充分体现了节能降耗指导思想下水电优先调度上网的优势，火电增速则大幅下降。

　　对于6、7、8月份连续三个月的发、用电量大幅下降，必然是煤炭供应、经济增速下滑两个因素的合力。就全国范围来看，这种下降的主要原因不外乎：

　　经济增长减速，经济体对电力需求（尤其是涉及到产品出口的行业及钢铁、有色、建材等高耗能行业）的增速自然回落；

6-8月，市场煤价格持续高位，虽有发改委限价令但执行效果并不理想，电厂缺煤停机现象可能并不像官方数据那样乐观；

可能有部分前期已停机机组为避免亏损加剧，在7月1日电价上调后仍未恢复发电；

为避免亏损，部分火电机组投产进度推迟；

奥运会期间，北京周边省区的高耗能、高污染行业限产、停产现象较7月又有增加。

　　我们往常习惯根据电力需求状况判断经济走势，但在煤炭供需关系及价格持续异常、奥运环保效应的冲击下（电力的上下游行业同时出现异常状况），电力供求不可避免地出现失真，此先行指标效果要打折扣。

　　我们仍判断全年电力需求增速将在10%左右。理由是随着煤炭供给的逐步增加、电价完成两次上调及奥运会的结束，9月开始，发、用电量增速将逐步回升。另外由于07年12月发电量出现骤降，08年四季度发电量同比增速下降压力较小。

　　由于煤电矛盾在两次电价调升后得到一定缓和，电量回升速度将主要取决于宏观经济走势，其次是国家对前期关停的小煤窑复产的态度。对于火电行业，我们仍持前期观点—机组利用率回升晚于预期但对大型机组的影响相对较小（07年投产前低后高，08年后几个月的利用率下降趋势将减缓），并且真实电力需求下降所对应的经济增长放缓对煤炭价格的冲击将更为显著。

我们在7月月报中已经对经济下滑可能对电力行业带来的影响进行了展望（详见《电量增速骤降无碍有效产能利用率水平，“着陆”预期下电企有望“先苦后甜”20080723》）。从目前国内、外宏观经济形势来看，正在朝我们预期中较悲观的情况发展。但即使用电量增速下降至10%左右，以大型火电上市公司所管理机组为代表的大中型火电机组利用率下降幅度有望低于行业平均降幅（行业平均下降-4%左右）。

　　况且，在未来1-2年，火电行业利润处于最低点向正常回归的过程，煤价才是决定行业利润的最重要变量（电价由政府主导），利用率的小幅度波动给电企盈利带来的改善或恶化相对来说都将非常有限，或者说在利润率回归正常的过程前期，利用率波动的重要性将被煤价、电价的博弈所掩盖。另外，在煤价没有大幅下降可能性的情况下，燃料成本占发电总成本的比重将维持在70%以上，利用率这一主要作用于发电固定成本的因素，其对盈利能力的影响将难以再恢复到前几年的水平。

3.市场煤—经济规律决定近期价格松动

7月月报中我们对经济减速将带给煤炭行业的冲击进行了简单分析。近期在经济减速迹象明显的情况下，煤炭供需关系出现了从供应偏紧向供需平衡过渡的迹象，其中以焦煤为甚。部分低热值煤种动力煤坑口价格及市场价格出现了小幅度回落，但不能就此判断煤炭价格进入下行通道。首先，近期矿难频发，虽然说明煤矿企业生产力度较前期确有明显加大，但由此引发的安全问题可能导致部分煤矿复产、扩产行为再受限制，从而使刚刚松弛的电煤供应再次变紧；其次，临近冬季储煤高峰季节，从往年煤价走势来看，这一时期煤价往往季节性走高。

　　由于有国家先后两次限价在前，且有6、7月份的前车之鉴，管理层对煤炭运销中间环节的“吃拿卡要”等市场无序行为应有实质性解决措施，四季度市场煤价格上限基本可以确定在限价水平附近。

4.近期行业热点

4.1.销售电价上调传闻

对于上调销售电价，市场预期一直比较明确，理由是电网无力长时间承担上网电价的第二次上调。日前公布的8月份CPI回落至5%以下，已呈现明显下行趋势，如果政府选择在近期上调销售电价，应是基于通胀预期已减弱的考虑。但如果近期上调销售电价，将继续推高已经高企的PPI或至少延缓其回落速度，则无论PPI向CPI传导顺畅推高通胀，还是传导不畅导致工业企业利润空间被进一步压缩，实际上面对的是两害相权取其轻的选择。如果CPI持续处在相对高位，则年内第二次上调销售电价的可能性较小（但并不排除财政补贴等其他形式的手段）。

　　4.2.增值税改革

8月份以来增值税转型相关问题成为市场热点。这项改革对电力行业及其他重资产行业有较大影响。由于相关改革措施出台时间、力度仍未确定，我们仅对税改出台后可能给不同种类电源结构带来的新建成本降低及现金流的增加做了简单测算。结果显示，如果增值税由目前生产型转向消费型，对风电造价影响最大，而对设备投资占比最低的水电机组造价影响最小（当然，水电行业本身现金流并不存在类似火电那样的问题）。至于对电企业绩的影响，主要体现在对新增固定资产原值降低带来的折旧额降低上，也就是说未来新增发电固定资产（实际上主要是新增发电设备等可能在允许抵扣范围内的固定资产）较多的电力企业将可能从中受益较多，幅度需另行测算。

5.行业投资策略

在行业盈利水平没有恢复到相对合理位置的时期，PB、重置成本等指标可以作为确定行业价值底线的重要参考指标，而PE则作为盈利能力恢复预期下的合理价。

再看剔除了整个股市估值波动影响后的PB走势。如果不考虑06年下半年的“估值洼地”时期，那么以9月22日收盘价计算的火电板块PB相对全部A股PB折价率已是历史高点，结合目前各大火电公司“市场价值”已普遍低于重置成本的状况，火电股股价就1年以上的周期（取决于对盈利能力恢复正常所需时间的判断）来看已具有很高的安全边际，未来必然是以时间换空间。但不同公司对煤价、电价的敏感性不同，决定了化解目前虚高PE水平所需时间不同。

　　另外由数据可观察到一个较明显的现象，在发电行业进入下行周期的初始阶段，PB溢价率开始下降（1998），在进入景气周期的初始阶段，PB溢价率开始上升（2003），从这个角度，我们对目前火电股已处PB估值下限的判断较有信心。

我们延续近期的投资策略，逐步配置从PB及重置成本角度考虑都较低廉且预计09年PE值低于行业平均水平的火电股，重点考虑国电电力、深圳能源及广州控股。对于长江电力，如果复牌后出现超过20%的股价调整应是较好的增配机会。

　　特别提醒华能国际、华电国际等纯火电公司的三季报业绩可能对股价造成冲击。



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