在居民用电和第二产业用电的拉动下，
电力需求增长强劲，预计2006-2008年增速有望分别达到13%、12%和10.5%。2006-2007年是电源项目投产的高峰期，预计年装机容量的增速分别为15.8%和13%。
2006年电力供求关系趋于平衡；2007年新增机组投产较多，发电小时数可能继续回落；2008年电力需求的持续增长将逐步消化供给短期增长快造成的负面影响，供求关系重新趋向平衡，发电机组利用率有望企稳回升。
2006年国家实施了第二次“煤电联动”,上网电价水平提升。长期来看，电力作为一种能源商品的资源属性不断加强，其价值正在被重新认识，其价格呈现上升趋势。
受益于“煤电联动”、煤炭价格企稳等利好因素，电力行业盈利能力持续改善。未来，随着供求关系的根本好转，行业有望迎来快速增长。
电力行业的并购整合日益活跃，市场集中度不断提高，行业利润逐渐向优势集团公司集中。大型发电集团开始重视以上市公司作为资本运作和资产整合的平台，并表达出把集团电力资产逐步注入上市公司的意愿。
考虑到我国电力行业的发展速度和发展潜力是欧美国家所比拟不了的，国内电力行业的估值水平至少应与欧美水平接轨，重点火电公司2007年动态市盈率在16-18倍，重点水电公司的动态市盈率在20-22倍。我们维持对电力行业“推荐”的投资评级。
2007年电力板块的投资主题是价值重估，对电力行业的投资应把握行业龙头公司、具有外延式扩张能力的公司和具有区域优势的公司。相应的，我们给予国投电力(8.11,0.72,9.74%)、长江电力(9.95,0.13,1.32%)、国电电力(6.78,0.40,6.27%)、粤电力、深能源等公司“推荐”的投资评级。
2006年以来电力行业上市公司在二级市场的表现落后于大盘，重点公司被给予了较低的估值水平。我们认为出现这种情况的主要原因是投资者的三点“担心”：一是2007年电力行业有可能出现较严重的供给过剩，造成发电机组利用率大幅下降；二是竞价上网会导致上网电价大幅下降；三是高涨的煤价吞噬电力企业利润。
我们对于行业未来趋势的判断是：(一)2007年电力行业的供求状况好于市场之前的预期。虽然短期内产能的超常规增长会造成一定的供给富裕，并导致机组利用率下降，但是此次出现的供给富裕并非像亚洲经济危机时那样，是由于电力需求遭到重大打击而造成的。目前，电力需求增长依然强劲，供给增长在政府的调控下也受到了有效控制，机组利用率理性回落，且幅度有限；2008年后，需求的持续增长将逐渐消化供给增长过快造成的负面影响，供求关系再次趋向平衡。(二)电力作为一种能源商品的资源属性不断加强，其价值正在被重新认识，其价格呈现上升趋势。(三)2007-2008年煤炭价格预计将总体保持平稳。综合考虑三要素，我们认为2007年行业整体盈利水平将基本保持稳定，随着供求关系的根本好转，行业有望迎来快速增长。
电力行业的并购整合日益活跃，市场集中度不断提高，行业利润逐渐向优势公司集中。大型发电集团开始重视以上市公司作为资本运作和资产整合的平台，一些国有发电集团表达出把集团电力资产注入上市公司的意愿。考虑到我国电力行业的发展速度和发展潜力是欧美国家所比拟不了的，国内电力行业的估值水平至少应与欧美水平接轨，重点火电公司2007年动态市盈率在16-18倍左右，重点水电公司的动态市盈率在20-22倍左右。我们维持对电力行业“推荐”的投资评级。
2007年电力板块的投资主题是行业价值重估，对电力行业的投资应把握行业龙头公司、具有外延式扩张能力的公司和具有区域优势的公司。理由一，行业处于低谷时期通常也是行业进行整合的时候，具有规模、技术、资金实力的龙头公司可以通过兼并收购等方式不断扩充自身的实力。理由二，在行业发电机组利用率可能出现下降的情况下，具有外延式扩张能力的公司可以通过新增发电机组实现发电量的增长。理由三，我国电力市场具有显著的地域性，广东、辽宁等地区在2007年仍处于供求平衡或需求紧张的状态，是相对安全的电力市场。我们给予国投电力、长江电力、国电电力、申能股份(7.79,0.34,4.56%)、深能源等公司“推荐”的评级。
