景气上升盈利恢复仍待时日
此次上网电价调整的时间点和幅度（约为5%）基本符合我们的乐观预期。7月1日和此次累计的上网电价调整基本可以保证火电企业保持必须的现金流，同时也基本可以保证重点火电公司扭亏为盈。虽然此次调整暂未涉及销售电价，但是我们认为电价是资源价格形成机制改革中的重要一环，放松资源价格管制，推进资源价改从长期来看是必然的。这一次的调整是逐步上调电价的其中一步，决策层将视国内通胀变化和经济发展情况，长期循序渐进、适度的放松对电价的管制，上网电价和销售电价将继续上调。而近期国际大宗商品价格回落为放松价格管制创造了可行的氛围。我们预计2009年一季度是再次上调上网电价的较优时点，上调幅度预计为5%。
电价调整也印证了我们之前对行业运行趋势的判断，即电力行业景气随着上网电价的陆续调整而逐步复苏。值得关注的是，煤炭价格变化和电价调整步伐将左右电力景气复苏的进程，而电企的盈利能力若要恢复至07年的水平仍需较长时间。
在估值中，尤其是在行业处于周期底部且逐渐复苏时，我们继续着重考察公司的资产价值。基于“重置成本法”，并考虑到优质电源点的稀缺性和行业整合中大企业的优势，给予火电类重点公司1.5-2.0倍的市净率是具备安全边际的。更重要的是，2008年火电企业的盈利能力并非常态。
在正常状态下，重点火电公司的净资产收益率水平可以达到11-13%，能够支撑2-2.5倍的市净率水平。目前电力行业重点公司的估值具备安全边际，但是由于其盈利能力若要恢复到正常水平仍待时日，因此我们暂维持对行业“中性”的投资评级。
8月19日，国家发展改革委发出电价调整通知：自8月20日起，将全国火力发电企业上网电价平均0.02元/KWh，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。各省（区、市）电网火力发电企业上网电价具体调价标准依据该地区煤炭价格上涨情况确定。除西藏、新疆自治区不做调整外，各地火力发电企业上网电价调整幅度为0.01元-0.025元/KWh。银河证券研究所
电力股“防御”转“进攻”
一、7月发电增速低于预期，电价再次上调。
1—7月发电量同比增长11.9%，增速同比下降4.6个百分点，较1—6月增速下降1个百分点，降幅继续扩大。统计局公布数据7月单月电量增幅8.1%，但我们按照历史数据测算，7月单月增速继续创新低达7%，同比下降8.5个百分点，环比下降2.2个百分点。
7月电量增速再创新低，主要原因是缺煤停机进一步扩大。7月末，国家电网内缺煤停机激增至1635万千瓦，占全国火电装机容量（58536万千瓦）的2.8%。较6月末（1281万千瓦）和5月末（269万千瓦），缺煤停机范围进一步扩大。
缺煤停机的根源在于煤价居高不下。发改委两次限价政策的实际效果甚微，7月市场煤价继续在6月基础上攀升，折合标煤高达1300—1400元/吨以上，电厂点火价差已经为负。电企已经失去发电积极性。
关于电力需求侧的变化，现阶段我们只能透过缺煤停机现象得到大致判断。从全国高达1000多万千瓦的电力缺口来看，需求增速高于目前发电量增速是肯定的。但另一方面，内蒙古等电煤库存较充裕的地区，亦出现明显的发电增速下滑，可能意味着宏观调控、外围经济不景气以及奥运环保等诸多因素对电力需求侧产生了较明显的负面作用。真实的需求增速仍需待后续月份数据出来后加以观察。
发改委通知，自8月20日起，全国火力发电企业上网电价提高2分/千瓦时。此次上调基本可扭转点火负价差的局面。缺煤停机现象将大幅减少，发电增速逐步向真实的需求增速靠拢。鉴于此，我们仍在10%GDP基础上维持全年12%—13%的发电增速预期。
二、缺煤导致火电利用小时加速回落
1—7月份，新增火电装机3093.94万千瓦，同比回落22.5%。由于去年同期基数较低，7月单月新增装机（644.33万千瓦）首次超过去年同期（636.6万千瓦），但仍符合我们的预期。
我们维持全年投产装机8000万千瓦左右的判断，扣除关停1000万千瓦，新增装机仅10%。1—7月全国火电平均利用小时为2992小时，同比降低102小时，下滑幅度巨幅扩大。主要原因是电煤短缺导致的火电出力大幅减少。
8月20日起的上网电价上调，有望消除点火价差为负的现象，火电出力将在很大程度上得到恢复。发电增速向真实的需求增速靠拢。基于前面全年12%—13%的发电增速和10%的装机增速判断，我们仍维持08年利用小时见底，09年回升的预测。
