2006年，盡管景氣回升，電力股指數走勢明顯弱于上證指數，差距很大。主要原因是市場偏好進取型的投資風格，電力股想象空間較小、供應量較大。我們預計2007年火電廠的單位燃煤成本較為穩定，機組利用小時數下滑4－5%，平均上網電價同比增長約1.7%，毛利率穩中小降；火電行業利潤總額同比增長15%左右，利潤增長速度明顯回落。  
    
   由于電力企業商業模式比較簡單，公司運作較為透明，不確定性較小，目前各機構對2007年主要電力股的盈利預測相差不大，故電力股主要機會在于估值水平（PE值）因資金推動而上升、資產重組、用電需求的意外上漲或煤價意外下跌。

　　今年以來內地A股電力股指數絕對漲幅約有30%左右。主要電力股估值水平已在合理區間，已跟國際接軌。做為公用事業類個股，長期內的凈資產收益率（ROE）將向7-12%的區間回歸，成長性較差（每年8-10%左右），2007年動態市盈率合理值取11-13倍左右。維持電力行業跟隨大市評級。7月21日，我們推薦的2006年下半年穩健型組合為：長電30%、粵電力30%、華能20%、桂冠20%。該組合至12月5日收盤的平均收益率為30.55%。2007年上半年，我們暫且不構建電力股投資組合，給予多數主要電力股持有評級。

　　一、2006年行業總體發展情況

   1、行業主要經濟指標與行業景氣度分析2006年電力行業景氣度上升。其中，因為去年基數低、電價上調，火電廠、電網利潤增長較快；水電廠利潤增速很小。按中國經濟統計數據分析及決策支持系統的數據，今年前10個月，電力、熱力的生產和供應業銷售收入同比增長19.05%，利潤總額同比增長37.95%；其中，受電價上調影響，火力發電行業銷售收入同比增長18.43%，利潤總額同比增長50.74%；受06年來水偏枯影響，水力發電行業銷售收入增長9.69%，利潤總額同比增長3.06%；供電行業銷售收入增長20.25%，利潤總額同比增長53.15%。2006年全年行業景氣度大幅上升已成定局。

　　2006年用電量增速高于預期。根據中電聯及國家統計局的數據，2006年前10個月，我國用電量增長14.05%，高于先前預期（12%左右），其中增速較快的是工業用電（14.29%）及生活用電（15.11%）；1-10月份全國發電量22452.01億千瓦時，比去年同期增長13.0%（理論上講，發用電量增速應該很接近，此處差異為統計口徑不同的原因），其中，水電3239.55億千瓦時，同比增長4.6%；火電18748.35億千瓦時，同比增長15.1%；1-10月份，全國電網供電量19827.52億千瓦時（占發電量之比為88%），售電量18541.14億千瓦時，分別比去年同期增長14.78%和14.92%。

　　火電毛利上升明顯。毛利率仍是影響發電廠利潤的重要因素，受益于今年電價上調及單位燃料成本的穩定（重點合同電煤價格上漲，市場煤價較為穩定，煤質提升、煤耗減少）；而售電量增長是電網利潤增長的主要原因。2006年前10個月，電力生產業（電廠）收入同比增長16.9%，毛利率為20.5%，同比增長1.4個百分點；其中，火電毛利率16.25%，比去年同期上漲2.5個百分點；電力供應業（電網）收入同比增長20.25%，毛利率比去年同期（6.62%）略低，為6.21%。

　　2、行業主要產品市場需求與價格變化2006年電力需求仍然比較旺盛，用電量增長預計約為13.5%，略高于我們的預期；全年缺電地區及時段大幅減少，供需逐步實現大致平衡，發電廠產能利用率下降。1-10月份，全國發電設備累計平均利用小時為4363小時，比去年同期降低177小時，降幅為3.90%。其中，因干旱少雨，水電設備平均利用小時達2963小時，比去年同期降低207小時，降幅為6.53%；火電設備平均利用小時4675小時，比去年同期降低205小時，降幅為4.20%。火電設備平均利用小時高于全國平均水平的省份依次為寧夏、貴州、云南、山西、河北、吉林、甘肅、浙江、遼寧、青海、天津和湖北，其中的云貴、湖北等均有水電少發力的因素在起作用。