一、供给富裕状况好于预期
1.需求增长强劲
2006年1-10月份全国全社会用电量23183亿千瓦时，同比增长14.05%。第一产业用电量692亿千瓦时，同比增长10.01%；第二产业用电量17426亿千瓦时，同比增长14.29%，其中轻、重工业用电量的同比增长分别为10.65%和15.22%；第三产业用电量2353亿千瓦时，同比增长12.32%；城乡居民生活用电量2712亿千瓦时，同比增长15.11%。
在四类需求中，居民用电增长最快。居民用电受收入水平影响，城镇居民收入水平相对较高，用电量对收入的弹性较低，收入增长对用电量增长拉动不明显；乡村居民收入水平低，用电量对收入的弹性高，收入增长对用电量增长的拉动作用明显。我们认为，得益于“新农村建设”，我国居民用电有望持续快速增长。
“建设社会主义新农村”是“十一五”规划中作为“党的重大历史任务”提出来的，重点是增强农村建设和增加农民收入。农村集中了9亿人口，是我国数量最多、潜力最大的消费群体，农民收入的提高将从根本上改善农村的消费环境，刺激农村人口的消费欲望，释放需求，进而拉动居民用电的增长。此外，“新农村建设”包括乡村电网改造的内容，电网改造可使电网运行的可靠性提高，有效供电时间增加，用电量增长。目前，我国居民用电占总需求的比例仅为12%，而美国为36%，我国居民用电有非常大的增长空间，将成为推动电力需求持续增长的重要动力。
2006年1-10月份第二产业尤其是重工业用电量保持了较快增长。其中，钢铁、机械、化学原料及制品、纺织、电解铝等行业的快速增长对电力消费拉动大。我们预计2007年第二产业电力需求增长依然强劲。
我们预计，2006-2008年电力总需求将保持较快增长，增速分别为13%、12%和10.5%，电力需求弹性系数分别为1.35、1.25和1.17倍。中长期来看，我国电力需求弹性系数应在0.8-0.9之间，基于对宏观经济长期发展良好的预期，我国电力需求增速有望保持在7-8%左右。
2.供给短期增长快
电力供给是支持国民经济和社会长期发展的基础和动力，理想状态下应与电力需求增长同步。但是，2005年后我国电力供给出现了超常规增长，主要原因是：(1)经历了东南亚经济危机的打击后，2001年电力需求恢复增长，且增长强劲，尤其是经济发达地区陆续出现供应紧张的现象，2002年后各地逐渐掀起电源建设热潮；(2)我国电力供给缺乏统筹规划，小水电、小火电、自备电厂增长快；(3)2002年国家进行了电力体制改革，分拆了原国家电力公司，形成了全国性的五大发电集团。各集团为了在竞争中抢占优势地位，纷纷跑马圈地兴建电厂。由于电厂建设周期通常为3-5年，因此2005-2007年是项目投产的高峰期。
政府逐渐意识到电力供给增长过快的问题，开始采取了一系列措施来制止违规电站建设。经过多方努力，一部分违规项目已停止建设，电力行业无序建设、盲目布点的势头得到了一定遏制，违规电站清理工作取得了一定成果，但是部分地区出于地方利益的考虑仍然继续违规建设。2006年8月，国务院对于内蒙古新丰电厂项目违规建设和发生的重大施工事故的事件作了高调处理，除了对直接责任人员给予党纪、政纪处分外，还责成对项目违规建设负有领导责任的内蒙古自治区人民政府领导向国务院做出书面检查。显然，这一举措显示了中央政府落实调控政策的决心，未来国家对违规建设项目清理力度将加大，对于新设电厂的审批也将更加严格，电力供给增长过快的势头将受到遏制。
同时，值得重点关注的是，我国老、小燃煤发电机组较多，且单位能耗非常大。根据中国电力联合会的统计，60-100兆瓦的机组单位耗煤量为480克/千瓦时，是300兆瓦机组单位耗煤量的1.45倍。在“十一五”期间全社会能耗比下降20%的约束下，国家正在加大对高能耗老、小机组的清理。2006年，发改委联合电监会等6部委共同发布了“关于加强电力工业结构调整、促进健康有序发展有关工作的通知”再次强调火电机组技术升级，关停老、小机组。可以预见，关停老、小机组的进程将加快。此外，各个发电集团对电源建设加强了规划，未来电源建设将更加理性。