三、7月水电出力保持平稳与历年同期来水量相比，7月份全国主要江河来水量，松花江偏少4成；辽河偏多5成；黄河上游偏少4成，中游偏少近7—8成，下游偏少5成多；淮河上游接近常年，中下游偏少3成；长江干流偏少2—3成；珠江流域西江偏少1成。据全国422座大型水库统计，2008年8月1日蓄水总量为1810.0亿立方米，比上月初增加168.3亿立方米，比去年同期偏多28.8亿立方米，比多年同期平均偏多189.1亿立方米。从长江来水情况下，7月葛洲坝〔股吧 行情〕出库流量明显低于去年同期及多年平均水平。
四、行业盈利进一步恢复
8月电价再次上调，主要是针对煤炭价格近半年来大幅上涨而推出，一方面明确仅调整火电，另一方面控制销售电价，等于电网让利于火电企业，同时也能有效控制CPI涨幅，体现了发改委补贴火电企业的强烈意愿，符合我们对火电企业亏损现状适时会得到扭转的总体判断。
各省调整政策尚未出台，但总体看，本次电价调整幅度大于上次的1.78分，我们认为08年内多数电力企业有望借此扭亏，但整体业绩大幅下滑仍难以避免。2009年如果煤价维持相对稳定，火电企业盈利规模有望接近07年的水平，但考虑到收入增长幅度在20%以上，盈利能力仍不及07年。我们大致测算，行业优质龙头公司如华能国际〔股吧 行情〕、国电电力〔股吧 行情〕等ROE水平09年有望接近8%的水平，但仍低于合理回报。预计行业平均的ROE水平低于5%，长期看不足以支撑行业持续发展。若煤价不出现明显回落，我们预计电价在09年可能进一步调整。
我们仍维持电力行业在08年是景气见底，防御转进攻的一年，有望战胜大盘，该趋势有望在09年得以持续。建议机构投资者可增加电力行业配置比重，维持对行业“推荐”评级。平安证券研究所
H股初现投资价值
被动提价，幅度有限，对火电生产商盈利改善作用小。
火电上网电价调整幅度与我们预期一致，但时间比我们预计的要快。值得注意的是，此次是“依据煤价上涨情况，确定各地区具体火力发电上网电价调整幅度”，显示煤价压力上升是推动调价加快的主要原因。平均上网电价上调0.02元/KWh，或5%，可覆盖标煤价格增幅约60元/吨。一个季度的电价提升，则覆盖全年燃料成本上升15元/吨。考虑7月份电价提升，两次电价上调，累计覆盖全年燃料成本上升约45元/吨；显著低于实际煤价涨幅。火电生产商盈利下滑趋势没有发生根本变化。
煤价变化趋势仍是决定火电生产商08、09年业绩变化的核心因素。
下半年，尽管政府对于煤价限制，我们认为火电生产商的燃料成本仍有上升风险。在煤炭供应紧张情形下，仍存在煤价下降、合同兑现率降低的风险。不调整销售电价，无法抑制电煤需求、改善电煤供需；单方面提升上网电价，增加了煤价上涨的动力。09年，火电生产商燃料成本风险主要来自于合同煤涨幅未定：两次上网电价提升为煤炭企业提供了提升09年电煤合同价的谈判筹码。如若电煤供应紧张没有改善，合同煤涨价预期增高，09年火电生产商业绩压力仍大。盈利预测中，我们考虑09年全年平均上网电价再次上调5%（基于08年7月的水平），平均燃料成本上涨15%。
推动火电生产商盈利预期变化的事件性因素仍有可能发生。
电网无力承担购电成本上升压力，年内销售电价提升的可能性高。考虑一个季度火电发电量为7000亿KWh，平均0.02元/KWh的上网电价提升，增加电网购电成本约140亿元，占两大电网07年净利润总额的30%以上。
需指出的是：08年电力行业成本攀升、资金压力紧缺不仅体现在火电发电商，电网亦是如此：一是上半年冰冻、地震灾害对于电缆设施破坏严重，电网盈利能力遭受重挫且修复开支突增；二是夏季用电高峰电网输送瓶颈问题仍然存在，配电网投资亟待加强。08年，电网业绩下滑可能性大，承担额外购电成本上升能力弱。此次不调销售电价，显示出政府对于下游企业电费承受能力的担心，但预计电网无力独自承担上网电价上调压力，我们认为，年内再次提升销售电价的可能性大。
上网电价亦有再次提升可能性。如上文分析，09年火电生产商业绩压力仍大，主要来自于燃料成本上升压力。我们认为，行业利润率偏低的局面无法长期持续，如若煤价持续升势，上网电价仍有上升空间。但仍将是依据煤价上涨情况确定电价涨幅——电价提升仅能使得火电生产商利润率不再恶化，但无法带来利润率的显著回升。
A股估值偏高，H股初现投资价值。
目前A股股价不具备长期投资价值。电力股历史最低估值水平为市净率1.5x，目前电力股08年市净率平均为2.2x，中金重点覆盖的电力股08年市净率为1.8x。较高的估值反映出市场对于电价持续上升过于乐观。我们认为被动的电价提升不能推动火电生产商利润率恢复至正常水平。
H股：华电国际〔股吧 行情〕（1071.HK）安全边际大，华润电力（836.HK）估值偏高。H股电力股长期交易区间为市净率1.0x-1.5x。华电国际已经跌至07年市净率为0.9x，考虑08年亏损，净资产缩水5%，目前股价对应08年市净率仍不足1.0x。我们认为公司股价已经具备长期投资价值，但短期惨淡的业绩使得股价缺乏上涨动力。华润电力目前股价对应08年市净率为2.9x，显著高于行业平均；公司业绩对于电价波动敏感性低，股价下行风险大。
