电力股内生增长动力总体较弱，预计明年起用电量增速将稳步下滑。虽然2008年利润增速仍能维持在15-20%左右，但2009年行业景气度可能进一步降低。建议关注资产注入、整体上市概念股、新能源发电概念个股。第三次煤电联动预计在2008年4、5月后启动，但价格涨幅估计不大(约6%)，全年电价同比涨幅约为4.5%。火电股毛利难以同比增长，但可以部分弥补煤价上涨的影响。

就整个电力行业而言，我们继续维持“跟随大市”的评级，因为a股市场整体估值水平明显偏高，电力行业景气度依然较高。如果行业配置需要，我们建议持有SDIC电力、国电电力等。

A.电力消耗。2007年1-10月，全社会用电量26726.77亿千瓦时，同比增长15.00%；全国工业用电量20111.64亿千瓦时(占比75%)，同比增长16.41%。

b、发电。同期，规模以上电厂发电量26432.87亿千瓦时，同比增长16.2%。水和火电增速相同，火电占比84%，水电占比14%。其中，据国家发改委统计，10月份，全国发电量同比增长13.9%，增速比上月回落1.6个百分点，其中火电和水电分别增长10.5%和30.1%；京唐、广东、云南等省级电网出现限电。

C.安装情况。2007年1-9月，全国电源建设新增产能(正式投产)6544.15万千瓦。其中水电804.24万千瓦，火电5422.19万千瓦(占比83%)。2007年1-10月，全国0.6千千瓦及以上发电设备装机容量6.52亿千瓦，同比增长18.9%；其中，水电占18%，同比增长13.5%；火电占比80%，同比增长19.6%。

D.2007年1-10月，全国城镇电力(含热力)生产和供应业固定资产投资总额同比增长9.4%，远低于同期城镇工业固定资产投资26.9%的同比增速。

E.2007年前8个月，中国电力行业销售收入16123.75亿元，同比增长21%；毛利率微降至11.71%；利润总额同比增长41.90%，增速还是比较快的。见表1。2007年最后四个月的统计数据还没有出来。我们预计情况会比前8个月明显恶化:全年销售收入增速19-20%，毛利率约11.5%，利润总额同比增长25-30%。

目前，电力行业的繁荣仍处于良好时期，主要表现在电力生产和消费快速增长，正处于历史峰值。从表1可以看出，2006年和2007年前8个月，我国电力、火电生产和供应业利润总额同比增速均高于40%。2007年下半年，受煤价高企和电价上涨翘尾效应消失的影响，预计利润增速将下滑至20%左右，但仍然可观。另外，这个行业是受价格管制的公用事业部门，外生增长是繁荣的源泉。这几年恰好是这个行业外生增长最好的时期。请看图1。随着用电量增速的逐步回落，预计行业景气度将从2009年开始明显回落。

就单个电厂而言，单位利用小时、燃料成本、上网电价是影响企业景气的最重要因素，但就整个行业而言，并不完全如此。由于NDRC会根据企业盈利情况(净资产收益率)调整上网电价，行业整体更关注发电量和装机增速。

就重点合同煤价而言，2007年涨幅超过5-8%；市场煤炭价格方面，2007年11月28日，大同优魂、山西优魂、山西大魂秦皇岛火车盘价格较2006年底分别上涨9.57%、10.47%、10.53%，如图2所示；商务部监测的数据显示，2007年10月国内原煤平均价格为508.17元/吨，同比上涨12.39%，环比上涨0.3%。央行统计数据显示，10月份原煤出厂价格上涨5.0%。从原中央财政煤炭企业商品煤平均价格来看，2007年前9个月同比涨幅为5.5%，而2006年同比涨幅仅为0.4%。虽然2005年以来机组利用小时逐年减少(见表2)，煤炭价格大幅上涨，但中国电力行业整体利润持续大幅上升(虽然NDRC在2007年没有进行第三次煤电联动，进行了大范围的上网电价调整)。

在行业的高度繁荣下，很多企业其实日子并不好过。见表3。此外，火电企业受煤价和上网电价影响相对较大。2007年前5个月，火电行业利润总额同比增长55%。2007年6-8月，火电行业三个月利润总额同比仅增长0.97%，环比仅增长7.49%！

我们上面说过，对于整个行业来说，用电量的增速是景气度最重要的因素。2002年至2007年前10个月，中国电力需求增速一直较快(6年均值高达14.11%)，用电量相对于GDP增长的弹性系数通常在1.2-1.5的区间。参见图3。我们认为目前的用电量增速明显偏高，应该是不可持续的。明后年将分别回落至12-13%和9-11%的区间，带动经济下行。发电行业的股本回报率可能在2009年上半年达到顶峰。原因有三。

西方发达国家的电力消费弹性系数在0.77左右。从历史上看，我国电力消费弹性系数波动较大，1989年达到1.72，1998年仅为0.36。1980-1990年，中国电力消费平均弹性系数为0.816；1990年至2000年的平均值为0.810。从经验来看，未来几年，我国用电弹性系数大概率会回落到0.8-1.2的区间。