我们对供给做出量化分析。根据中国电力联合会在10月做出的预测，2006年全国投产装机容量将超过8000万千瓦，年底总装机容量将在6亿千瓦左右。2007年新投产的装机规模将超过7500万千瓦。根据国家电网的预测，2006年全国投产装机容量将超过9000万千瓦，2007年全国投产装机容量将超过8000万千瓦，到2010年底总装机容量突破8.4亿千瓦。上述预测主要基于对新投产机组的分析，并没有考虑老、小机组的退役。我们认为，2007年是关停老、小机组的高峰期，预计年淘汰机组的装机容量在700万千瓦左右。综合考虑新投产机组和淘汰机组的增减相抵，我们预计2006-2008年总装机容量的增速分别为15.8%、13%和9%。
3.较低电能使用状态下的供给富裕
2006年电力需求增长依然强劲，但是供给增速快，供需趋于平衡，平均发电小时数回落。根据中电联的数据，1-10月份全国发电设备累计平均利用小时为4363小时，比去年同期降低177小时，同比下降4.3%。其中，水电设备平均利用小时为2963小时，比去年同期降低207小时，火电设备平均利用小时为4675小时，比去年同期降低205小时。2007年新增机组投产较多，供给增长超过了需求增长，将出现供给富裕的局面，发电小时数继续回落，其中2007年第一季度是投产的高峰期，发电小时数可能明显下降。2008年随着供给增速的减缓，以及需求的持续增长，供求关系将重新趋向平衡，发电机组利用率有望企稳回升，行业供求关系的拐点出现。我们预计，2006-2008年行业平均发电小时数分别为5100、4820和4840小时。
应当看到，我国电力生产能力在相当长的时间内仍然不足，现阶段的供给富裕只是相对于我国较低的电能使用状态而言的。即使存在供给富裕，也是局部的、短期的和相对的，而不是长期的绝对过剩。随着社会经济的发展和居民生活水平的提高，这种供给富裕将被持续增长的电力需求逐步消化。
4.区域差异明显
我国各区域电力供求状况差异依旧较大。从表5中我们可以看到，2006年1-10月宁夏、山西、辽宁、河北、天津、广东等地区的发电小时数高于全国平均水平；四川、吉林、湖南、北京等地区的发电小时数较低；华北、华东地区由于新投产机组增长较快，区域内的江苏、安徽、上海、内蒙古、北京等地区的发电小时数下降较为明显。我们预计，2007-2008年广东、辽宁、山西、宁夏等地区供需状况仍然偏紧，是比较安全的电力市场；北京、天津等地区在区域经济的拉动下，电力需求将较快增长，发电小时数的回落速度降低。
二、电价呈现上升趋势
1.二次“煤电联动”提升电价
2006年6月30日，为解决煤价上涨以及铁路运价调整对电价的影响，国家实施了第二次“煤电联动”，全国上网电价平均上调0.01174元/千瓦时。此次调整主要针对火电进行，广西、贵州、山西、云南上调幅度较大，华东地区则调整较少。对于运行了脱落装置的电厂实行脱硫电价，即上网电价上调0.015元。就地区电价水平而言，江浙、上海、两广、两湖地区电价水平较高，西部地区电价水平低。第二次“煤电联动”提升了全国的电价水平，有力促进了电力行业盈利水平的回升。
2.竞价上网进程趋缓
竞价上网对行业有深远的影响，主要体现在从根本上改变了上网电价的定价方式，由“成本加成”的政府定价转为竞争形成电价，实现用价格的杠杆作用来引导竞争，从而达到合理配置发电行业资源的目的。市场化竞争的结果是少数规模大，技术、管理水平高，设备先进的企业在竞争中胜出。长期来看，适度的竞争对行业发展是有益的。
