徐穎真 國信證券

　　華東——全國最好的電力市場之一；上海——本地支撐電源點建設權受多方覬覦；安徽——皖電東送項目成香餑餑

　　華東四省一市用電增速長期高于全國；目前上海電力在30萬千瓦及以上規模機組中本地市場份額略低于申能股份；由于上海規劃1/3接受外來電，本地電源點可開發空間較小，包括上海電力在內的本地發電商開始介入浙、皖等地。

　　07年公司有2家新電廠投產，有效權益裝機增長近50%，同時公司項目儲備充分，十一五期間公司市場占有率與盈利能力將同步提升

　　受四家老電廠拖累，近4年公司業績鮮有增長，07年是公司的轉折之年，一是2家新電廠投產，二是4家老電廠開始關停并獲得新項目。

　　07年雙投的淮滬煤電對08年利潤貢獻突出

　　煤電聯營具有突出優勢，淮滬煤電是首批投產的皖電東送項目，執行安徽省標桿上網電價，盈利前景良好，預計全部達產后可實現凈利潤4個億以上，是公司08年業績增量的主要來源。

　　老電廠的關停處理與新電廠的建成有效保證

　　07年業績的小幅增長，08年增長將加速公司07年將投產2家合計126萬千瓦權益裝機，較06年同比增長約50%(4家老電廠不計入基數)。我們測算06年、07年、08年三年的EPS分別是0.27元、0.31元和0.47元。

　　12個月合理股價8.5元，給于“推薦”評級

　　上海及華東地區電力市場分析

　　華東四省一市——用電增長長期高于全國平均水平

　　截止2006年底，華東四省一市合計裝機約1.5億千瓦，占全國總裝機的24%，用電量約7000億千瓦時，約占全國的25%，華東地區的用電增長一直高于全國平均水平，尤其江蘇、浙江兩省一直是華東經濟增長的最強勁引擎。

　　上海——屬于受電區域、本地電源點可建空間有限

　　隨著產業升級、

能源消費升級以及降耗減排等綜合因素，上海用電增長率有所下降，根據上海市能源發展十一五規劃(06年9月)以及上海市電網、電源‘十一五’發展規劃和2020年遠景目標，預測2007-2010年用電增長逐步下降到6%左右。

　　根據上海十一五規劃，到2010年上海一次能源消費結構中，煤炭占比將從2005年的52.8%下降到46%，石油占比不變，約37%，按照規劃天然氣占比將從3.1%提高到7%，另外市外來電比例也將提高，到2010年計劃占到一次能源消費的9.5%。

　　上海地區電源布局規劃：市內、市外電源分別占電力供應能力的2/3和1/3，市內電源規劃形成5+X格局：即五大發電基地(外高橋、石洞口、吳涇-閔行、漕涇、臨港)和若干個調峰和熱點聯產電廠。市外電源規劃形成2+X格局：一是華東電網內的安徽煤電基地，二是華電電網外的三峽和金沙江水電，并在華東電網內參與建設核電、抽水蓄能等。“十一五”市內電源建設的重點是外高橋三期和推進黃浦江沿岸燃煤電廠向漕涇轉移；市外來電重點是落實輸電通道，增加皖電東送。

　　上海地區十一五期間建成和可能開工的項目主要有：外高橋三期(100*2，08雙投)、吳涇(吳涇熱電的以大代小項目、30*2、07年開工)、閔行和楊樹浦的以大代小拆二建一(100*2，十一五末開工)、臨港地區的燃機項目(十一五后期開工)。

　　2006年上海995億千瓦時總用電量中外來電約250億，外來電同比05年增長約49%，外來電包括三峽、皖電、核電和少量的浙江、

福建交換電量。

　　安徽：華東能源基地、“皖電東送”恰得其時

　　從2002年6月全國出現電荒，2004年華東電網電力缺口在1800萬千瓦以上，占全國缺口60%，當時上海缺電，江蘇嚴重缺電，浙江電力危機。電荒凸顯了安徽的重要地位。安徽是華東能源基地，兩淮地區擁有400億噸以上的煤炭儲量，占華東電網區域煤炭資源總量80%以上，在此背景下國家發改委提出了‘皖電東送’，“十一五”能源規劃中明確“皖電東送”依托“兩淮”煤炭基地電廠，計劃“十一五”末，東送總規模700萬千瓦左右。2005年國家發改委新批安徽省發電項目規模1290萬千瓦，其中就包括了“皖電東送”的720萬千瓦，將在2010年之前全部建成。“十一五”末，安徽電網由北至南將形成“3+1”的格局，即東、中、西三個500千伏輸電通道和一個百萬伏級交流特高壓通道。

