2008年全国发电设备利用小时数即将触底。中国目前所处的经济发展阶段决定了电力需求增速仍将高于总体经济增速，预计全年全社会用电量将较2007年同比增长约13.5％，略高于同期全国发电装机容量增速。而从电力行业固定资产投资增速大幅下滑、新增装机容量同比增速连续出现负增长以及前5个月发电设备利用小时数降幅明显收窄的情况判断，我们认为2008年极有可能成为发电设备利用小时数见底之年，2009年开始电力行业发电设备利用小时数将重归上升之路。
电价调整和电煤限价政策的实施有助于火电企业业绩回暖。2007年12月签订的2008年电煤重点合同价格同比平均涨幅达10％，而2008年1-5月全国市场交易煤平均价格涨幅亦达到12％以上，部分煤种涨幅甚至达到50％以上。在电价基本不变的前提下，电力行业成本压力日益沉重。一季度电力行业上市公司净利润同比下滑幅度接近70％，1-5月火电行业出现全行业亏损。国家发改委宣布自2008年7月1日（抄见电量）起，将全国除西藏自治区之外的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元，燃煤机组上网电价平均上调约0.017元/千瓦时，同时实施电煤限价政策，部分缓解了火电行业的成本压力。
行业整体估值已进入合理区间。虽然目前电力行业PE与A股整体PE水平基本相当，但从电力行业PB相对于A股整体PB比值情况来看，基本处于2000年底以来的底端，且目前电力行业整体PE、PB估值均处于历史平均水平以下，综合以上分析，我们认为电力行业整体估值已进入较为合理的区间，具有一定的安全边际。
给予行业整体“增持”的投资评级。在电煤限价的情况下，电力行业的成本业已基本得到锁定，使得行业整体业绩的不确定性大幅降低，行业底部已经得以确认。在电力行业目前的盈利状况已处于2002年以来最差阶段的情况下，未来的任何政策面或市场面利好将使得行业景气重新进入上升通道。而随着高通胀时代的来临，国民经济面临的不确定性迅速增大，电力行业作为公用事业行业，其需求增长的稳定性和防御特性在此时显得尤为珍贵，投资价值得以凸现，给予行业整体“增持”评级。
重点上市公司投资评级。火电行业中我们重点推荐大股东具有较强资产注入潜力以及公司业绩对火电价格敏感度较高的相关上市公司，建议买进估值处于行业低端且对火电价格调整高度敏感的的国投电力（600886），同时关注资产注入预期明确，火电、水电均衡发展的国电电力（600795）。水电行业中，长江电力（600900）控股股东三峡总公司整体上市工作一旦完成，在增厚公司每股业绩的同时亦将提升公司的长期价值，建议增持。电网企业中则建议关注拥有地方性电网资源的文山电力（600995）以及天富热电（600509）。
1.2008年全国发电设备利用小时数或将触底
1.1中国仍在持续的重工业化进程支持电力行业的长期成长
中国2003年以来的此轮经济增长明显地具有重化工业为主导的特征，第二产业固定资产投资增速自2003年开始明显高于其他产业（图1）。究其内在原因，缘于中国长期存在着能源、交通、通信等产业瓶颈对国民经济产生制约的这一最突出的矛盾，而经过改革开放二十余年的迅速发展，国家具备了解决上述矛盾的实力。随着能源、交通、通信基础设施建设的进展，电力、运输车辆、建筑材料、钢铁、有色、石油化工和机械电子等产品和建筑业的需求被带动起来，并推动了第二产业的发展，而加入WTO后中国成功迈向世界制造业中心，也为重工业的发展提供了强有力的支持。钢铁、机械设备、电力、汽车、造船、化工、电子、建材等工业成为国民经济成长的主要动力。该阶段目前还远未结束，从其它发达国家的工业化历史来看，这一发展过程预计还将持续10-15年。
考虑到第二产业用电量目前已占据全国全社会用电量的75％以上（图4），因此第二产业的持续快速发展成为支撑中国电力需求的长期因素。
1.2城市化进程和农网改造引发城乡居民生活用电加速增长
自90年代中后期以来，中国城市化进程明显加快（图5）。2007年全国人口变动情况抽样调查推算结果表明，2007年中国全国城镇人口已达5.94亿，城市化率（城镇人口占全国总人口比重）为44.94%，1996年-2007年平均每年提升约1.32个百分点。保守估计到2020年，全国人口城市化率将达到55%左右，城市人口达到8亿人以上。而根据2006年国家发改委能源所北京能源效率中心调查数据，全国城市居民人均生活用电量是农村居民人均生活用电量的1.6倍以上，因此随着城市人口的扩大以及城市居民生活水平的提升，城市居民生活用电总量快速提升的趋势仍将持续。