投资价值尚难确定
国家发改委2008年8月19日发布企业上网电价有关问题的通知，自2008年8月20日起，将全国火力发电（含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产）企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，燃煤机组标杆上网电价同步调整。
电价提高不够补偿煤价涨幅
与国家发改委2008年6月19日调价不同的是，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。由于此次单方面上调上网电价是专为缓解火电亏损而为，同属电力系统的电网将替火电企业分担部分经营困难。我们认为6月19日上调2.5分电价时，上网电价上调了1.7分，五大发电集团能够减亏40-45%，而这次上调2分的幅度能够解决剩下的部分，两次电价上调能够基本弥补火电企业的亏损。但不调终端电价是考虑到PPI上涨压力，这只是权宜之计，由于电网的建设任务也比较重，加上雪灾、地震灾害对电网的损失，政府很可能采取延期上调销售电价或直接补贴电网的方式保证电网利润。
目前来看，自发改委下发第二道煤炭限价令以来，秦皇岛的煤价开始走软，最近秦皇岛发热量为5500大卡/千克的动力煤价格已经从7月下旬的1080元/吨的高点回落到860元-880元/吨，接近发改委二次限价令的标准。目前的市场电煤价格比去年同期高了300元/吨，如果按照煤电联动测算至少需要上调6分钱左右，现在上网电价共上调的3.7分钱仅相当于电煤价格1吨上涨了100元。
虽然，此次上调上网电价，对火电企业来说无疑是雪中送炭，但电企能否实现盈利，还取决于电煤价格的后续走势。由于发改委的限价令持续到今年年末，由于煤价的上涨难以向下传导，今年下半年煤价有望稳定下来，如果限价令09年不再持续，煤价可能有小幅上涨，但长期来看，随着煤炭产能的逐步释放、小煤矿陆续复产，煤价暴涨的现象难现。我们认为只有在第三次煤电联动确定的前提下，在下半年出现煤炭价格处于下跌趋势，才能对电力行业进行增持。
火电企业全面亏损
据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由去年同期的592.31亿元下降到172.76亿元，同比下降70.83％。各子行业中。火电行业亏损22.93亿元，同比下降108.54％；水电行业实现利润47.39亿元，同比下降22.86％；核电行业和新能源发电行业分别实现利润32.34亿元和6.10亿元；电力供应业在雪灾和地震灾害中受损严重，虽然实现利润109.86亿元，但是也大幅下降了52.56％。特别是3－5月份，电力行业实现利润77.36亿元，同比下降79.44％。其中，火电行业利润由去年同期的165.07亿元下降到今年3－5月份的亏损48.42亿元，同比下降129.33%;电力供应业利润由去年同期的134.93亿元下降到今年3－5月份49.58亿元，同比下降63.26%。初步分析，1－5月份，在两次受灾损失及恢复重建、一次能源价格大幅上涨、财务费用快速增长、电煤供应不足导致发电出力受限，同时经济大环境影响电力需求增速缓慢下降，特别是受煤炭非理性上涨超出火电企业承受能力影响，火电行业全行业亏损，资金链异常紧张甚至断裂。由于多重不利因素共同作用，电力行业利润大幅下滑。
电煤走势难以确定
今年以来，电煤供求呈现总体偏紧态势，局部地区、部分煤种出现了煤炭供应紧张的现象，煤炭价格持续走高。电煤资源紧张、电厂库存下降、缺煤停机容量增多是导致今年部分省区电力供需紧张甚至出现缺口的最主要原因。
上半年，全国发电和供热合计消耗原煤75458万吨，占全国原煤生产总量的60.06%，比2007年全年比重提高3.39个百分点。6月底直供电网库存2174万吨，可耗用11天，同比减少6天。
在2007年全国电煤价格平均上涨35元/吨左右的基础上，今年的煤炭产运需衔接会签定的电煤合同平均价格再次上涨35－45元/吨。3月份以来，一些国有和地方煤矿重点电煤合同价格普遍上涨，涨幅介于15-100元/吨之间，有的达到200元/吨以上。从4月底到6月末仅两个月的时间，秦皇岛地区主流动力煤品种的交易价格的整体上涨幅度达到了300元/吨以上，发热量5500千卡/千克的煤价达到920元/吨以上。
由此可见，电煤质量明显下降，由于影响煤价的因素较多，又难以确定，目前电力行业尚未进入稳定的投资区域。