由于电力产品极度同质化，加之短期内行业可能出现供给富裕，因此有人担心实施竞价上网会导致上网电价大幅下降。但是，从试点和模拟的情况看这种情况并没有出现，原因是：(1)竞价上网的改革是循序渐进的，先在部分地区试点、模拟，再全面运行。在全电量上网的东北地区实行两部制电价，容量电价由政府按成本加一定投资回报率制定。在实行合约与竞价相结合方式的单一制电价的华东和南方地区，只是部分电量参与竞价上网，如江浙地区只有10-15%的电量参与竞价。这种制度安排的目的就是为了保持短期上网电价稳定。(2)上网电价形成机制复杂，降低了竞价上网的影响。竞价上网简单说就是用低价格换取发电上网时间。我们注意到，
新能源发电、热电、脱硫电、大机组火电等具有优先上网的优惠政策，这些因素降低了竞价上网对电价的影响，尤其对具有技术优势的大型发电企业有利。(3)区域差异较大，降低了竞价上网的冲击。我国电力供需在区域上非常不平衡，经济发达地区电力需求增长强劲，供给却长期不足，而另一些区域则出现了相反的情况。理想状态下，供大于求的区域应将富裕的电能输送到供给紧张的地区，但是，目前我国的电网和电力市场建设落后于电源建设，不能保证富裕的电能输送出去，造成了区域性供求不平衡，各地区上网电价差异较大，客观上降低了竞价上网对整体上网电价的冲击。(4)输配电环节的改革有助于避免电网挤压发电企业利润，缓解发电市场的竞争压力。如果单一实施只涉及发电行业的竞价上网政策，将形成了上游发电行业市场化竞争，中游输配电行业垄断、售电市场政府控制的局面。这种局面与“市场煤，计划电”的情况类似，造成的问题是：电网(发电企业的买方)势力强大，对发电企业的议价能力强，电网公司出于自身利益考虑有挤压发电企业利润的动机和行为，在终端电价固定的情况下，发电端的经营状况无法有序向下传递，客观上加剧了发电行业的竞争。我们认为，这种局面将被打破，竞价上网只是新一轮电价改革的开端，后续的电价改革还将陆续涉及到输配电和售电环节。从《输配电价管理暂行办法》及《销售电价管理暂行办法》中我们可以看到，输配电环节改革的思路是建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制，方式是政府定价，即在合理成本的基础上加一个合理的利润，这样将避免电网挤压发电企业利润，也有助于避免发电行业的恶性竞争。因此，竞价上网短期内不会造成电价的大幅下降。
我们注意到，竞价上网改革的进程有所延缓。11月，国务院常务会议审议并原则通过了《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》，其基本原则是坚持以改革促发展，坚持市场化改革方向，坚持整体规划、分步实施、重点突破。主要任务是：(一)抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革。(二)加快电力市场建设，着力构建符合国情的统一开放的电力市场体系，形成与市场经济相适应的电价机制，实行有利于节能环保的电价政策。(三)进一步转变政府职能，坚持政企分开，健全电力市场监管体制。厂网分开和电力市场建设是竞价上网的基础和平台，全面推广竞价上网应在厂网分开和电力市场建设完成之后。由于厂网分开和电力市场建设的任务非常复杂和艰巨，因此竞价上网的进程也相应被延缓。我们认为2007年的电价水平将总体保持稳定。
3.电价呈现长期上升趋势
电力是一种能源商品。由于我国长期受计划经济体制影响，能源商品长期以来价格偏低，没有体现出能源商品本身所应具有的资源稀缺的属性。随着市场化进程的不断深入，能源商品的资源属性正在被重新认识，如煤炭在经历了长年的计划价格体制后率先进行了市场化改革，之后价格一路攀升；石油价格在不断调升之后，正在逐渐实现与国际市场价格的接轨；土地作为一种稀缺资源，其价格也在不断提高。可以预见，电力作为一种能源商品的资源属性不断加强，其价值将被重新认识，其价格将呈现长期上升的趋势。同时，厂网分开、完善电力市场、输配电环节改革等产业政策的实施将有利于电价在产业链内的有序传导，有助于上网电价与销售电价的联动。
三、煤炭价格企稳
