由于煤炭价格高涨，目前电力行业几乎全行业亏损。电力行业现在究竟是处于“黎明黑”，还是“子夜黑”呢？

    悲观者的忧虑在于：电力行业公用事业的属性，使其不具备市场定价的话语权，恢复到合理水平所需的时间要远远长于其从高点跌落至谷底的时间，微利或亏损的状态将持续很久；而且，下半年煤价高企，可能比上半年的平均煤价加上电价补贴还要高，电力公司业绩或将比上半年更差。

    而业内乐观的人士认为，2008年上半年火电几乎全行业亏损，连四大电力集团都亏损约70亿元，行业不可能更糟，并且，国家不可能总让关系国计民生的电力行业亏损太久。他们预计，现在正是电力行业的“黎明黑”，奥运之后，电价即将再次上调，从而形成行业拐点。

    我们不认同悲观者的看法。

    经初步测算，电力公司下半年业绩好于上半年的概率更大。虽然一季度煤价较低，摊薄上半年平均价格为756元/吨，但是上半年合同兑现率相对较低；而下半年随着发改委两道限价令的出台，电煤合同兑现率将有所回升，假设9-12月秦皇岛5500大卡动力煤平仓价为限价所规定的860元/吨，那么下半年电煤平均成本为900元/吨左右，考虑合同煤的配比，电厂实际的综合煤价较上半年均值涨幅仅为5%-6%，7月上调的电价水平(大致上调5.3%-6.25%)基本上能覆盖这一涨幅。此外，历年二季度火电业绩普遍是全年低点，主要是由于二季度水电处于丰水期，对于火电利用小时的“挤出效应”明显，随着下半年火电利用小时的回升，火电企业的业绩将有所好转。

    关于“拐点”问题，如果单纯看基本面或静态估值，可能很难判断出行业未来态势，建议投资者不妨动态地观察核心要素是否有利好电力行业的趋势。

    影响电力企业利润的主要变量包括：电价、单位燃料成本、利用小时、加权容量和贷款利率，其中前三个代表的是内生性增长因素，而加权装机容量、贷款利率代表的则是影响利润的外部因素。在电煤限价的情况下，电力行业的成本已基本得到锁定，使得行业整体业绩的不确定性大幅降低。我们判断，供求“剪刀差”带来的利用小时回升的概率相当确定，而电价上调、煤价回落的可能性也相对较大，这三个关键的内生性增长因素均有向好趋势。

    我们认为，二季度作为电力行业阶段底部已经得以确认，由于行业目前的盈利状况已处于2002年以来的最差阶段，未来任何政策面或市场面利好将有助行业景气重新进入上升通道。随着高通胀时代的来临，国民经济面临的不确定性迅速增大，电力行业作为公用事业行业，其需求增长的稳定性和防御特性将会显现投资价值。从Wind行业景气指数历史走势图也可看出目前的谷底位置，或将迎来行业拐点。

    当然，我们也提请投资者关注电力行业的风险。我们认为，行业风险不仅在于煤价大幅上涨，而且火电行业的财务成本也日益沉重。2003-2008年，通过在提高人员以及机组效率等方面的持续努力，火电行业销管费用率由3.13%下降至2.33%，下降幅度达到0.8个百分点，但同期财务费用率却由5.4%上升至6.4%，增幅达到1.0个百分点，基本抵消了火电企业在期间费用控制方面的努力，给行业复苏增大了难度。

    需求增速放缓是否导致行业整体景气度衰退

    有悲观者认为，随着紧缩政策的持续，经济步伐必将放缓，相应地，电力下游各行业景气将回落，真实需求增速会下降。

第二产业是拉动电力增长的最主要动力，但今年以来第二产业增速连续6个月分别低于全社会增速0.78、1.21、1.10、0.82、0.54个百分点。

    而部分乐观派认为，中国重工业化的发展过程预计还将持续10-15年，总体上仍会带动电力行业需求稳步增长。

    我们不否认2008年下半年高耗电的行业增速仍将有所放缓，但从中长期来看电力行业需求具有一定刚性。由于我国经济未来几年继续看好，下游各主要高耗电行业增速将基本保持平稳态势；固定资产投资增速虽然趋于下降，但预计整体仍可维持22%以上增速；单位能耗虽有所降低，但电力需求弹性仍将保持在1以上。

