煤电联动难实施 多重压力推升电价上调预期

上周，国务院总理温家宝主持召开的国务院常务会议，研究部署了当前煤电油运和农资供应工作。会议强调，要全力做好电力迎峰度夏工作，把保障电煤供应，作为迎峰度夏的首要任务。因CPI居高不落，第3次“煤电联动”无法正常实施，电力行业特别是火电行业面临多重压力，若不上调上网电价，将影响电力企业的正常发电、供电，可能导致电荒，所以电价上调预期强烈。

据统计，1-4月份我国电力行业累计发电量同比增长约14%，其中，4月份单月发电量增长14.5%，低于3月份19%左右的增速。2008年一季度，全国新增生产能力1246.04万千瓦。机组利用小时在3月份出现明显回升，4月份再现回落。4月份单月累计平均利用小时下降了42小时，累计来看，1-4月份全国平均利用小时下降1.7%，其中，火电利用小时数下降2%。同时，电厂电煤库存继续下降，中国能源投资网数据，我国大型发电厂电煤库存较上月再降10.7%；截至5月18日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂的库存已经降至4171万吨，较4月20日的水平又下降近500万吨。京津唐、蒙东、河北、湖南和安徽等地的煤炭库存，已经低于警戒线要求(7天)。

从库存来看，整个行业的电煤库存持续下降，电煤价格的上涨，给火电企业带来了巨大的成本压力。火电企业与重点煤炭企业签订的供煤合同价涨幅在10-15%之间，合同煤供给量仅能保证电厂50%的需求，剩下的煤炭需求要依靠市场价进行市场采购。煤炭市场价持续攀升，火电企业成本压力不断加大。以秦皇岛动力煤平仓价格为基础，年初至5月26日，大同优混、山西优混、山西大混、普通混煤、普通混煤的涨幅分别达29.82%、30.19%、26.60%、22.35%和22.30%。另外，全国市场4800大卡以下、4800-5500大卡和5500大卡以上的三类动力煤价格，从2008年初到2008年5月9日的涨幅，也分别达6.21%、6.58%和10.69%。动力煤价格上涨清晰可见，火电企业成本压力凸现。

此外，去年央行6次加息，使得电力企业财务费用大幅增长，电力企业现金流面临较大压力。电力企业属于资本密集型行业，资产负债率与其它行业相比较高，所以，央行多次加息无疑增加了电力企业的财务费用压力。数据显示，2008年1季度电力企业成本增速高于收入增速14个百分点之多，毛利率水平同比下降9.55个百分点；财务费用同比增长47.36%，财务费用率同比增长1.5个百分点；电力板块经营活动现金净流总体同比下降61.12%，每股经营活动现金净流同比减少0.13元，同比下降67.24%。现金流紧张，也影响火电企业电煤采购。

直供电网与煤矿库存的变化，说明电厂采购环节出现问题。因直供电网煤炭库存和煤矿库存存在正相关，今年以来出现的两者走向偏离，这说明直供电网煤炭库存的减少并非煤炭可供应量出现问题，而是电厂购买环节出现问题，致使电厂库存减少。我们认为，一方面煤炭的运输存在瓶颈，更重要的是电煤价格过高使电厂难于承受，电厂的现金流紧张电煤购买出现困难。若情况不断恶化，则将因电煤不足影响正常发电，让人不禁担忧出现“电荒”。

为了保证经济和社会稳定运行，上调电价迫切而值得期待。因要顾及通货膨胀压力，直接将上网电价和销售电价全部调整，必然不利于缓解CPI，较稳妥的办法，可能是先调整上网电价，然后对电网进行一定程度补贴。

若其他参数不变，电价上涨5%，电力企业归属于母公司的净利润上涨近30%；如果电价上涨10%，电力企业归属于母公司的净利润上涨50%左右。若电价能如期调整，则将使电力行业重现投资机会和投资价值。有此预期，我们建议重点关注行业龙头、具有资产注入预期、发展新能源和清洁能源的公司，即以国电电力、长江电力和宝新能源为代表的电力企业。

动力煤价格持续上涨，使火电企业盈利能力进一步恶化；政府为了有效控制CPI，不对上网电价进行调整，使电力企业继续承受多方压力。