　　基于華東電網以及上海電網的現狀，上海發電商紛紛介入皖電項目，如申能參股的華電池州電廠以及上海電力的滬淮煤電項目。皖電東送項目均按出資方比例決定送電區域及送電量。

　　結論：上海當地機組07年有一定的利用率壓力、十一五后3年利用率比較平穩，參股區外電源建設是本地發電商的良好選擇

　　公司沿革與資產構成

　　“十一五”末市場份額將超越申能成為上海地區最大發電商

　　公司于2003年10月發行上市，大股東為五大電力集團之一的中電投集團，之后未進行送、轉股等股本擴張，2006年12月發行10億元可轉債，目前公司的總股本為15.6億，權益裝機規模437.38萬千瓦，在電力上市公司中屬于規模居前，股本、盈利能力處中游水平的公司，但“十一五”期間公司存在較大的改善與發展機遇，前面提及的外三、吳涇等電廠上海電力均分別參、控股，到2010年上海電力在上海地區的市場份額將超過申能股份。

　　資產構成：“以大代小”政策下逐步擺脫老電廠負擔

　　截至2006年6月30日，公司已投產權益裝機容量437.38萬千瓦，均為火力發電機組。其中，燃煤裝機容量380.46萬千瓦，占86.99%；燃氣裝機容量56.92萬千瓦，占13.01%。上述權益裝機容量中，四家全資電廠裝機容量166.92萬千瓦，占38.16%；控股公司權益裝機容量110.56千瓦，占25.28%；合營電廠權益裝機容量66.00萬千瓦，占15.09%；聯營電廠裝機容量93.90萬千瓦，占21.47。

　　公司過去及現在盈利能力偏弱的重要原因在于四家老電廠持續虧損帶來的拖累，此歷史遺留問題將在近年得到根本解決。首先吳涇熱電以大代小項目已經得到國家發改委批準，根據核準文件要求，公司將在本工程建設的同時分批關停吳涇熱電廠現有六臺合計35萬千瓦裝機容量的發電機組；此外因2010年上海舉辦世博會，南市發電廠將于07年拆遷；另根據上海市市委、市政府關于加快本市燃煤老:D電廠改造的相關決策，“十一五”期間，閔行電廠和楊樹浦電廠將按“拆二建一、先建后拆”的原則進行異地改造；因此到十一五末從上市以來一直困擾公司的全資電廠盈利差的問題將得到根本解決。

　　07年雙投的淮滬煤電對08年利潤貢獻突出

　　煤電聯營優勢突出、同時也是中電投集團相對其他四大集團的經營特色

　　近年電力企業頻頻參股、收購煤礦，以求減輕電煤供應壓力。如中電投集團入主霍煤集團，建立蒙東大型煤電基地；華電集團成立煤業集團有限公司，聯姻陜西煤業，投資同煤坑口電廠；大唐集團投資的同煤塔山礦井已經投產，該集團另持有包括內蒙勝利煤田、兗州煤礦在內的四個煤礦項目；華能集團旗下的伊敏煤電公司是我國第一家大型煤電聯營試點企業，華能集團還出資與同煤集團共建年產1000萬噸煤炭的特大型礦井等。就五大集團的現狀看，中電投集團的煤礦投資對集團的利潤貢獻最為突出。現存的包括伊敏、霍林河等煤電聯營項目均有良好的盈利回報。

　　淮滬煤電總投資53.4億，預計將在07年雙投

　　淮滬煤電有限公司由本公司與淮南礦業(集團)有限公司按各50%比例共同投資設立。淮滬煤電有限公司擬在安徽省淮南地區建設4臺60萬千瓦燃煤機組和一對可開采儲量6億噸、年產600萬噸煤炭的礦井，總投資約為120億元人民幣，其中電廠投資額約為100億元，煤礦投資額約為20億元。

　　首批07年投產的為2臺60萬千瓦超臨界燃煤機組(同步安裝煙氣脫硫裝置)，按2003年價格水平測算靜態投資(含脫硫)為49.4億元，動態總投資為53.4億元。

　　田集電廠的燃煤主要由本公司與淮南礦業集團共同投資的丁集煤礦供應，該礦井設計年產量600萬噸，2007年可產煤400萬噸，該煤礦的開采能力及規劃，完全與本電廠一期工程的煤炭需求和機組的投產進程相吻合。丁集礦的供煤點位于田集電廠的西北部，由田集編組站接軌，通過礦內的鐵路專用線直接輸送到電廠，因而大大減輕了運輸壓力，也便于礦區統一調度，確保電廠供煤。

