一、2009年电力行业基本面将明显好转

1、 电煤价格大幅下降，有效降低火电成本。  

2008年7月国内动力煤价见顶后，至今跌幅已将近50%。截至到2009年2月18日，秦皇岛港5000大卡发热量煤炭价格最低跌至470元/吨，5500大卡的最低跌至560元/吨，与1月中旬相比已经累计下跌了近10%。目前电厂存煤充裕，煤矿纷纷限产。随着冬季采暖用煤因素的消除，煤炭需求淡季来临，市场煤价有望继续回落。另外国际煤价低于国内煤价，目前运力充足，进口煤替代也对国内煤价格形成压力。预计未来2－3月内动力煤价格逐步回落将难以避免，幅度有可能超过往年，达10%以上。

从2008年12月开始，国内有关2009年合同煤价谈判已经开始，煤炭集团要求2009年重点合同煤在2008年初签订的价格基础上涨50元/吨，而五大发电集团则坚持下降50元/吨。目前煤电谈判仍处于胶着状态，但五大电力集团积极寻找海外购煤。据了解，澳大利亚5800大卡的动力煤按照目前17%的增值税税率计算，进口价格约为560元/吨，虽然跟秦皇岛市场煤价格相比略有优势，但仍明显高于去年合同煤价500元/吨。所以五大电力集团仍然寻求国内动力煤合同的签订，但随着煤炭淡季的逐渐来临，煤炭企业面临压力越来越大，电力企业胜算的把握更大。如果动力煤价格能够在去年的基础上下降50元/吨，则电企就有望扭亏为盈。

2、积极推广直供电，力争理顺电力价格。 

在煤电双方继续为煤价的涨跌陷入僵局之时，有关专家指出，煤电矛盾的彻底解决只能依靠继续推进电力体制改革，理顺电力价格机制。目前国内电力在销售环节，输配不分，缺乏竞争，销售电价没有放开，很难有效调节电力供求关系。电监会在电力监管工作会议提出，2009年电力体制改革将继续推进，着重输配分开和电价机制改革，推广直供电。所谓直供电就是开展大用户直接向发电企业购电的运营模式，由供需双方协商确定电价。这符合电力体制改革和电价改革的方向，推行直供电是通向电力市场化的必要途径，最终电力市场将由目前的单一购买模式转变为多对多的买卖模式。就当前的情况来看，对于大用户而言，直接向发电企业购电变相降低了电价，减少用电成本，对企业生产有利；而对于发电企业和电网而言，通过向大用户直供电，发电量和售电量都会有所增加，可弥补电价减少的部分，并提高销售收入。

3、国家向电企注资，提高电力公司价值。

2009年2月20日，经国务院批准，国资委向电力企业共注资126.7亿元。这部分资金主要用于灾后重建的资本性支出，其中：向国家电网公司注资87.3亿元、向中国南方电网有限责任公司注资33.4亿元、向中国华电集团公司注资2.5亿元、向中国华能集团公司注资2.5亿元、向中国大唐集团公司注资1亿元，合计126.7亿元。尽管注资金额与电力企业的亏损相比较小，但对于出现明显亏损的电企来说，能够弥补部分损失，提高电力企业的价值。

4.大力发展新能源发电，电力企业增加了新的利润增长点。                  

受国际金融危机的影响，我国能源需求放缓，恰好给调整能源结构带来了机遇。国家加快关停技术落后、能耗高的小火电、小煤矿和小炼油，加大了对新能源的投资力度，加速建设大型能源基础设施和重大能源项目，光伏、风电和核电等新能源发电方式都有着美好的前景。

2009年，我国光伏产业将从经济不景气的大背景下成功突围，成为新能源行业领军代表。近期主要原材料硅的价格已从最高时的300美元－400美元/公斤，跌至130美元/公斤左右，有效降低了太阳能发电成本，太阳能发电的上网电价也将由4元/千瓦时降至2元/千瓦时以下。成本的大幅降低将为国内太阳能发电带来发展契机。我国幅员辽阔，风力非常充足，风电的发展也较为迅猛。国家能源局2008年把发展风电作为改善电源结构的重要任务之一，分别在内蒙古、甘肃、新疆、河北和江苏等风能资源丰富地区，开展了６个千万千瓦级风电基地的规划和建设工作。风电是目前除水电外成本最为接近传统能源的可再生能源，全球金融危机并未改变风电的发展速度，反而成为风电长期发展的驱动力。目前，我国核电装机仅885万千瓦，还有很大的发展空间，2009年我国电力总投资将达到5800亿元。国家将核电发展方针由“适度”改为“积极”，在优化电源结构、拉动内需的双重需求下，我国核电面临发展好时机。