据国家煤矿安全监察局调度中心统计，2006年1-10月份全国原煤产量完成176528万吨，同比增加13284万吨，增长8.1%，增速略低于9月末水平。其中，原国有重点煤矿原煤产量完成92336万吨，同比增加9322万吨，增长11.2%，增速比上月末下滑0.4个百分点；原国有地方煤矿原煤产量完成24069万吨，同比增加296万吨，增长1.2%；原乡镇煤矿原煤产量完成60123万吨，同比增加3666万吨，增长6.5%，增速继续加快。2006年10月原国有重点、国有地方和乡镇三大类煤矿累计原煤产量占全国的比重分别为52%、14%、34%；预计全年煤炭需求将比上一年增加1.2亿吨左右，2006年的煤炭产量在23.5亿至23.6亿吨。
在煤炭价格方面，2004和2005年国内煤炭价格分别上涨了30.2%和25.6%，大幅上涨的主要原因有两点，一是电力、
建材、钢铁三大需煤行业(分别占煤炭总需求的55%、16%和14%)的产量快速增长，拉动了煤炭需求的持续上升；二是煤炭运输能力不足，形成瓶颈，造成了煤炭产量不能全部转化为销量。进入2006年，煤炭价格逐渐企稳，1-9月份仅同比上涨了4%。我们预计2007-2008年国内煤炭价格将总体保持平稳。
从国际视角看，目前澳大利亚BJ煤炭价格在40-45美元左右，随着人民币的持续升值，国际进口动力煤的比价优势越来越明显，煤炭进口将呈现上升趋势，并在一定程度上影响国内整体的煤价水平。
四、行业景气回升，板块拐点隐现
受益于二次“煤电联动”、煤炭价格企稳等利好因素，2006年电力行业盈利能力持续改善。根据WIND的统计，2006年1-9月电力行业毛利率水平较2005年同期明显回升，2006年9月末毛利率达到20%，恢复到2004年同期的水平。
我们对于行业未来趋势的判断是：(一)2007年电力行业的供求状况好于市场之前的预期。虽然短期内产能的超常规增长会造成一定的供给富裕，并导致机组利用率下降，但是此次出现的供给富裕并非像亚洲经济危机时那样，是由于电力需求遭到重大打击而造成的。目前，电力需求增长依然强劲，供给增长在政府的调控下也受到了有效控制，机组利用率理性回落，且幅度有限；2008年后，需求的持续增长将逐渐消化供给增长过快造成的负面影响，供求关系再次趋向平衡。(二)电力作为一种能源商品的资源属性不断加强，其价值正在被重新认识，其价格呈现上升趋势。(三)2007-2008年煤炭价格预计将总体保持平稳。综合考虑三要素，我们认为2007年行业整体盈利水平将基本保持稳定，随着供求关系的根本好转，行业有望迎来快速增长。
电力行业的主要上市公司均是行业内的优质公司，他们具有极强的外延式扩张能力，通过新建机组和收购大股东电力资产等方式不仅可以弥补存量机组发电量下降所产生的负面影响，而且可以拉动公司整体发电量和收入的增长，增厚公司业绩，而且，这些重点上市公司大多具有管理、技术、资金等优势，盈利能力突出。2006年前三季度电力板块整体的收入、主营业务利润和净利润分别达到1302亿元、289亿元和132亿元，分别同比增长10%、12%和13%(根据可比公司计算)。从利润角度看，板块拐点隐现。
五、并购整合风起云涌
电力行业具有自然垄断性，其市场竞争格局的常态是寡头竞争，但是由于历史原因，我国电源投资主体比较复杂，老、小、自备电厂较多，市场集中度很低。随着电力行业的不断发展，并购整合逐渐增多，行业整体朝着集团化方向发展，市场集中度不断提高。目前市场中有三类具备较强实力的集团公司，第一类是全国性的五大发电集团，即华能、大唐、国电、华电和中电投集团，他们管理着全国35%左右的发电装机容量；第二类是新兴的发电集团公司，如国家开发投资总公司、长江三峡开发总公司等积极拓展电源建设，权益装机容量增长较快；第三类是区域性能源集团，如粤电集团等依靠区域优势不断发展壮大。这三类集团公司具有资金、规模、技术等优势和极强的外延式扩张能力，是行业整合的中坚力量。可以预见，未来行业利润将越来越趋向这些集团公司集中。
