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电力行业:5年景气起步龙头可涨20%

更新时间:2011-5-13 12:37:37

  其中,浙江、重庆、江西、湖南等省份电力紧张态势最为严重。根据官方解释,主要有以下四方面原因:用电需求增加、电源供给不足、非计划检修、缺煤停运等。

  据我们分析,事实情况并非完全如此。首先,用电需求增加:尽管火电发电量有所增长,但除重庆市外3 月份火电发电量都低于2010年8月份最高水平,而2010年夏季用电高峰期并未发生严重的电力紧缺状况;其次,电源供给不足:从火电利用小时来看,远未达到真正电荒时的利用小时;再次,非计划检修停机:自2008年以来,火电利用小时处于低位运行,火电机组计划内检修较为充分,不应该出现诸多省份非计划检修停运的非正常现象;最后,缺煤停机:近三年煤炭行业固定资产投资增速保持25%以上,产能增速保持10%以上,高于煤炭产量增长,而产煤大省也出现缺煤现象,从逻辑上推断,不应该因煤炭产量不足导致缺煤停机。

  因此,我们认为,除客观因素之外,此次提前出现缺电主要原因是煤价过高导致电企缺乏积极性发电,管理不善导致“市场煤”和“计划电”的体系混乱是造成缺电的根本原因。从长期来看,煤炭价格将居高不下,如果管理体系未能理顺,这种“软缺电”现象将反复出现。

  从我国电力行业发展历史来看,我国电力供需情况始终游走于短缺与过剩之间。综合来看,我们判断,我国电力供需将重回短缺时代,导致电力供给成为政府日常重要的工作内容。

  电力属强管制的公用事业,从该行业诞生起,政府意志左右着行业发展,与政府、上游煤企的博弈贯穿始终。在电力紧缺日益严重背景下,电企在博弈中定价权逐渐增强,失衡的天平逐渐向电企倾斜,这是由政府目前面临两大任务决定:短期缓解电力紧缺、长期解决电力紧缺。因此,未来2-3 年,政府必须完成以下三大目标:激发发电积极性,保电力供给;避免少部分盈利较差火电企业破产停机;保障足够资金,满足未来电力需求增长所带来的电力投资需求。

  由此,我们认为火电业务至少保持盈亏平衡状态,才能使火电企业有足够的积极性,满负荷发电以保障电力供给,尤其是电力紧缺地区火电企业。我们判断,火电行业盈利将出现拐点,以往大幅亏损局面将被终结,未来2-3 年内火电行业盈利能力将得到改善和保障,而目前政府所采取的调电价、压煤价等措施,已经初步验证该结论。

  我们认为,“十二五”是电力企业战略转型、提高盈利能力的关键时期。尤其在“十二五”中后期,随着“煤电路港运一体化全产业链”成型,电力改革取得阶段性成果,在煤炭供给宽松环境下,电力企业盈利能力将得到大幅提高。2011-2013年本是电力行业经营最困难的三年,而电力紧张局面给电力企业经营提供了一个缓冲期,使其平稳地过渡到“十二五”中后期。

  2010年五大发电集团控股煤矿总产量达到1.7亿吨左右,根据规划,2015年五大发电集团煤炭产量达到5 亿吨左右,市场份额有望达10%以上。我们认为,煤炭自给率的提高,不仅增强抗风险水平,提高盈利能力,更重要的是对煤价上涨产生的反向递增的边际效用,增强上下游博弈时的定价权。

  同时,建设煤炭自有运输通道,打造煤电路港运一体化全产业链,发挥协同效应,保障燃煤足量、优质的供给以外,降低了燃煤成本。

  “十二五”期间,政府将一如既往地推行电力市场改革。近半年间电网主辅分离以及阶梯电价方案接连提出或实施,打破了陷入停滞状态的电力市场改革。我们认为,完成电力市场改革仍是久远的预期,但电力市场改革前进的一小步(如主辅分离完成、阶梯电价或分时电价实施),必将会压缩电网企业利润或使电价结构回归合理水平,对电力企业而言,相当于打开了上网电价阶段性上调的空间。