　　田集電廠一期將通過500kV線路接入安徽電網后，再通過皖電東送工程向華東尤其是

長三角地區輸送。

　　達產后年凈利潤在4億以上，對公司08年權益利潤貢獻有望達到2個億

　　該電廠將執行安徽省標桿電價，即0.356元/kwh，該電廠已與華東電網簽訂07年購電協議，第一臺投產時間預計是07年7月，預計07年下半年開始有利潤貢獻，我們按照年5000利用小時測算，年發電量約60億千瓦時，收入約18億，標煤成本預計在450以下，按照度電320g的煤耗計算，度電燃料成本約0.15元，預計電廠的毛利率可以達到35%以上，08年完整年度凈利潤有望達到4個億。

　　燃機電廠短期盈利仍有壓力，但前景良好

　　上海市用電出現明顯的峰谷差特征，外來電僅能提供基荷，調峰、節能電站成為未來上市市重要電源之一，目前上海市共有三家燃機電站：華能燃機、漕涇熱電和奉賢燃機，上海電力公司控股了后2家(收購奉賢燃機已通過董事會決議，未實施)，就目前的情況看燃機電站的盈利能力不佳，主要原因是供氣不足，華能燃機06年發電小時僅1000多，06年基本保本，漕涇熱電由于供熱給于的計劃氣量高發電小時數略高。06年下半年上海物價局對燃機電站開始實施政策補貼，即發電小時數不足2500小時的部分給于0.224元/kwh的補貼，因此漕涇熱電06年下半年扭虧為盈，全年凈利潤在5000萬左右。

　　華電望亭燃機的情況比上海地區燃機情況略好，06年凈利潤略高于漕涇熱電，浙能鎮海燃機07年投產，有一定不確定性。

　　由于華東地區目前天然氣供應非常緊張，燃機電站普遍面臨供氣不足的問題，到08、09年川氣入滬以及LNG到岸后燃機電站的氣源問題才能根本解決，我們判斷屆時燃機電站的盈利能力將恢復到與常規電站類似的水平。

　　財務分析：低盈利資產將逐步消化

　　歷史盈利能力低源于全資老電廠拖累

　　公司近4年凈利潤基本保持在4億左右，鮮有增長，2005年外高橋二期投產增量利潤幾乎被老電廠的虧損吞噬。與華能、國電、華電相比，公司參控股公司的毛利水平基本與大公司持平，造成合并利潤率低的原因在于4家全資老電廠的虧損。05年4家老電廠的虧損額約1.7億，06年前三季度在熱價調整后有所減虧。

　　如前所述，07年開始老電廠將相繼進行關停和以大代小擴建，成為公司的轉折點。

　　06年底轉債融資10億、新項目融資空間仍較大公司短融額度15億、轉債發行10億，06年底負債率僅55%，遠低于行業平均水平。公司07年還將斥資收購與開工新項目，未來新增融資將以銀行貸款為主。

　　業績預測：07年小幅增長、08年增長加速

　　公司07年將投產2家合計126萬千瓦權益裝機，較06年同比增長約50%(4家老電廠不計入基數)，是08年公司業績大幅增長的主要來源。我們測算06年、07年、08年三年的EPS分別是0.27元、0.31元和0.47元。

　　盈利預測的基本假設：

　　1、07年上海當地60萬千瓦及以上大機組利用率同比06年下降2%、60萬千瓦以下機組利用小時同比下降5%，08年與07年持平；

　　2、07年四家全資老電廠的虧損與06年持平，08年減虧3000萬；

　　3、淮滬煤電08年利用小時數5000，江蘇闞山08年利用小時數4500；

　　4、07年公司合并口徑煤價同比上漲4%，08年持平；

　　5、上海地區燃機電站07、08年發電量分別提高5%。

　　估值與投資建議

　　公司目前股價對應07年20倍PE，屬于目前火電公司估值的平均水平，對應08年13倍PE，低估顯著。我們對于上海電力有別于市場一般觀點之處在于：首先：困擾公司3年之久的老電廠問題將在07年開始逐步解決，不僅是老電廠減虧的問題，還為公司獲取新項目占得先機，十一五期間公司將獲得良好的改善和發展機遇，到十一五末公司在上海本地的市場占有率優勢更加鞏固；其次：07年雙投的淮滬煤電是首批皖電東送項目，盈利前景良好，成為08年非常突出的利潤增長點，此外江蘇闞山等也將投產，利潤釋放在即；再次，由于供氣不足導致的燃機電廠虧損在06年下半年得到政策性補貼，隨著08、09年多氣源建成燃機電站盈利有望較大幅度提升。總之，07年是公司上市3年多以來首次出現的趨勢性好轉之年。給于“推薦”評級，12個月目標價8.5元，對應08年18倍PE。

　　短期股價上漲的催化因素：二股東華東電力公司的股權通過電監會組織的“920”項目拍賣近日將明朗，未來股東結構的多元化對于公司管理水平的提升具有實質性意義。

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