主題：電力行業(yè)：政策對行業(yè)的影響是機遇 更是挑戰(zhàn)

是機遇，更是挑戰(zhàn)：

　　電力行業(yè)是節(jié)能降耗和污染減排的重點領域。“節(jié)能減排”工作的實施，使得電力結構得到優(yōu)化，技術水平得以提高，可再生能源獲得發(fā)展；但“節(jié)能減排”也將使電力需求增速緩步下降，電力生產成本提高，特別是煤炭作為一種資源產品價格不斷提高，在短期內極大地影響了電力行業(yè)的盈利能力。
　　電力彈性系數將逐步下降：

　　節(jié)能減排將使我國的產業(yè)結構得到優(yōu)化，高耗能行業(yè)——鋼鐵、有色、化工、建材等行業(yè)將實施“上大壓小”淘汰落后產能、降低出口稅率、差別電價等措施，單位能耗有望下降。預計電力彈性系數將逐步回落，從目前的1.2下降至1左右。
　　“節(jié)能減排”提高電力生產成本：

　　我們認為電力生產成本因節(jié)能減排而有所提高，主要是排污費和燃料成本提高。根據《節(jié)能減排綜合性工作方案》，二氧化硫排污費將由目前的每公斤0.63元分三年提高到每公斤1.26元，目前國家對脫硫機組給予1.5分/kwh的脫硫電價，可部分彌補脫硫成本。

　　煤炭行業(yè)關停小煤礦加劇煤炭的供需緊張，而資源性產品價格的市場化改革，導致煤炭成本上漲，并向下游傳導。目前煤炭價格和電力價格定價機制的不同步——煤炭價格已市場化，電力價格依然是政府定價，CPI指數的高位運行使得短期內電價上調無望，電力行業(yè)盈利能力大幅下滑。

　　長期來看，我們認為電力行業(yè)的盈利水平將向社會平均利潤率回歸。

　　“節(jié)能減排”促進行業(yè)結構優(yōu)化：

　　電力行業(yè)節(jié)能減排的政策主要包括：上大壓小、節(jié)能發(fā)電調度以及發(fā)展可再生能源。通過“上大壓小”，電力行業(yè)結構得到優(yōu)化，落后機組被淘汰，大公司強者更強；節(jié)能發(fā)電調度辦法有利于可再生能源和火電大機組的發(fā)展。

　　受益于節(jié)能減排的重點公司

我們認為長江電力、寶新能源和金山股份將受益于節(jié)能減排行業(yè)政策。



電力行業(yè)是節(jié)能減排的重點領域

節(jié)能減排是當前我國經濟社會的一項重要任務，我國政府提出在“十一五”期間，我國的單位GDP能耗要比2005年下降20%，主要污染物排放總量減少10%的目標。

　　電力行業(yè)作為資源密集型產業(yè)，是節(jié)能降耗和污染減排的重點領域。目前，我國電煤消費約占全國煤炭產量的51%左右，火電用水占到工業(yè)用水的40%，二氧化硫排放量占到全國排放量的54%。

　　電力行業(yè)“十一五”主要的指標如下：

電力行業(yè)節(jié)能減排任重而道遠。電力行業(yè)能否完成節(jié)能減排目標對于我國實現“十一五”目標至關重要。為實現節(jié)能減排目標，電力行業(yè)通過“上大壓小”、節(jié)能發(fā)電調度、加快發(fā)展新能源等多種方式積極推進節(jié)能減排工作。

電力需求彈性系數將逐步下降

我國正處于重化工業(yè)階段。從世界各國的發(fā)展經驗來看，當人均GDP達到1000美元左右就會進入重化工業(yè)階段，在這個階段，由于產業(yè)結構和消費結構的影響，電力彈性系數要高于初級產品生產階段和發(fā)達經濟階段，電力彈性系數一般大于1。



從我國的現狀來看，近幾年來重化工業(yè)對電力需求增長拉動作用明顯。2007年，全國用電量同比增長14.4%，其中重工業(yè)用電同比增長17.3%。重工業(yè)對用電需求的貢獻度達到72.28%。


其中，鋼鐵、有色、化工、建材行業(yè)是傳統(tǒng)的耗電大戶，用電量分別占全社會用電量的11.39%、7.36%、8.38%和5.64%，合計為32.77%。

