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　　行業(yè)增收不增利明顯，企業(yè)毛利率下滑趨勢緩解
　　今年上半年，全國電力生產(chǎn)繼續(xù)快速增長。1—7月份，全國發(fā)電量13488.04億千瓦時，同比增長13.6％。其中，水電發(fā)電量1960.16億千瓦時，同比增長22.5％；火電發(fā)電量11148.2億千瓦時，同比增長12.1％；核電發(fā)電量307.36億千瓦時，同比增長13.7％。
　　全國發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)繼續(xù)保持較高水平。1－7月份全國發(fā)電設(shè)備累計利用小時數(shù)為3176小時，同比增長28小時。其中火電設(shè)備平均利用小時數(shù)為3459小時，與去年相比減少13小時。由于2005年上半年煤炭價格依然同比增長，導(dǎo)致火電用煤成本提高，而煤電聯(lián)動明顯的滯后，使得電力行業(yè)利潤同比有所下降。據(jù)國家統(tǒng)計局最新統(tǒng)計數(shù)字顯示，1至7月份，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)實現(xiàn)利潤7437億元，比去年同期增長20.6％。在39個工業(yè)大類中，電力行業(yè)利潤下降1.5％，而同期煤炭、石油行業(yè)利潤同比分別增長81.5％、74.7％。
　　伴隨著發(fā)電量的增長，電力上市公司主營業(yè)務(wù)收入也保持同樣增長幅度，2005年中期電力上市公司平均主營業(yè)務(wù)收入同比上升28.13％，但煤炭價格上漲侵蝕了大部分利潤，凈利潤的同比加權(quán)平均下降了30％。這是多年來少有的，電力行業(yè)出現(xiàn)了最冷的寒冬。上市公司的平均毛利率水平由去年全年的26.79％下降到一季度的20.27％，半年報輕微反彈達到20.9％。毛利率持續(xù)下滑的趨勢在二季度有所緩解，得益于兩個因素:一是5月份開始的煤電聯(lián)動政策對火電公司的經(jīng)營狀況有所改善，二是二季度水電公司豐水期到來后發(fā)電量的增加提高了毛利率水平。
　　盡管電力行業(yè)今年的經(jīng)營環(huán)境在逐步改善之中，但由于事實存在的煤電聯(lián)動半年周期的時間差，今年上半年的業(yè)績出現(xiàn)明顯的增收不增利的狀況，業(yè)績也將滑入近期的低谷。為數(shù)不多的中期業(yè)績有所增長公司包括:部分有規(guī)模擴張的電力企業(yè)，比如G華靖，G申能；部分受來水情況改善，業(yè)績同比增長的水電企業(yè)，比如桂東電力，*ST閩電。68.8％的電力上市公司的業(yè)績出現(xiàn)不同程度下滑，少部分企業(yè)由于成本控制不力和一些突發(fā)因素，業(yè)績出現(xiàn)虧損，虧損面比去年同期增加明顯。
　　具體到上市公司，由于一季度燃料價格持續(xù)上漲，深南電業(yè)績下降85％，華能國際業(yè)績下降36％，桂冠電力下降62％，東方熱電、惠天熱電、長源電力、豫能控股、黔源電力、華銀電力、汕電力業(yè)績虧損，岷江水電、桂東電力、樂山電力、廣安愛眾、文山電力業(yè)績出現(xiàn)了大幅上漲，*ST閩電實現(xiàn)扭虧。
　　電價上調(diào)效應(yīng)二三季度開始顯現(xiàn)
　　5月1日開始，上網(wǎng)電價與燃料價格實行聯(lián)動的政策正式鋪開。我們預(yù)計，隨著煤電聯(lián)動政策的逐步落實，電力上市公司業(yè)績拐點在二季度已經(jīng)出現(xiàn)的基礎(chǔ)上，三季度有望出現(xiàn)業(yè)績環(huán)比上升。我們估測，此次電價的上調(diào)對今年三季度和下半年電力行業(yè)銷售收入和利潤的影響很大。考慮本次電價上調(diào)，下半年電力行業(yè)銷售收入同比增幅有望達到30％。這其中發(fā)電量增長仍然發(fā)揮主要貢獻。電價上調(diào)將使電力生產(chǎn)企業(yè)的利潤水平有所恢復(fù)，雖然2005年全年的凈利潤同比還將有10％左右的下降，但2006年很有可能恢復(fù)利潤上升的勢頭。