值得注意的是，长期以来，我国农村地区落后的农电体制、残旧的农村电网和过高的电价，严重制约了农村电力市场的开拓。随着新农村建设的逐步推进，国家及各省市政府投入巨资建设和改造农村电网，改革和理顺农电管理体制，推行城乡用电同网同价，有力的促进了农村电气化事业的发展。考虑到目前农村地区家用电器用电渗透率远低于城市，随着农网改造的深入推进和农村居民收入的提升，农村地区居民用电量增速甚至有望超出城市地区。
从2008年1-5月分产业用电情况来看，第一产业用电量320.09亿千瓦时，同比增长5.58%；第二产业用电量10642.15亿千瓦时，同比增长11.60%；第三产业用电量1364.85亿千瓦时，同比增长13.75%；城乡居民生活用电量1629.10亿千瓦时，同比增长18.41%，用电量增速明显加快；1-5月份，城乡居民生活用电量增速比全社会用电量增速高出5.99个百分点，成为带动全社会用电量保持较快增长的新的重要动力。
从2008年1-5月的总体用电情况来看，期间全国全社会用电量达13956.19亿千瓦时，同比增长12.42％，较2007年同期15.83％的增速下滑约3.4个百分点。考虑到今年以来先后受到雪灾以及地震等意外因素的影响，该数据并不能代表全年情况。中国目前所处的经济发展阶段决定了电力需求增速仍将高于总体经济增速，在2008年GDP增速保持10％以上的增长仍是大概率事件的情况下，预计全年全社会用电量仍将较2007年同比增长13％左右。
1.3新增装机容量同比出现下降
1-5月份，全国电源基本建设完成投资1005.24亿元，新增生产能力（正式投产）2342.18万千瓦，较2007年同期的2800.28万千瓦下降16.36%，其中新增火电生产能力1691.36万千瓦，同比降幅高达30.88%。从图6也可以看出，2008年以来新增装机容量增速处在1998年以来的底端。
需要指出的是，上图中2008年1-5月数据为基建新增生产能力，考虑到小火电机组关停力度的进一步加大，该数字显然较1-5月实际新增生产能力偏高。据国家发改委统计，2008年1-5月，全国关停小火电机组579万千瓦，完成年度关停1300万千瓦任务的44.5%。若考虑小火电机组关停因素，1-5月实际新增火电生产能力仅1112万千瓦。
而从电力行业投资增长情况来看，电力行业投资高峰已过，新增机组装机容量将呈现逐年递减的趋势。
由图7可以看出，受2003-2004年严重“电荒”激发而形成的电力行业固定资产投资高峰出现在2004-2005年，两年的投资增速分别高达45.5％和33.7％。考虑到电源建设从资金投入到实际投产一般有两年以上的滞后期，因此新增装机容量投产的高峰期出现在2006-2007年。而进入2006年之后，电力行业固定资产投资增速迅速下滑，2006、2007及2008年前5个月分别仅为11.1、8.7％及4.4％，持续低于主要下游用电领域——制造业、采矿业及农林牧渔业的投资增速，从2008年1-5月的情况来看，电力行业投资增速分别较上述三个下游行业低26.1、29.4和61.7个百分点，差距有进一步扩大的趋势。
另外，考虑到地震使得四川省损失了约400万千瓦的发电能力，并且由于四川境内水电站大坝受损或存在安全隐患将使得水电机组的发电能力下降，2008年实际装机容量增长情况将低于中电联年初7700万千瓦的预期，全年实际新增装机容量增长量预计将低于7500万千瓦。而目前火电行业面临的亏损窘境使得新增投资热情迅速降温，5月的严重地震也使得国内特别是四川境内众多水电项目将面临重新评估认证的局面，从而进一步减缓行业投资增速，推迟乃至减少未来新增机组的投产。
1.42008年发电设备利用小时数降幅将低于2007年
1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时为1971小时，比去年同期降低39小时，其中5月当月同比下降了12小时。其中，水电设备平均利用小时为1170小时，比去年同期增加58小时；火电设备平均利用小时为2139小时，比去年同期降低58小时，其中5月当月同比下降了23个小时。而从2006-2008年连续三年1-5月的发电设备利用小时数平均降幅来看，依次为32.6小时、18.4小时、11.6小时，呈现逐年收窄的态势。