国家对新能源发电投资的不断加大，为国内电企带来了发展契机。随着新能源发电技术的不断成熟，发电成本将有效降低，利润率也将明显提高，对于拥有新能源发电技术优势的企业来说，未来利润丰厚，新能源发电将成为电企新的利润增长点。

二、风险提示

1、   2008年电力企业遭遇政策性亏损，年报披露存在风险。

2008年的煤炭价格迅猛攀升，在动力煤订货会上，政府相关主管部门向电力企业承诺，煤电双方签订涨价电煤合同后将上调电价，因此五大电企很快妥协，与煤企达成涨价协议。但不幸的是，2008年下半年我国经济急转直下，原计划分三次上调的电价，只小幅度上调了两次，并未调整到位，五大电力集团只得承受政策性亏损。2008年五大电力集团总体亏损达400亿元，但国资委不愿为发电集团的政策性亏损买单，仅为电力央企注资6亿元。就目前的经济形势看，再次上调电价的可能性极小，电力企业必须靠自身力量消化亏损。临近3月，电企年报纷纷披露，业绩亏损可能会引起二级市场上电力股短期价格的波动。

2、经济增速放缓降低工业用电需求

根据中国电力企业联合会内部统计数据，2009年1月份我国工业经济仍在延续去年10月份以来的下滑势头。2008年10月份全社会用电量为2698.51亿千瓦时，同比下降3.7%；到2009年1月，全国规模以上电厂发电量为2476.37亿千瓦时，同比下降高达12.30%；全社会用电量同比下滑12.88%，其中广东、浙江等东部发达省份的用电量同比下滑两成以上。  在我国，重工业用电占比超过六成，而居民生活用电仅占10%左右，目前冶金、有色、建材、化工等高耗能行业的持续下滑使得全社会用电量下滑明显。全球经济危机并未过去，而中国经济仍将受到拖累，预计用电需求仍会在低位徘徊，这不利于电企业绩的提升。

三、投资策略

尽管2008年电力企业遭遇了政治性亏损，但2009年随着煤炭价格的大幅降低，电企成本将大幅降低，有望走出困境。尤其是在经济形势严峻的情况下，国家积极地调整能源结构，力争理顺电力价格，不断加大新能源发电的投资力度，帮助电企实现技术突破，开拓电企新的利润增长源。电力板块在业绩预期好转的情况下，也将迎来修复性行情，值得投资者关注。

个股方面，粤电力、华电国际、华能国际等以火电为主的电企对煤价敏感性较强，投资者可密切关注煤电谈判的结果，如果煤电僵局以电企的胜利而告终，则这些个股将迎来表现机会。同时，涉及新能源发电的深圳能源、粤水电、宝新能源、乐山电力、川投能源、吉电股份等个股也可多加关注。

（1）华电国际（600027）：拥有新能源、整体上市等多重概念，后市可期。

公司是中国极具竞争力的上市发电公司之一，控参股发电企业16家，2010年运营管理装机总容量将达到2300万千瓦以上；公司已走出山东，在四川、宁夏、安徽等地区收购和新建电源项目，进入了全国性发电公司的行列。公司第一大股东是央企中国华电集团。进行股权分置改革时，大股东即承诺以华电国际为平台，对旗下发电资产进行整合。随着时间推移，华电集团的股份制改造正在稳步推进过程中，预计在"十一五"期间能完成整体上市，而在这一过程中，华电国际作为集团最主要的融资平台，未来将会发挥更大的作用。

发展多元化创造新能源此外，公司积极开发新能源项目，实现以火电为主，水电、风电、生物质能发电等互补的多元化发电结构。莱州风电项目4.05万千瓦风电机组获山东省发展改革委员会核准。计划参股10％的山东红石顶核电项目被列入国家核电中长期发展规划，进入实质性操作阶段。全国第一台煤粉秸秆混燃发电机组在十里泉发电厂5号机组成功投产。该项目是目前容量最大、单位造价最低的生物质能发电项目，改造后的机组每年可燃用10.5万吨秸秆，相当于7.56万吨原煤。

（2）粤水电（002060）：公司订单丰富，业绩优良。

公司是广东省最大水利水电建筑施工企业，在该省大中型水利工程市场占有率达到55%，广东省“十一五”期间计划水利总投资726亿元，预计公司在大型工程项目中将获得较大份额。最近三年公司在四川、广西、云南等水能资源丰富西南地区承建了一大批中小型水电站工程，并获得业主和地方政府高度评价，为扩大在西南地区市场占有率创造了良好条件。

粤水电全资子公司海南新丰源实业公司，投资海南省东方感城风电场(一期)50005.42万元，工程装机规模49.5MW，计划安装33台1500kW风力发电机组，设计年上网电量10659万kwh，上网电价0.6499元/kwh，已于2008年开工。东方感城风电场地处南海，属热带湿润季风性海洋气侯，风力资源相对较为丰富，公司风电项目有望形成新的利润增长点。

——郭孟丽