煤价下跌为电力行业提供利好

电力18讯：    下半年影响电力行业基本面的几项主要因素日渐趋好。首先是全国销售电价平均上调2.494分/千瓦时，上网电价平均上调1.174分/千瓦时，其中煤电联动平均上调9.79厘/千瓦时，脱硫项目平均上调2.4厘/千瓦时；其次是在夏季电煤销售高峰到来之时，动力煤价格煤价出现下跌的趋势。全国除新疆等少数地区煤价上涨外，普遍出现幅度不同的下跌；第三是政府对电力在建规模的调控升级，行政手段强化。电厂建设项目较多的内蒙古受到国务院点名批评，新丰电厂有关责任人被查处；第四是电力需求依然强劲，上半年全社会用电增速为12.9％，但呈逐月上升走势，六月份达到14.7％，超过此前预期，下半年增速可能仍在13％以上；第四是火电机组利用率上半年出现了较大的下跌，由于需求强劲，虽然下半年仍有约4000万千瓦机组投产，但下半年火电发电小时数的下降幅度不会比上半年更高。

　　日前国家发改委发布了电力和煤炭两个行业《2006年上半年经济形势分析》报告，电力报告中指出电力供求紧张缓解，尚有区域和时段紧张；工业用电比重继续上升，从2002年的71%持续上升到目前的75%，对全社会用电增长贡献率也相应由74.4％提高到77％。高耗电行业用电增长反弹，冶金、有色、建材、化工四大高耗电行业用电比重达到31.8%，增速超过平均水平；发电行业利润总额331亿元，同比大幅增长37.9%；2005年全国单位GDP电耗为1358.5千瓦时/万元。06年上半年增加75.3千瓦时/万元，上升5.5%。而电力行业本身发电煤耗337克/千瓦时，下降6克，同比下降1.6%。全国电网线损率完成6.19%,同比下降0.22个百分点，说明电力弹性系数可能抬高，电力需求增速将超过市场普遍预期的12％，而且电煤需求增速却低于电力增速，不会刺激煤价上涨，燃料成本有望降低。

　　发电小时数下降是市场主要的隐忧。上半年全国火电设备利用小时数2748小时，同比下降178小时或6.5％，降幅最大的是北京20.4%,较大的是西北、华东和内蒙等地区，东北、华中、南方地区和去年基本持平。西北是因为水电增发和用电增幅回落；华东则是新投产机组较多，上海和江苏分别下降了17.8%和16.9%。发改委预计全年火电利用小时将低于5500小时，同比下降400左右，我们则认为上半年各地火电机组普遍检修也是一个重要原因，由于需求强劲，发电小时数全年应在5500以上。

　　发改委的煤炭运行报告则指出产能过剩趋势明显。上半年全国原煤产量9.95亿吨，同比增长8.3%，煤炭库存。6月底全国煤炭社会库存1.53亿吨，比年初上升9.4%。直供电厂电煤库存2476万吨，同比增长4.5%，库存煤炭可用17天。进口煤价基本与国内接轨，上半年净进口增加1100万吨，煤炭供应日趋宽松。煤矿在建项目规模8亿吨，产能明后年集中释放，虽然整顿关闭小煤矿能减少以一部分供给，山西等地方政府也希望通过限产维持煤价，但供求关系最终决定市场价格，虽然下跌空间有限，但趋势明显，我们预测即将进入冬储煤的旺季，煤价同比仍将下降10－20元。6、7月份华东地区煤价降幅在15-56元/吨，山东、河南下跌20－25元；贵州60－70元；云南20－100元，山西也曾一度下跌10－20元，近期有反弹。煤价下跌对电力行业利润的弹性在2.5-3,很大程度覆盖发电小时数下降带来的利润减少，加上下半年电价上调，下半年电力行业业绩应大大好于上半年。

　　电力板块基本面稳定，股价长期落后大盘，应有所补涨。国电电力31日实施股改复牌，集团承诺继续注入优质资产，预测股价在5.8-6元；深能源集团整体上市，关联交易和同业竞争等制度性缺陷消除，规模效应和后续发展可期。G长电、G华靖股价长期低于合理估值，G粤电力在建机组开始大量投产，G桂冠资产注入方案拟下半年完成，G宝能源定向增发和期权激励即将实施，价值低估，电力板块整体恢复性上涨的可能性增大。