综合以上分析，电力行业固定资产投资增速大幅下滑和新增装机容量同比增速连续出现负增长以及前5个月发电设备利用小时数降幅明显收窄的情况判断，我们认为2008年极有可能成为发电设备利用小时数见底之年，2009年开始电力行业发电设备利用小时数将重归上升之路。
2.电价调整和电煤限价政策有助于火电企业业绩回暖
2.1煤价快速上涨
进入2008年，国内煤炭价格受需求以及成本两方面因素推动，并受国际煤价（图11）暴涨带动，出现了多年未见的快速上涨态势，动力煤较年初涨幅普遍达到15％以上，同比涨幅达到50％以上的煤种亦不鲜见。以山西大同矿区坑口（不含税）价格为例，由2007年6月180元/吨上涨至2008年5月的375元/吨，涨幅超过了100％。澳大利亚BJ煤炭现货交易价格已突破140美元/吨，同比涨幅高达150％以上。
虽然2007年12月签订的2008年电煤重点合同价格同比平均涨幅已经达到10％，但随着合同电煤和市场煤价差的迅速扩大，电煤合同履约率仍有不断下降的趋势，火电企业电煤库存同比出现大幅下降（图14），屡屡逼近警戒线。火电企业为保证机组的正常运行，对煤炭缺口部分只能被迫采用市场煤来弥补，进一步加大了电厂的成本压力。
运输环节的费用上升，使得电煤到厂价格的涨幅甚至往往会超过煤价产地价格的上涨。从部分重点电厂煤炭到厂价格比较可以看出，与2007年同期相比，2008年6月的煤炭到厂价格普遍上涨了70％-90％，而同期电价几乎纹丝未动。
考虑到新增装机容量中近九成为火力发电机组，因此大量新建机组的投产也将进一步加剧电煤供应的紧张态势，使得现有煤电机组的成本压力进一步增大。
2.3火电行业VS煤炭行业：冰火两重天
在电价基本不变的前提下，电力行业成本压力日益沉重。以2007年全国供电平均标准煤耗357克/千瓦时计，电煤（以5500大卡/千克计）价格每上涨100元/吨（含税价），发电成本将增加0.035元/千瓦时以上。
1-5月份，电力行业利润总额由去年同期的625.8亿元下降到151.3亿元，同比下降75.8%。其中，火电企业利润为-22.9亿元，同比下降了108%，是2003年以来首度出现全行业亏损，而同期煤炭行业利润增速达75.8%。而受雪灾、地震以及1季度来水偏枯等不利因素影响，1-5月水电以及电力供应行业利润总额同比也出现了幅度不等的下滑。一季度电力行业上市公司净利润同比下滑幅度亦接近70％，与煤炭行业上市公司一季度净利润总额同比增长50％以上形成鲜明对比。一季度3112家发电企业中约半数亏损，到二季度结束时，这一比例预计会扩大至七成。
在煤价大幅上涨的同时，我们注意到火电行业的财务成本亦日益沉重。2003-2008年，通过在提高人员以及机组效率等方面的持续努力（图18），火电行业销管费用率由3.13％下降至2.33％，下降幅度达到0.8个百分点，但同期财务费用率却由5.4％上升至6.4％，增幅达到1.0个百分点，完全抵消了火电企业在期间费用控制方面的努力。其直接原因在于，2003-2008年，火电行业资产负债率呈现逐年上升的态势，2008年5月底已由2003年同期的60.48％上升至71.47％（图20）。考虑到央行年内仍有进一步加息的可能，高企的资产负债率无疑将使得火电企业的财务成本居高难下。
2.4电价调整和电煤限价措施的实施有利于减轻火电行业成本压力
随着奥运会及夏季用电高峰的日益临近，电力需求将进一步增加。为了保证发电企业在此期间能提供稳定的电力供应，政府对发电企业的经营困境给予了更多关注。国家发改委6月19日晚宣布自2008年7月1日（抄见电量）起，将全国除西藏自治区之外的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元。另外，为防止煤、电价格轮番上涨，发改委还宣布自当日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。随后，发改委于7月初公布了此次电价调整的具体方案。