　　我國已出臺一系列政策來淘汰落后產能，包括：對電力、鋼鐵、水泥等行業(yè)要積極實施“上大壓小”政策，用先進產能替代落后產能；逐步調減高耗能高污染資源性產品出口稅率；嚴控外商投資高耗能、高污染、產業(yè)；環(huán)保總局使用“區(qū)域限批”遏制高耗能高污染產業(yè)；差別電價抑制高耗能產業(yè)盲目發(fā)展等。

預計隨著“節(jié)能減排”的深入進行，我國的產業(yè)結構將得以優(yōu)化，電力彈性系數有望從目前的1.2逐步回落至1左右，用電增速將有所回落。

　　節(jié)能減排提高電力生產成本
電力行業(yè)的生產成本包括燃料成本、人工工資、折舊費用、維修費用、排污費等。其中，排污費和燃料費用將因節(jié)能減排而提高。

　　排污費

火電生產過程中，將排放廢氣、廢水等污染物。隨著我國不斷加強環(huán)境保護的力度，排污費征收標準不斷提高。根據《節(jié)能減排綜合性工作方案》，二氧化硫排污費將由目前的每公斤0.63元分三年提高到每公斤1.26元。全面開征城市污水處理費并提高收費標準，噸水平均收費標準原則上不低于0.8元。

　　根據規(guī)劃，在“十一五”期間我國投運脫硫機組3.55億千瓦。其中，新建燃煤電廠同步投運脫硫機組1.88億千瓦；現有燃煤電廠投運脫硫機組1.67億千瓦，形成削減二氧化硫能力590萬噸。

　　機組安裝脫硫設施，將增加機組的建設成本和運營成本。為確保燃煤脫硫機組的正常運行，國家已擬訂了現役機組脫硫與新建機組脫硫享受同樣的優(yōu)惠電價，即上網電價增加1.5分/千瓦時，這將能夠部分彌補脫硫增加的成本。

　　燃料成本

我國的電源結構以火電為主，火電機組占我國裝機容量的78%，基本上都是燃煤機組。電力行業(yè)消耗了我國一半以上的煤炭。

　　煤炭行業(yè)也是我國“節(jié)能減排”的重點行業(yè)，“節(jié)能減排”對于煤炭行業(yè)影響深遠。一方面，煤炭行業(yè)推進煤礦關閉和資源整合力度，淘汰不具備安全生產條件、浪費資源和污染環(huán)境的小煤礦、小選煤廠，使得煤炭產能釋放減緩，供需關系趨緊；另一方面，我國積極推進煤炭價格市場化改革，使資源價格反映資源的稀缺性和環(huán)境成本。自2007年，各地陸續(xù)開始向煤炭企業(yè)征收“兩費一金”（即可持續(xù)發(fā)展基金、環(huán)保費、轉產費），以及資源稅改革（由從量征收改為從價征收），使得煤炭生產成本增加。
　　由于煤炭供需關系較緊，煤炭企業(yè)能夠向下游企業(yè)轉嫁成本，使得煤炭價格一漲再漲。


目前，我國煤炭價格已經市場化，而電力價格依然是政府定價。根據《上網電價管理暫行辦法》，在競價上網前，發(fā)電企業(yè)的上網電價將由政府價格主管部門核定，或通過政府招標確定。政府價格主管部門應按照合理補償成本，合理確定收益和依法計入稅金的原則核定上網電價，同一地區(qū)新建同類型發(fā)電機組實行同一價格。
　　理論上，政府定價應保證該行業(yè)投資資金能夠獲得社會平均回報率。目前CPI指數居高不下，政府控制通脹的壓力加大，使得第三次煤電聯(lián)動遲遲不能出臺，電力行業(yè)盈利能力大幅下滑，火電行業(yè)的毛利率已從2003年的21%-24%下滑到2008年2月份的10%左右。
煤炭價格和電力價格的改革不同步是電力行業(yè)盈利能力下滑的主要原因。在煤炭供應較緊的狀態(tài)下，電價的調整必然滯后于煤價的上漲，而且政府要求電力企業(yè)消化煤價上漲30%，使得電力行業(yè)在現階段承擔了過多的社會責任。頂點 財經