进行中的“国网920资产出售”将是电力行业并购整合浪潮中的一个高潮。目前各方投资者已经向电监会上报了投资标的，预计2007年初将有实质性进展。我们预计参加“920资产”竞购的主要投资者有两大类，一类投资者现在本身就是“920项目”公司的大股东，通过竞购可以继续加强对公司的控制，如国电集团、中电投集团、国投集团等；另一类投资者具备较强的财务能力，意在通过竞购继续扩大自身装机实力，如华能集团、大唐集团等。“国网920资产出售”有着非常积极的意义：第一，这是深化电力体制改革的一个重要环节，实现“厂网分开”后电力市场建设进程将加快，行业内各个细分产业链的关系将被理顺；第二，此次竞购将非常热烈，最终的资产成交价格有望超出市场之前的预期。这将提升整个行业的价值。第三，竞购后，部分上市公司的股权将更加集中，未来有望承担起母公司资本运作平台的角色。
随着国内资本市场的活跃，大型发电集团开始重视以A股市场作为资本运作和资产整合的平台，电力板块中的资本运作日益活跃。2005年股改实施以来，多家上市公司纷纷通过定向增发等方式收购集团资产，实现资源整合。而且，在“央企整合、集团上市”的趋势下，一些国有发电集团表达出把集团电力资产逐步注入上市公司的意愿。此外，国内证券市场的繁荣也吸引了大唐发电这种优质海外上市公司的回归，提升了国内电力板块的整体价值。
六、重塑行业价值
2006年以来，电力行业上市公司在二级市场的表现落后于大盘。我们认为出现这种情况的主要原因是投资者的三点“担心”：一是2007年电力行业有可能出现较严重的供给过剩，造成发电机组利用率大幅下降；二是竞价上网会导致上网电价大幅下降；三是高涨的煤价吞噬电力企业的利润。
从国际视角看，目前欧美电力行业重点上市公司的平均静态市盈率为17-18之间，2007年的动态市盈率在16-17倍之间。考虑到我国电力行业发展速度和发展潜力是欧美国家所比拟不了的(请参阅附录一)，我们认为国内电力行业的估值水平至少应与欧美水平接轨，重点火电公司2007年动态市盈率在16-18倍左右，重点水电公司的动态市盈率在20-22倍左右。我们维持对电力行业“推荐”的投资评级。(中外重点电力上市公司估值指标情况及预测请参阅附录二)
七、选股策略
2007年电力板块的投资主题是行业价值重估，对电力行业的投资应把握行业龙头公司、具有外延式扩张能力的公司和具有区域优势的公司。理由一，行业处于低谷时期通常也是行业进行整合的时候，在竞争中，具有规模、技术、资金实力的龙头公司可以通过兼并收购等方式不断扩充自身的实力。理由二，在行业发电机组利用率可能出现下降的情况下，具有外延式扩张能力的公司可以通过新增发电机组实现发电量的增长。理由三，我国电力市场具有显著的地域性，广东、辽宁等地区在2007年将仍处于供求平衡或需求紧张的状态，是相对安全的电力市场。相应的，我们给予国投电力、长江电力、国电电力、申能股份、深能源等公司推荐的评级。
长江电力(600900)：推荐
公司未来发展将坚持以长江流域水电为基础，履行IPO时的承诺，2015年以前收购三峡工程全部剩余20台机组。同时，积极收购优质火电资产，优化电源结构。
公司目前正在与大股东长江三峡开发总公司积极商讨、制定未来机组收购计划，原则上，收购计划将以对公司和大股东双方都有利的方式出现。
我们从公司和长江三峡开发总公司两个角度对收购进度进行分析，预计2007年公司有望收购3台机组，此后每年基本保持2-3台左右的收购速度。
2006年第四季度三峡水库蓄水水位升至156米后，水电机组单机出力达到额定功率，发电量同比上升。结合对公司收购三峡机组进度的预测，并考虑到水头上升对发电机组利用率的拉动，我们预计2007-2013年公司发电量的年复合增长率为15%左右。
公司的水电享受非常有利的政策环境和区位优势。
2006年10月公司收购广州控股(5.79,0.11,1.94%)11%的股权，标志着公司启动了投资收购外部优质发电资产、拓展电力业务的发展战略。即将拉开大幕的“电网920资产出售”为公司提供了一个继续实施这一战略的大舞台。