考虑到国家电网及南方电网均未上市，因此我们主要关注燃煤电厂上网电价的上调情况。由表4可以看出，此次上网电价上调幅度明显要高于前次调整幅度，全国燃煤机组平均上网电价上调幅度大约在1.7分/千瓦时左右，高于前次煤电联动时1.174分/千瓦时的上调幅度，电价调整所能覆盖的火电企业电煤成本约在40元/吨（以标煤计，下同），有利于缓解火电企业的困境。其中华东及南方电网的上调幅度最大，东北电网上调幅度最为有限，甚至远低于2006年煤电联动的调整水平。根据以上电价调整方案我们不难看出，主要发电资产位于华东及南方电网覆盖省区的火电类上市公司受益最大。
3.高通胀背景下电力行业投资价值显现
3.1电力行业整体估值已进入合理区间
虽然电力行业指数近一年来与海通综指基本保持同步，但如果自2006年初此轮行情启动开始计起，电力行业整体涨幅在较大程度上跑输大盘（图22）。电力行业由于其自身的特点，盈利出现爆发性增长的可能性较弱，因此在牛市期间往往跑输强周期性行业，而在2007年4季度开始的此轮大幅调整中，由于电价受控而煤炭成本飙升，电力行业整体业绩严重受损，也未能体现出公用事业行业的防御特性，与大市同步调整。
由于电力产品具有较强的公共品属性，基本上可以被认为是非贸易品，并且世界各国电力行业所面临的政策环境和成本结构均大不相同，因此根据国际电力上市公司的估值水平来推断国内电力上市公司的合理估值存在先天的困难，我们认为观察A股电力行业历史估值的变动情况反而可以给我们更多的启示。
从电力行业整体PE、PB历史变动情况与历史均值的对比可以看出，目前电力行业整体估值均处于历史平均水平以下。而通过分析电力行业相对于A股整体的估值情况可以发现，目前电力行业PE相对于A股整体PE并无明显低估，两者PE水平基本相当。但从电力行业PB相对于A股整体PB比值情况来看，基本处于2000年底以来的底端。
综合以上分析，我们认为电力行业整体估值已进入较为合理的区间，具有一定的安全边际。特别是在电煤限价的情况下，电力行业的成本业已基本得到锁定，使得行业整体业绩的不确定性大幅降低，行业底部已经得以确认。在电力行业目前的盈利状况已处于2002年以来最差阶段的情况下（图27），未来的任何政策面或市场面利好将使得行业景气重新进入上升通道。而随着高通胀时代的来临，国民经济面临的不确定性迅速增大，电力行业作为公用事业行业，其需求增长的稳定性和防御特性在此时显得尤为珍贵，投资价值得以凸现，给予行业整体“增持”评级。
以下我们主要按各子行业来分别讨论下半年电力行业存在的投资机会。
3.2火电行业：电价再次调整的可能性依然存在
3.2.1煤电联动仍有再次实施的必要
同样是价格受到国家管控，但电力行业与石化行业的境况却迥然有异。中石油、中石化作为上下游一体化厂商，虽然炼化环节处于亏损状态，但其它业务环节如勘探开采、化工业务以及油品销售均有较强盈利能力。即使这样，从2005年开始，石化行业仍因炼化业务亏损而每年获得大额财政补贴。电力行业厂网分开的改革历程使得发电环节与输配环节基本脱钩，在没有其它业务环节利润补贴的情况下，广大独立发电厂几乎是独力承担了2007年以来煤炭成本飙升带来的沉重压力，几乎未获得任何财政补贴。电力行业作为市政公用及经济社会中的基础性行业，对经济发展和民生起着直接且极其重要的影响，发电企业若长期处于微利乃至亏损状态，将导致新增投资停滞甚至行业萎缩，最终引发供求失衡，严重影响宏观经济的发展。因此我们认为火电行业并没有不能享受到类似国家对石化行业的扶持政策的理由。
考虑到国内发电企业众多，股权结构不一，从中央到各级地方政府以何种方式补贴、各自补贴比例如何，均难在短期内得到满意的答案，因此直接给予电厂财政补贴在实施当中面临较多困难。相形之下，实施以提高发电企业上网电价为主要内容的煤电联动仍是最为切实可行的方案。虽然近期国家发改委已经对电价作了调整，但考虑到2007年以来电煤平均价格涨幅在100元/吨（以标煤计，下同）以上，而此次电价调整所能覆盖的火电企业电煤成本仅在40元/吨左右，因此离满足火电行业消化成本的实际需要尚有较大的距离。
通过比较历次煤电联动出台时火电行业利润率情况也可以明显看出，此次电价调整政策出台时火电行业已处于全行业亏损状态，利润率远低于上两次煤电联动出台时5-7％的利润率水平，而销售电价的调整幅度与前两次联动幅度基本相当，上网电价的调整幅度仅略高于第二次煤电联动，低于第一次煤电联动时的调整幅度。在煤价高企的2008年下半年，考虑到3－5月火电行业累计利润率仅为-2.23％，而6月煤炭价格呈现加速增长的情况，因此此次5％左右的上网电价上调幅度甚至无法使得火电行业利润率回到2005年2季度第一次煤电联动出台前的水平（4％以上），不利于保证火电行业的发电积极性以及未来的长远发展。