国家加强节能环保，降低或取消高耗能产品出口退税，严格实行差别电价，中国重化工业化进程可能已经进入中后期(2006年和2007年前10个月，中国重工业增加值占规模以上工业增加值的比重分别为69.5%和70.2%；2006年，工业增加值占国内生产总值的比重为43%，预计2007年将达到46%。外国直接投资呈现负增长(2006年为4.1%)。重工业和高耗能行业持续高速增长的势头预计将受到抵制。根据国家规划和目前趋势，预计未来两三年，我国单位GDP能耗每年下降3%左右。

我们认为2008年煤价维持高位的概率较大，全年重点计划动力煤价格估计上涨8-12%。签约普通动力煤均价已与市场价格接轨，预计全年涨幅在6-10%左右；市场煤价波动加剧，主要价格区间维持在2007年高点，同比涨幅6-10%，部分地区和个别煤种涨幅可达15%左右。当然个别时期可能会有5%左右的下降。主要原因是:A、国际油价和煤价处于高位。2007年11月2日，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭现货价格创历史新高，达到82.08美元/吨，自9月以来已上涨24%；b .国内煤炭供需总体平衡。2008年需求增速回落(从10%左右降至8-9%左右)，供给增速仍可能在7-9%或更高，煤炭进出口将超过2008年；c、重点计划煤炭价格始终低于市场煤炭价格，价格调整有一个滞后期；d .煤炭企业的生产成本(安全投入、人工、资源税、各种地方专项费用等。)还在涨。

自2007年4月以来，由于CPI(居民消费价格指数)一直在高位运行(我们的理解是，CPI同比涨幅超过5-6%时，政府推迟联动)，市场预期的第三次煤电联动并未出现。考虑到煤炭价格和各电厂燃煤成本普遍上涨5%以上，预计2008年上半年NDRC将上调各地火电厂上网电价，幅度预计在5-6%左右。我们预计这个时间在3-5月份左右，原因如下:由于2007年一季度CPI涨幅低、基数低，2008年一季度CPI将处于高位；而且2008年春节在2月18日，节前节后不容易出台涉及民生的涨价措施(春运高峰除外)。参见图4。

若火电上网电价从2008年4月初起上调6%，则全年电价同比上涨约4.5%；按去年煤炭成本占总成本的60-75%计算，发电毛利率为20%、25%、30%。机组利用小时数和发电量与上年持平。发电的单位煤耗和其他成本费用不变，不考虑营业税变化和煤炭价格上涨导致的增值税进项抵扣增加。火电厂的利润变化如下表5所示。红字表示可能性较大的事件(煤成本高的火电厂毛利率通常较低)，主要变动区间为(+3.80%，-7.50%)。显然，如果2008年煤价涨幅在8%以内，电价的上涨会增加火电厂的利润，否则就会下降。我们认为，2008年，华南、华东(含山东)等地区的电厂和产煤区(如内蒙古)的坑口电厂将从煤价和煤电联动中受益较大。前者主要是由于电价可能上涨，煤炭进口，港口容量增加，运费可能降低。后者主要是交通便利，现行电价相对较低。虽然受益比较大，但只是补偿了一部分煤价上涨，估计电厂的毛利率不会高于07年上半年。华中、东北等电价承受能力较低的地方，电厂预计不会有较大的综合效益。

税收优惠。据悉，公共基础设施企业所得税有望“三免三减”，其中包括电力生产和供应业。我们无法证实这一消息，但我们所知道的是:2007年11月中旬，中华人民共和国税务学会国家税务总局局长刘佐在一次公开会议上透露，国家将对可再生能源产业实行“三免三减”的税收优惠政策。这项政策目前正在详细研究中，预计将在不久的将来颁布实施。

政府监管的变化。能源法征求意见稿规定，国家按照有利于反映能源市场供求关系、资源稀缺性和环境损害成本的原则，建立市场调节与政府调节相结合、以市场调节为主导的能源价格形成机制；具有竞争性市场条件的能源产品和服务价格由市场调节。但2008年，预计上网竞价、输配分开、大规模直供电等电力深化改革措施不会全面展开。政府的调控政策不会有大的变化。2008年可能的改革主要集中在供电企业主辅分离(辅业)和主多分离(多种经营)。

节能减排。对于传统火电企业和电网公司来说，节能减排一般是负面的；对于水电企业，影响相对中性(优点:作为可再生资源，水电开发受到重视或鼓励；负面:越来越多的关于环保的问题，更高的水资源费等。).对于新能源发电企业(主要是风电)来说，是利好。

税改，加息等。电力行业的实际税率和负债率通常较高，因此受益于税改，遭受加息。税改方面，长江电力、粤电A等。受益很大，其他大部分受益不大(因为已经享受了西方和外资的税收优惠)。