通过运用相对和绝对两种估值方法，我们认为公司的合理价值在9.5-10.4元之间。作为具有明确的持续成长能力的优质发电公司，公司长期投资价值突出。我们给予其“推荐”的投资评级。
国投电力(600886)：推荐
得益于收购大股东资产这种外延式的扩张，2003-2005年公司的主营业务收入和净利润的年复合增长率分别达到51%和34%。
2006年7月公司增发后收购了厦门华夏国际电力公司35%股权，国投广西北部湾发电公司35%股权和安徽淮北国安电力公司35%股权。收购完成后，公司电力资产达到六个省区，总装机容量和权益装机容量将分别达到597万千瓦和257万千瓦，实现了跨越式的增长。
在“做大做强”上市公司的背景下，国投电力将继续担当国家开发投资公司进行旗下电力资产整合的平台，未来将继续得到大股东的支持。
随着公司新收购机组的增加，公司的估值水平将逐渐向主流大电力公司回归。
2006-2008年预计的每股收益分别为0.45、0.65和0.69元(保守估计，暂不考虑大股东继续注入资产)，公司股价明显被低估，我们给予其“推荐”的投资评级。
国电电力(600795)：推荐
公司是国电集团的旗舰公司，权益装机容量6617兆瓦，预计2006-2008年公司权益装机容量将继续保持稳定增长，年均复合增长率有望达到12%。
公司是一家全国性的独立发电商，电厂分布在辽宁、山西、北京、河北、宁夏、四川、云南、上海、浙江和甘肃等十个省市自治区。
公司水火电源搭配合理，而且火电项目多为坑口电厂，具有燃料成本优势。公司部分电厂的上网电价低于当地标杆电价，在未来的竞价上网中将具备较大优势。
股改中，国电集团表示将以国电电力作为集团全面改制的平台，在履行相应法律程序后，将通过资产购并、重组等方式把集团优质经营性资产纳入到上市公司中。
随着“920电网资产出售”的逐步深入，国电集团有望首先购入第二大股东辽宁电力目前持有的国电电力的股份。在股权调整完成后，国电集团注资预期将逐步明确，公司有望迎来高速增长。
我们预计，公司2006-2008年每股收益分别为0.44、0.48和0.54元，对应的市盈率为13.8、12.6和11.2倍。DCF估值表明公司股票的内在价值应在7.7元以上。考虑到在集团支持下公司巨大的发展潜力，我们给予其“推荐”的评级。
华能国际(7.1,0.44,6.61%)(600011)：谨慎推荐
公司是国内A股市场上最大的独立发电商，截止2006年9月30日权益发电装机容量为2505.7万千瓦，在建及规划电厂的总装机容量达到1140万千瓦。
2006年1-9月,公司实现主营业务收入314.51亿元,同比增长7.98%;实现主营业务利润69.07亿元，同比增长20.05%；实现净利润34.55亿元,同比增长13.25%,实现每股收益0.29元。公司收入的增长主要得益于售电量的增长和平均结算电价的提高。
受益于“电煤联动”，公司平均结算电价同比提高了8.01元/千千瓦时，达到333.93元/千千瓦时。
前三季度，公司主营业务利润率为21.96%，同比上升了2.2个百分点，主要原因是国内煤价在2005年达到高点后逐渐回落，火电企业的成本压力缓解，公司平均售电单位燃料成本同比下降了1.22%。
公司项目储备充足，在建和规划项目进展顺利。公司太仓电厂两台600兆瓦燃煤机组、岳阳电厂两台300兆瓦燃煤机组、上海燃机电厂三台390兆瓦燃气机组以及四川水电所属小天都水电站一台80兆瓦机组已于今年陆续投入商业运行，新增权益发电装机容量2077.8兆瓦。2007年这些项目的产能将得到充分释放。此外，华能上安电厂三期项目(2台600兆瓦燃煤机组)以及华能淮阴电厂三期项目(2台330兆瓦燃煤机组)获得国家核准批复；涪江红岩项目(2台12兆瓦水电机组)获得四川省核准批复。
公司的大股东中国华能集团公司实力雄厚，拥有众多赢利能力较强的电源资产。我们认为，作为华能集团在国内进行资本运作的平台，公司将有望获得持续的支持。我们预计，公司2006-2008年的每股收益分别为0.43、0.47和0.53元。我们给予其“谨慎推荐”的评级。