由于电煤限价政策将执行至2008年底，因此我们预计年内再次实施电价调整的可能性较低。考虑到电煤限价政策对于煤炭价格市场化进程来讲无疑是一种倒退，在奥运会已举行完毕的2009年，冀望国家继续执行类似限价政策显然并不现实，但同样的，奥运年的顺利度过将使得国家放松电价控制的大环境也变得更加宽松，并且2008年的电价调整明显尚未到位，因此2009年与煤价控制同样松动的应当也包括电价，届时再一次实施电价调整的可能性较强。
值得注意的是，市场目前对奥运前后成品油价格再次上调的预期正日趋一致，而成品油价格上调无疑将在很大程度上进一步提高电煤的运输成本，加重火电企业的负担，出于公平考虑，不排除采取类似6月19日时的政策出台办法，成品油价格调整与电价调整同时进行。即使未能同时上调电价，但成品油价格的上调将使得电价偏低的矛盾更加突出，增大了国家调整电价或给予电力企业财政补贴的可能性以及道德压力，电价再次调整的日期或将进一步提前。
3.2.2电价调整对主要上市公司业绩影响敏感性分析
考虑到下一次煤电联动的具体时点及方案尚难确切判断，在参与第三次煤电联动政策博弈性投资机会时，我们首先需要知道各主要火电上市公司对火电价格调整的敏感性。
我们在表6中给出了相关测算，在假定火电年度平均价格上调0.01元/千瓦时（税后）而水电价格保持不变的前提下，得到了相应的结果。我们可以看到，火电价格调整对国投电力业绩影响更大，假定火电年度平均价格上调0.01元/千瓦时而水电价格保持不变，对公司的静态影响为增加每股收益0.115元左右。
另外，我们也对上述公司的PB状况以及经营性现金流状况作了比较，均显示国投电力处于最有吸引力的位置，且公司目前PE估值亦处在行业的低端，因此给予公司买入的投资评级。
3.3水电行业：高通胀的受益者
水电企业的发电成本主要是固定资产折旧成本，变动成本极其有限，在此轮由于能源及粮食价格持续飙升而引发的全球性通胀中，水力发电的成本优势进一步得到体现，水电行业将成为长期的受益者。并且水电作为重要的清洁能源，受到国家政策的大力扶持，具有发电量可以全额优先上网的优势。而根据国家发改委等相关部门的表态，未来水电上网电价逐步向火电价格靠拢也将成为长期的趋势，对水电行业构成长期利好。
以此次电价调整为例，虽然水力发电成本并未有明显增加，但出乎大多数市场人士预料的是，此次电价调整中部分水电机组上网电价亦有一定幅度的上调。以三峡电站为例，其上网电价调整情况如表7所示。除送江西省电价有1.79分/千瓦时的下调外，其余各省区均有0.7分/千瓦时以上的上调，整体上调幅度在3％左右，预计对公司2008年EPS将有0.01元左右的增厚效应。考虑到遭遇沉重成本压力的火电行业整体上网电价上调幅度仅为5％左右，因此管理层对水电行业的扶持态度可见一斑。
在投资标的的选择方面，我们认为水电龙头企业长江电力（600900）控股股东三峡总公司整体上市工作一旦完成，在增厚公司每股业绩的同时亦将提升公司的长期价值，建议增持。
3.4电网行业：垄断经营，得天独厚
电网行业由于享受稳定的进销价差以及垄断性经营地位，其在电力行业产业链中毫无疑问处于优势地位。但鉴于国家电网以及南方电网所代表的我国主要电网资产并未上市，因此A股市场可供选择的投资标的较为有限，建议关注拥有地方性电网资源的文山电力（600995）以及天富热电（600509）。
3.5资产注入：贯穿各子行业的主题性投资机会
另外，在电力央企整体上市和资产注入成为大势所趋的情况下，业绩同比大幅下滑引发的上市公司股价大幅回落将使得母公司实施资产注入的积极性出现明显提升，长江电力的停牌即是明显的例证。
值得注意的是，中国五大电力集团近期也迎来了人事变动的高潮，华能集团、华电集团、国电集团、中国电力投资集团的总经理、党委书记均发生变动（表8），是否将成为电力行业新一轮整合的前奏亦未可知。
而根据新会计准则规定，2007年开始不再单独确认“股权投资差额”，不再进行逐年摊销。会计准则的调整使得发电企业溢价收购大股东资产对帐面利润的负面影响得以大幅降低，进一步提高了上市公司收购大股东资产的积极性，我们认为未来收购大股东电厂或机组将成为发电类上市公司扩张的主要方式之一，资产注入将成为贯穿电力行各子行业的一个主题性投资机会。