　　長期來看，“電力要超前于國民經濟的發(fā)展”，只有使電力行業(yè)的投資回報達到或高于社會平均回報，才能保證電力行業(yè)持續(xù)穩(wěn)定的發(fā)展，因而從長期來看，電力行業(yè)的盈利能力必然向社會平均回報率回歸。

　　“節(jié)能減排”促進行業(yè)結構優(yōu)化

為實現節(jié)能減排目標，電力行業(yè)通過“上大壓小”、節(jié)能發(fā)電調度、加快發(fā)展新能源等多種方式來推進節(jié)能減排。

　　“上大壓小”

根據規(guī)劃，在“十一五”期間我國將關停小燃煤機組5000萬千瓦，燃油機組700萬千瓦。

為實現這一目標而采取的主要措施有：

　　1、關停小機組：單機容量5萬千瓦以下的常規(guī)火電機組；運行滿20年、單機10萬千瓦級以下的常規(guī)火電機組；按照設計壽命服役期滿、單機20萬千瓦以下的各類機組；供電標準煤耗高出2005年本省（區(qū)、市）平均水平10%或全國平均水平15%的各類燃煤機組；未達到環(huán)保排放標準的各類機組；

2、關停小機組與建設新項目掛鉤：新建電源項目替代的關停機組容量作為衡量其可否納入規(guī)劃的重要指標。替代關停機組容量較多并能夠妥善安置關停電廠職工的電源建設項目，優(yōu)先納入國家電力發(fā)展規(guī)劃。

　　企業(yè)建設單機30萬千瓦、60萬千瓦、100萬千瓦，替代關停機組的容量達到自身容量80%的、70%、60%的項目，可直接納入國家電力發(fā)展規(guī)劃，優(yōu)先安排建設。

　　企業(yè)建設單機20萬千瓦以上的熱電聯(lián)產項目，替代關停機組的容量達到自身容量50%，并按所替代關停機組和關停拆除的供熱鍋爐蒸發(fā)量計算可減少當地燃煤總量的，可直接納入國家電力規(guī)劃，優(yōu)先安排建設。

　　3、加強小火電機組上網電價管理，盡快將所有燃煤（油）小火電機組上網電價降低到不高于本地區(qū)標桿上網電價，并不得實行價外補貼；價格低于本地區(qū)標桿上網電價的小火電，仍執(zhí)行現行電價。2007年，國家發(fā)展改革委分批批復了全國統(tǒng)調小火電機組降價方案。共計294臺，955萬千瓦小火電機組上網電價將分步降低至標桿價水平。

　　4、改進發(fā)電調度方式，按照節(jié)能、環(huán)保、經濟的原則，優(yōu)先調度可再生能源和高效、清潔的機組發(fā)電，限制能耗高、污染重的機組發(fā)電。

　　“上大壓小”有助于提升火電行業(yè)的盈利能力，一方面以高效環(huán)保的新機組取代高能耗高污染的小機組，使得全國供電煤耗水平大大降低，減輕煤價上漲對火電行業(yè)的壓力；另一方面通過上大壓小，電力行業(yè)的結構得到優(yōu)化，行業(yè)集中度得到提高：由于電力行業(yè)是典型的資本密集型行業(yè)，在“上大壓小”中，小企業(yè)將逐步被兼并或淘汰，大集團將強者恒強。

節(jié)能發(fā)電調度辦法

根據《節(jié)能發(fā)電調度辦法》規(guī)定，節(jié)能發(fā)電調度的基本原則是節(jié)能、經濟，主要依據是機組發(fā)電排序的序位表，各類發(fā)電機組排序序位如下：（1）無調節(jié)能力的可再生能源發(fā)電機組，包括風能、太陽能、海洋能發(fā)電機組及無調節(jié)能力的水電機組。

　　（2）有調節(jié)能力的可再生能源及垃圾發(fā)電機組，包括有調節(jié)庫容的水電機組、生物質能、地熱能等發(fā)電機組。

　　（3）核能發(fā)電機組。

　　（4）“以熱定電”方式運行的燃煤熱電聯(lián)產機組，除垃圾和生物質能發(fā)電外的資源綜合利用發(fā)電機組。

　　（5）天然氣、煤氣化發(fā)電機組。

　　（6）其他燃煤機組，包括未帶熱負荷的熱電聯(lián)產機組。

　　（7）燃油發(fā)電機組。
　　同類型火力發(fā)電機組按照能耗水平由低到高排序，節(jié)能優(yōu)先；能耗水平相同時，按照污染物排放水平由低到高排序。