    当前国际上的高耗能行业呈现出向我国转移的态势，而政府对高耗能行业的宏观调控将优化产业结构，从而令其更好的健康、高速发展。而且，即使经济放缓，相对而言，煤价对于经济放缓的敏感性远高于电价，煤价可能先出现回调，从而利好电力行业。因此，行业景气中长期稳步增长属性仍然明确。

    值得关注的是，供给下降速度快于需求下降速度所带来的利用小时数回升，将有助行业景气度从谷底崛起。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。1-6月份，全国6000千瓦及以上发电生产设备容量71186万千瓦，同比增长14.1%。其中，剔除水电同比增长21.8%，实际火电同比增长仅为12.7%，新增火电装机容量仅为去年同期的73%，增速已经连续6个月低于去年同期水平。通过需求弹性系数法测算，预计2008年之后供给增速将继续低于需求增速。

    我们认为，考虑关停小机组的影响，供需缺口扩大化所导致的“剪刀差”，有望带来利用小时数回升。1-6月，机组利用小时数继续小幅下降，但值得关注的是，1-6月累计火电机组利用小时数下降幅度（-50），已经小于1-5月累计火电机组利用小时数的下降幅度（-58），降幅呈现逐渐收窄的态势。部分龙头行业机组利用小时数已先于行业回暖，利用小时数率先出现正增长。我国利用小时周期平均为10年左右，目前所处的谷底位置，预示着行业机组利用率将回暖，有望进入景气上升通道。

    行业整体估值是否已进入合理区间

    市场上看空的人认为，从现在这个时点往前推半年、推一年，我们看到电力行业指数基本与市场指数走平，没有超额收益，但也没有跌得更多，但该行业的利润下滑幅度却远远高于社会全行业平均水平，说明估值风险的释放还不够。目前电力行业PE相对A股整体PE水平仍然较贵，龙头公司PB还在2左右，A+H股电力公司中没有一家A股对H股折价，且溢价程度远高于A+H的平均溢价水平。

    而看多者的理由是：从相对值来看，电力行业PB相对于A股整体PB较低，行业整体估值已进入较为合理的区间；从绝对值来看，电力行业P基本处于2000年底以来的底端，具有一定的安全边际。

    我们认为，目前部分电力蓝筹公司仅1.7—1.9倍PB，具备一定的估值吸引力。

    国内火电行业历年PB在1.5—4倍之间波动，历史最低位出现在2006年，达到1.5倍左右。就在电力股PB探底之时，2006年6月，电价联动，全国平均上网电价上调1.174分/千瓦时，全国平均销售电价上调2.494分/千瓦时，发电企业经营困境得以缓解，电力股PB随后一路上升，一度达到4倍。

    从国际比较来看，标普500公用事业板块10年来平均PB为1—2.5倍，均值为1.9倍。我国2.28倍（8月12日重点火电公司平均PB值）的水平与之较为接近，部分电力蓝筹仅1.7倍的水平已经低于国外同行，更远远低于沪深300平均3.42倍的PB水平。

    统计最近几次较大的上市公司收购电力资产的溢价情况可以发现，净资产溢价率范围为50%—160%。溢价的重要理由之一在于，电力行业的垄断壁垒也具备一定的资源价值属性。我们认为，电力股每股价值=（每股净资产+垄断溢价）=每股净资产×[1+（50%—160%）]，即：PB=1.5—2.6。也即较合理的估值区间应该是1.5-2.6倍PB。因此，目前行业1.7-1.9倍PB具备一定的估值吸引力。