  短期而言,随着电力紧缺日趋严重,在政府强势调节下(近期已经出台调电价、压煤价措施),电力行业经营有望实现短暂的非周期性盈利特征,为电企纵向一体化布局赢得时间。中期而言,电力需求逐步放缓,煤炭供给趋于宽松,行业经营呈周期性特征(如2005年、2009年情况);而电力市场改革逐步推进,行业运行特征回归公用事业类的非周期特征。

  我们认为,未来行业盈利能力提升延续5 年以上,行业运行将以“非周期性——周期性——非周期性”为特征,估值修复和业绩增长双轮驱动,推动股价进入新一轮景气周期。在电力企业的整体火电业务至少要达到盈亏平衡状态下,上市公司整体资产收益率水平有望至少恢复到9%水平(参考历史估值水平及2009年估值和盈利状况),对应行业动态市净率应该为2.3-2.5 倍,离目前行业静态市净率为2.2倍水平仍有14%~23%的上升空间。我们上调行业评级至“增持”。

  参考五大发电集团火电业务盈利情况,2009年火电业务总体略有盈利。由于五大发电集团火电机组全国布局,获取相对低价煤的能力高于一般火电企业,其盈利能力水平至少可以代表行业平均水平。换言之,2009年全国火电业务基本处于盈亏平衡或略微亏损状态,即上市公司整体净资产收益率水平为9%左右。

  尽管当销售电价上涨2.5分/千瓦时时,只影响CPI上涨0.39个百分点、PPI上涨0.68个百分点,对实体经济不会带来显著的负面影响,但当局做决策时,仍会把CPI和PPI作为重要的参考指标。从电价调整时机选择策略来看,需满足CPI处于低位或确定性向下,否则上网电价和销售电价分步进行。我们认为,4月份电价调整只是缓解了部分地区电企大幅亏损的状态,其调整幅度及涉及范围仍未到位。随着6 月份以后CPI开始回落,电价调整措施有望进一步落实。

  我们认为此次行业盈利拐点的出现,主要是由政策驱动的,其短期目标是将火电行业不合理的盈利状态调整为较为合理的水平,结果是火电行业整体盈利能力获得提升,因此,全国范围内火电都将会受益。长期而言,火电行业盈利将回归作为公用事业类所应有的合理回报水平。

  ——具备全国布局能力的火电龙头:无论短期的调电价,还是中期内生性盈利能力提升,抑或是长期的电力市场改革,全国布局的电力企业将直接受益,包括华能国际(600011)、华电国际(600027)、国电电力(600795)。按行业净资产收益率为9%测算,华能国际、国电电力的净资产收益率应该分别在12.5%和10.5%左右,以市净率分别为2.3倍和2.5倍计算,目前股价应该仍有20%以上的空间。华电国际具备区域特征、业绩高弹性特点,如果按照行业净资产收益率为9%计算,股价应该仍有20%空间。

  ——“业绩弹性大+电力紧缺”的区域火电企业:此轮行业景气周期源于电力紧缺,具有电力紧缺地区火电将会被优先“照顾”,尤其是经营环境较为恶劣的地区,如江西、山西、河南、河北、山东等地区的火电企业。

  ——资金瓶颈,发展受限的火电企业:行业连续多年的不景气,导致具有优质储备项目电企因资金问题,发展受限制。随着电价调整,火电盈利能力提升,将打通债权和股权融资通道,加快规模发展的步伐,如皖能电力、金山股份等。

  ——高盈利能力低估值的广东电企:与国外成熟的龙头电企估值水平比较,行业在长期“市场煤”、“计划电”的不合理状态下,广东电企净资产收益率与分红比例方面仍与国外龙头电企的水平接近,而广东电企无论收入与规模增长或发展前景远优于国外龙头电企,但目前深圳能源(000027)、广州控股(600098)、粤电力A(000539)估值与国外接近,在上网电价调整预期下,我们认为广东电企属于低估值范畴。尤其是深圳能源,对应股价应该还有23%以上的空间。

 
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