　　2006年全國裝機容量預計增長15.7%。1－10月份，全國新增生產能力（正式投產）6693.75萬千瓦。其中水電738.27萬千瓦，火電5914.54萬千瓦。發改委副主任張國寶曾預計全年新增機組超過7000萬千瓦，國務院發展研究中心估計約為7500萬千瓦，目前看來有望達到8000萬千瓦，在2005年底總裝機5.09億千瓦的基礎上增長約15.7%。這個速度高于目前的電力需求增長速度(約為13.5%)，故導致火電機組利用小時數普遍下滑。

　　2007年用電需求預測。預計明年我國發用電量增速仍在相對高位，但增速會有明顯下滑，預計約為11.5%左右。結合GDP增速下滑、節能社會建設、產業升級等因素，我們預測2007年-2009年的社會用電需求分別增長11.5%、9%、7.5%。因為我們下調了電力消費彈性系數，故這個預測比一些證券機構要略為悲觀，敬請注意。

　　2007年機組利用小時數預測。預測2007年、2008年投產裝機容量分別達到8000萬千瓦、6000萬千瓦以上(合計超過1.5億千瓦)，增長率分別約為14%、10%；2009年預計為7%左右。由于2007年、2008年機組裝機容量增速仍高于用電需求增速，故機組利用小時數繼續下滑，同比分別為4-5%、1.5-2%左右。預計2009年企穩回升，2010年起實現新的供需均衡。

　　十一五期間，國家將關停凝汽式燃煤小機組1500千瓦，關停老小燃油機組700萬千瓦。

　　發改委已要求各地加快關停小火電，并公布了1999－2010年間的小火電關停清單，共計1200臺機組，總裝機規模1600萬千瓦。這個數量不算少，但有的會進行以小改大；有的會在夏季供電高峰臨時開機，對緩解全國性的電力過剩幫助有限，對個別小機組較為集中的地區（比如，河南、廣東）

　　較有幫助。2005年至2006年9月底，河南省已關停近80萬千瓦小火電機組，還余有大約820萬千瓦小火電機組。廣東單機裝機容量低于13.5萬千萬的火電機組（燃煤、燃油）也有1000萬千瓦左右的總裝機，2005年時小火電裝機容量約占全省總裝機容量18%。

　　2006年下半年電價上調，將導致2007年全年均價同比小漲。2006年7月初啟動第二次煤電聯動。不同地區的調整幅度相差較大，全國燃煤機組上網電價平均上調0.01174元/度(含稅)；除華東、西北(調整幅度很小)外，華北、東北、華南、華中、山東上漲幅度的主要區間在3－5%左右；大多數水電站上網電價沒有調整。同時，也調整了終端電價，全國平均上調約0.02494元/度。

　　預計未來電價的變化，主要會體現在終端電價的結構性上漲（針對高耗能企業等），電廠上網電價會較為穩定，以迎接競價上網改革。

　　3、新政策變化影響2005年5月、2006年6月，煤電價格聯動實施方案兩次實施，證券市場的反應均較為平靜。

　　這是因為：第二次聯動火電上網電價上調幅度低于市場預期；在時間上，也比市場預期的晚，投資者已經盼了半年有余。顯然，主管部門不太在意于發電端電價的上調，似乎不甚情愿；終端電價方面，居民用電輕易不動，主要考慮提高高耗能工業用電的價格。這也許會是最后一次上網電價價格向上調整的煤電聯動。

　電價市場化改革還在推進。僅就2006年年內而言，電價市場化改革(競價上網)尚未全面正式運行，對發電企業的影響小。從東北區域市場遇到的問題來看，各地試點雖多，實際進展可能不會太快，估計2007年仍不會有大的突破。但市場擔心其中長期的影響偏向利空。

　　電力改革比較引人注目的遺留問題是對電網企業如何處置。個人認為，這對發電企業及已上市的中小供電股影響不大，暫不給予分析。一些原屬于電網所有的發電資產也在陸續處置之中，其中一部分可能落入上市公司手中，一部分正是體現為上市公司的股權。我們認為，倘若這些資產溢價拍賣之后的真實ROE多在7-8%左右（電力企業通常按8%來安排項目投資），倘若市場認可的火電股PE合理估值為12-14倍，當電力股負債率高企時，收購的短期意義及財務意義均不大。

　　二、上市公司層面的情況