　　2008年，節(jié)能發(fā)電調度辦法將率先在廣東、貴州、四川、江蘇、河南等五個省份進行試點。

　　《節(jié)能發(fā)電調度辦法》將引發(fā)電力行業(yè)的變革。節(jié)能發(fā)電調度辦法將打破傳統(tǒng)的平均主義，高效、節(jié)能、環(huán)保機組的優(yōu)越性將獲得較多的利用小時，而高能耗、高污染的小機組的發(fā)電小時將被降低，使得可再生能源、火電大機組的優(yōu)越性得以體現。

　　實行節(jié)能發(fā)電調度后，可再生能源（包括風電、水電、生物質能發(fā)電等）、核能、資源綜合利用發(fā)電機組將首先受益。在上市公司中，從事水電的公司較多，如長江電力、桂冠電力、文山電力等，而從事資源綜合利用和可再生能源的公司主要有寶新能源（主要從事煤矸石發(fā)電）和金山股份（主要從事風電、熱電聯(lián)產、劣質煤發(fā)電等），這些公司將受益于節(jié)能發(fā)電調度辦法。

　　對于火電機組來說，由于燃煤機組在我國能源結構中所占的地位不可動搖，實行節(jié)能發(fā)電調度辦法后，高效、環(huán)保的大火電機組也將成為節(jié)能發(fā)電調度的受益者。



發(fā)展可再生能源

發(fā)展可再生能源已成為緩解能源供需矛盾、減少環(huán)境污染的重要途徑。根據《可再生能源發(fā)展“十一五”規(guī)劃》，到2010年，可再生能源在能源消費中的比重達到10％，比2005年提高2.5個百分點；全國可再生能源年利用量達到3億噸標準煤。

我國已出臺《可再生能源法》、《可再生能源發(fā)電有關管理規(guī)定》、《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》等法律法規(guī)，以鼓勵可再生能源的發(fā)展。

　　我國鼓勵可再生能源發(fā)展的主要政策有：

可再生能源優(yōu)先并網；

可再生能源電價實行政府定價和政府指導價兩種形式。政府指導價即通過招標確定的中標價格。

　　風力發(fā)電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定；搖錢術智能財經終端

生物質發(fā)電項目上網電價實行政府定價的，由國務院價格主管部門分地區(qū)制定標桿電價，電價標準由各省（自治區(qū)、直轄市）2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為每千瓦時0.25元。發(fā)電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價；運行滿15年后，取消補貼電價。

　　太陽能發(fā)電、海洋能發(fā)電和地熱能發(fā)電項目上網電價實行政府定價，其電價標準由國務院價格主管部門按照合理成本加合理利潤的原則制定。

可再生能源發(fā)電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。
稅收優(yōu)惠：風電增值稅減半征收。

　　目前，尚未有從事太陽能運營的公司在A股上市，從事風電運營的公司較多，一類是國電電力、華電國際、大唐發(fā)電、粵電力等大型電力公司，由于風電在其規(guī)模中所占比例很小，風電業(yè)績對利潤貢獻很小；另一類是金山股份、寶新能源、銀星能源、匯通能源（原輕工機械）等中小型電力公司，相對而言，風電在其裝機容量中所占的規(guī)模較大，若國家加大對可再生能源的扶持力度，則風電有望成為其未來的利潤增長點之一。

　　受益于節(jié)能減排政策的重點公司介紹

長江電力：中國水電龍頭

公司是中國水電龍頭，擁有裝機容量831.5萬千瓦（包括葛洲壩水電站271.5萬千瓦和三峽工程8臺70萬千瓦機組），并持有廣州控股11.238%的股份、湖北能源45%的股份、上海電力10%的股份。

水電資源價值凸現。隨著全球石油價格的暴漲和國內煤炭價格不斷攀升，水電作為一次資源的價值凸現。我國《節(jié)能發(fā)電調度辦法》的出臺，使得水電的優(yōu)勢充分發(fā)揮。