    我们的投资建议之一是选取煤电一体化程度较深的低PB火电。日前已有部分电力企业通过争取到部分煤炭资源控制权，在一定程度上能缓解或抵消燃料成本上涨的不利因素，有利于保存实力，韬光养晦，如煤电联营或坑口电厂比重较大的国电电力、华能国际、大唐发电等。考虑公司基本面和综合实力，我们选取的超跌安全品种为：国电、华能、国投，PB分别为2.15、2.15、1.97倍。

    我们也看好水电企业。今年上半年来水情况较好，水电行业毛利率高达34%，但其估值水平也受到火电行业全行业亏损的拖累大幅下移，长江电力、川投能源、文山电力、桂冠电力2009年对应PE分别为20.63、15.39、19.09、15.21倍，已经具备一定的估值吸引力。

    明年电煤价格能否回落

    业内乐观者的理由是：小煤矿复产验收工作加快，将缓解供需格局；煤炭产能将会过剩；煤炭行业最大的用户电力行业全行业亏损已成定局，煤炭向下游行业转嫁的能力受到限制。

    而悲观人士则认为，煤炭投机商总是“上有政策下有对策”，部分电煤公司通过转换下游造成电煤合同兑现率下降，或者钻营其他方式牟利，发改委限价效果仍待观察。随着煤炭资源属性的强化，市场煤价仍将高企。火电企业电煤库存同比出现大幅下降，屡屡逼近警戒线，火电企业没有更多话语权，只能“保量不保价”，煤炭仍是卖方市场。

    我们的观点是，一方面，政策抑制价格泡沫；另一方面，煤炭需求增速下降、运力提高将有效缓解煤炭供给紧张，供需关系的缓解将在煤炭价格上得到体现。

    首先，6月19日及7月23日发改委两道限价令，确实有效打击了煤炭投机泡沫，秦皇岛大同优混煤平仓价从7月21日的1080元/吨回落至8月11日的940元/吨,降幅达14.9%。同时，国际煤价从7月初开始也出现回落，澳大利亚BJ煤炭现货价格由7月3日的高点190.95美元/吨下降至8月11日的150美元/吨，降幅达27.3%。预计未来国际、国内煤炭价格仍有回落空间。

    其次，煤炭需求增幅下降或将引发产能相对过剩。中国煤炭运销协会发布的“2008年煤炭市场形势分析”报告指出，粗略测算，今年将有2.4亿吨煤炭产能投产，到今年年底煤炭产能将达到29.8亿吨，已经超过了28.7亿吨的有效需求。报告预计，未来两年国内煤炭产量将以年均增长9%的速度上升，到2010年产能将达到31.5亿吨，平均年增加产量1.15亿吨。

而受宏观调控影响，火力发电增幅将回落到12%左右，生铁产量将回落到9%左右，水泥产量回落到11%左右，这些主要耗煤产业的增幅回落，会带来煤炭消费的整体回落。报告预计，2008年煤炭需求量增幅将回落到8%左右，需求量约为27.4亿吨到28.2亿吨之间，国内煤炭产能或将过剩。实际上，上半年的数据也显示，煤炭产量增速已经略高于发电量增速。

    第三，国内运力继续保持增长，将缓解国内煤炭需求紧张局势。1-6月，铁路累计日均装车55101车，同比增长9.7%；煤炭铁路运量67712万吨，同比增长13%。6月份，铁路日均装车同比增长7.7%，煤炭铁路运量同比增长9.2%。港口运输增长更为明显：1-6月份重点港口煤炭运输26891万吨，同比增长19.2%；6月份当月运输4794万吨，同比增长23%。并且，随着多条铁路系列支线的开工建设，预计2009、2010两年铁路外运煤能力将增加3亿吨左右。

    此外，随着国际煤价回落，国内外价差收窄将会削弱煤价上涨动能。我们认为，国际煤炭拐点或将来临，现在国际、国内煤炭市场价格差由3月份的300元/吨收窄到126元/吨，国内煤价上涨动力正在减弱。