　　對于發(fā)電行業(yè)各子行業(yè)，火電企業(yè)效益將得益于電價上調(diào)，但利潤水平仍然受到成本上升的限制，估計全年毛利率比2004年低2—3個百分點。水電行業(yè)前景看好，國家目前對水電給予一定扶持措施，煤電聯(lián)動方案特別提出“燃煤電廠上網(wǎng)電價調(diào)整時，水電企業(yè)上網(wǎng)電價可以適當調(diào)整”，由于二、三季度水電發(fā)電量快速上升，收入和利潤都會有較快增長。
　　煤價穩(wěn)中趨降將使電力行業(yè)獲益明顯
　　2005年煤炭需求增速有所減緩，加之訂貨量的大幅增加，目前已相當高的煤炭出廠價格，繼續(xù)上漲的空間不大。據(jù)統(tǒng)計，2005年上半年雖然煤炭產(chǎn)需缺口最大，但煤炭出廠價格漲幅僅在1—2％之間。而由于港口及用煤企業(yè)庫存增多，華東、華南部分地區(qū)的煤炭市場價格甚至開始出現(xiàn)回落，這主要是由于煤炭輸運得到保障，下游煤炭市場壓力降低。進入下半年，隨著煤炭生產(chǎn)和運輸?shù)募铀伲禾康某鰪S價格和市場價格都將進一步穩(wěn)定。目前煤炭需求正趨于緩和，煤炭價格出現(xiàn)從高位回落態(tài)勢。煤炭“買方市場”傾向進一步加劇，市場煤炭價格繼續(xù)保持下滑趨勢。但是未來走勢以穩(wěn)中有降為主，短期下跌幅度有限，并且不會一步到位。考慮到全球經(jīng)濟減速因素，煤炭下游各行業(yè)需求的減緩可能在一定程度上使得未來煤價回落幅度超出此前的預(yù)期，對火電企業(yè)相對有利，火電行業(yè)效益景氣度將有較快回升。
　　三大因素考驗今后電力行業(yè)走勢
　　我們估計2005年至2007年的經(jīng)濟增長速度將分別為9.1％、8.7％和8.1％，電力需求與宏觀經(jīng)濟密切相關(guān)，經(jīng)濟減速使得電力需求增速有所回落，預(yù)計2005年至2007年全國電力需求增速12.7％、10.2％和8.3％。
　　在電力需求增速放緩的同時，電力的潛在供給還在穩(wěn)步提高。截至2005年7月底，發(fā)改委新批了7400萬千瓦的電廠建設(shè)項目，已開工7200萬千瓦，投產(chǎn)機組2730萬千瓦。即使按照權(quán)威部門預(yù)計，2005年至2007年投產(chǎn)裝機5400萬千瓦、7400萬千瓦和7050萬千瓦，裝機容量增速14％左右(實際投產(chǎn)進度將超過預(yù)計)，2005年全國電力裝機總量將突破5億千瓦，2020年達到9.5億千瓦。在結(jié)構(gòu)上，今后火電比重將得到控制，水電、核電和可再生能源發(fā)電的比重將適當增大。由于未來幾年的裝機容量有比較快的提高，在局部地區(qū)進而全國電力供求達到基本平衡之后，未來三年的發(fā)電機組利用率將下降3％至5％不等。
　　中長期對電力行業(yè)產(chǎn)生影響的會有三個問題:一是需求，宏觀調(diào)控政策及其影響，將使得主要下游產(chǎn)業(yè)的固定資產(chǎn)投資增速逐步回落，電力需求增幅將緩慢下降；二是供給，近年電力行業(yè)投資的快速增加將在今后數(shù)年漸次釋放，在電力供求達到基本平衡之后，部分地區(qū)的電力供給將出現(xiàn)過剩并進而演變?yōu)樾袠I(yè)的過剩，機組利用小時數(shù)將出現(xiàn)緩慢下跌；三是電價，作為電力行業(yè)主要成本支出的煤炭價格雖然出現(xiàn)小幅度的下跌，但電力體制改革的逐步推進將使得競價上網(wǎng)在不久的將來全面推行，如果在電力產(chǎn)能過剩的情況下將給電價帶來較大的下降壓力，并給電力企業(yè)的盈利前景帶來相當?shù)牟淮_定性。