資產收購保證業(yè)績穩(wěn)定成長，整體上市存在可能。公司在上市之初曾承諾：每年將收購2-3臺機組，以保證公司業(yè)績的持續(xù)增長。自上市以來，公司曾于2005年、2007年兩次收購機組。在國資委不斷力推國有企業(yè)集團整體上市的背景下，我們認為三峽總公司有可能成為第一家整體上市的電力央企。一方面，2008年三峽電站26臺機組將全部投產發(fā)電，整體上市可減少上市公司與集團公司之間的同業(yè)競爭和關聯(lián)交易；另一方面，從資產質量來說，三峽總公司的電力資產最優(yōu)、歷史負擔輕。若三峽電站整體置入上市公司，將為投資者帶來額外收益。粗略估算，三峽電站整體注入后，公司的EBIT增加147%。

未來發(fā)展空間廣闊。政府授權三峽總公司滾動開發(fā)長江上游干支流水力資源，組織建設溪洛渡、向家壩、烏東德、白鶴灘四個巨型電站，總裝機容量3850萬千瓦，投產后年發(fā)電量1753億千瓦時。這也意味著長江電力未來的發(fā)展空間非常廣闊。

　　盈利預測與投資評級：假設2008年公司收購兩臺機組的前提下，2008年、2009年的每股收益分別為0.68元和0.69元，維持“增持”評級。

寶新能源：多重優(yōu)勢集于一身的新能源發(fā)電商

政策優(yōu)勢：公司主營煤矸石發(fā)電，屬于政策支持的資源綜合利用產業(yè)，可享受優(yōu)先上網、國產設備技改抵免所得稅等優(yōu)惠政策。

　　區(qū)位優(yōu)勢：廣東地區(qū)持續(xù)的經濟增長帶動電力需求穩(wěn)定增長。在“十一五”期間，廣東省新增裝機容量低于用電需求的增長，而且廣東省將關停小機組966萬千瓦的小機組，使得全省的發(fā)電設備利用小時處于較高水平。

　　資源優(yōu)勢：公司所在地——廣東省梅州原為廣東省的主要產煤區(qū)，目前廣東省煤礦已全面關閉，但過去多年的生產在礦區(qū)積壓的煤矸石堆積如山，充足的燃料足以供應公司使用20年以上。而且，優(yōu)質動力煤大幅上漲，而煤矸石卻因本地需要有限，長途運輸不經濟的原因而價格漲幅不大。

　　制度優(yōu)勢：公司是民營電力公司，而且是第一家實施股權激勵的電力企業(yè)，管理層和股東利益高度一致，將使得管理層能夠盡心盡力為股東服務。

　　盈利預測與投資建議：我們預測公司2008-2009年的每股收益分別為0.53元、0.62元，維持“買入”評級。
金山股份：差異化經營

公司采取差異化戰(zhàn)略發(fā)展，即以“清潔能源”、“循環(huán)經濟”、“熱電聯(lián)產”和“煤電聯(lián)營”+“坑口電廠”為導向，均為政策支持的發(fā)展方向，享受優(yōu)惠政策：

　　風電：公司擁有康平、彰武風電一二期項目，總裝機容量為4.93萬千瓦。風電享受增值稅減半的稅收優(yōu)惠。

　　熱電聯(lián)產：公司擁有金山沈陽熱電分公司和桓仁金山熱電公司80%，并參股沈海熱電26%的股權。熱電聯(lián)產機組按照“以熱定電”的原則安排發(fā)電負荷。

　　循環(huán)經濟：公司擁有阜新煤矸石熱電公司51%的股權和南票劣質煤熱電公司50%的股權。根據新調度辦法，資源綜合利用機組享按照“以（資源）量定電”的原則安排發(fā)電負荷。

　　煤電聯(lián)營+坑口電廠：公司參股內蒙古白音華礦區(qū)（大型露天煤礦）的海州煤礦20%，以及白音華發(fā)電公司（一期工程為2*60萬千瓦大型機組）31%的股權。坑口電廠，具有燃料價格低的優(yōu)勢。

　　項目盈利能力強：公司具有較強的項目選擇能力和成本控制能力，使得項目的盈利能力強。

　　公司正處于高速成長期：公司項目自2006年起開始陸續(xù)投產，使得公司自2007年開始進入業(yè)績的釋放期。2007~2009年，公司的凈利潤將分別比去年同期增長102%、63%和43%，復合年增長率達到68%。

　　盈利預測與投資評級：我們預計公司2008-2009年的每股收益分別為0.38元、0.50元，維持“增持”評級。

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