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油价下跌同时还牵涉到另外一个话题，那就是中国的外汇储备。众所周知，中国2万亿美元的外汇储备大部分都是美元资产，在本次金融危机中面临了很大的贬值风险。从分散风险以及国家战略角度出发，在相对较低的国际油价环境下，2万亿美元的外汇储备或许可以考虑储备一定数量的石油资产。
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（2008.12.08）
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投资改变生活 电价困局
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火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电力股对此并不领情，以华能国际为代表的公司股价依然暴跌不止。
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今年的电力企业面临前所未有的经营困境，1～5月份，电力行业利润总额由去年同期的592.31亿元下降到172.76亿元，同比下降70.83％。其中尤以火电行业亏损最为严重，亏损22.93亿元，同比下降108.54％，是2003年以来首次出现的全行业亏损。电力行业的困境来自多方面的冲击，最主要因素有：一是上游煤炭价格的持续上涨，给火电企业带来巨大的成本压力；二是在宏观经济减速的背景下，下游行业对电力需求放缓；三是为了控制通货膨胀，电价不能随意上调，上涨空间有限。企业的经营困难总是会率先在股价上体现出来，比如华能国际的股价从去年最高的19元下跌至6元附近，跌幅高达70％，其他火电企业的跌幅也大都与此相当。
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在国家发改委连续两次上调电价之后，很多投资者开始讨论，火电企业是否已经度过了最艰难的日子，即将迎来行业的春天？事情并没有这么乐观，至少现在就此认为火电企业走出低谷还为时尚早。因为从影响火电企业最核心的三个因素看，目前还看不到明显改善的迹象。
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首先是煤炭价格大幅回落的可能性极微。今年国家发改委对煤炭价格进行了两次限价：第一次在6月19日，国家对电煤价格实行临时干预措施，煤炭市场价格仍然在短时间内上涨了20％左右，而且重点合同兑现率显著下降；第二次限价是在7月底，“发改委”将主要港口的电煤价格限制在6月19日的水平。二次限价后，煤炭价格表面上得到了控制，但电煤市场的交易从地上转入地下，真实交易价格无从得知。决定煤炭价格的核心因素在于供求关系，在全国甚至全球的煤炭供求关系趋紧的背景下，行政干预不仅无助于解决煤炭和电力之间的矛盾，反而会使矛盾越积越深。
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国家发改委将电煤价格冻结在今年6月19日的水平，这只是截止到年底的临时性管制，煤炭的市场化改革方向是大势所趋。到了2009年，电煤临时限价过期之后，电力企业将不得不再次面临煤价上涨的压力，而且，在煤炭被人为压制半年之后，届时报复性上涨的可能性更大，已经亏损累累的火电企业，又将如何面对？
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石油石化行业的补贴办法显然不适用于电力行业，因为前者只有中石油、中石化等为数不多的企业，行政补贴实施起来较为容易，而电力行业的企业太多，从中央到地方，从国企到民营，行政补贴实施难度较大。在通货膨胀率大幅回落之前，提高电价的空间也相当有限，第三次煤电联动也很难出台。可以预见的是，“小步微调”将成为电力企业解困的主要途径，在经过今年两次价格上调之后，火电上网电价大概提高了3.8分/千瓦时左右，提价幅度约为10％，但这远远无法抵消电煤价格上涨带来的影响。
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本次电价上调的一个细节是，国家发改委调整的只是火电上网电价，而销售电价不做调整。这也就意味着，电价上调其实是电网企业向发电企业转移利润，调价的压力最终由电网企业承担，并没有传导至终端，也不会对通货膨胀形成压力，这也可以看出管理层对电价上调的谨慎心态。虽然此举并未冲击电网的垄断地位，但电网企业自身其实也承受不小的压力，尤其是今年连续暴发的雪灾、地震和洪灾，已经给电网企业带来巨大损失，此次将发电企业的压力部分转移至电网企业，也终非长久之计，销售终端的电价调整也只是时间早晚的问题。
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除了煤炭价格上涨对电力企业形成巨大压力，宏观调控为经济降温，以及国家大力倡导的节能措施，也在一定程度上降低了电力行业的需求。今年1～7月，全国火电平均利用小时为2992小时，同比降低102小时，降幅3.3％。利用小时数下降，一方面是因为部分发电企业缺煤所致，同时也是因为需求减少。电力需求减少其实也是一个有争议的话题，因为一方面国内频现电荒，现在看来还有1000多万千瓦的电力缺口，这些现象显示电力需求仍然强劲。但与此同时，一些并不缺煤的省份，比如内蒙古等，发电增速也明显下滑，这意味着火电平均利用小时数下滑，也并不全是缺煤所致。在一些发达的沿海地区，电力需求放缓的迹象更加明显，上半年，全国仅有上海、广西、湖北、黑龙江、甘肃、安徽、辽宁、新疆8个省、市、自治区的电量增幅高于去年同期。分行业来看，今年上半年，黑色金属、有色金属、化工和建材四大高耗能行业合计用电5716亿千瓦时，同比增长13.4％，但是增速同比回落8.3个百分点。这些高耗电行业也正是典型的周期性行业，对宏观经济波动尤其敏感，宏观经济减速，也会直接影响这些行业对用电的需求。
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无论是煤炭价格上涨还是宏观经济降温，这些都不是火电企业所独有的困难，核心问题还在于电力行业的定价机制。比如煤炭价格大幅上涨，受冲击的并不仅是火电企业，其他如钢铁、建材等行业也都是用煤大户，但是并没有出现火电的全行业亏损。而且，火电企业消费的煤炭价格还远远低于市场煤价格，其间的关键在于电力无法像其他行业一样，可以随意将成本转移到下游行业，所以钢铁、建材等用煤大户还可以通过转移成本勉力支撑，而火电却只能陷入全行业亏损。
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火电企业的困境并非今年才出现，在过去几年内，随着煤炭市场告别几十年的计划体制，逐步转向市场化，“市场煤、计划电”的格局使得电力企业日渐弱势。过去几年的解决办法是煤电联动，也就是以6个月为一个煤电价格联动周期，如果周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，电价就可以随之调整。煤电联动政策分别在2005和2006年执行过一次，但是，第三次煤电联动之所以迟迟不能启动，困难之处便在于今年遭遇了通货膨胀，以及煤炭价格的大幅上涨。如果按照过去煤电联动的政策，煤价超过5％便触动煤电联动，以今年煤价的惊人涨幅，与之联动的电价也将同样惊人，这显然会进一步加剧通货膨胀的水平。即使是启动煤电联动，其实也不过是治标不治本之策，关键还在于电力价格的市场化，但在高企的CPI面前，电价的市场化之路何其漫长。
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从估值角度看，上半年陷入集体亏损之后，火电企业在下半年的经营环境是电煤价格冻结，电价上涨10％（或许更多），下半年应该可以维持盈亏平衡，而全年业绩亏损的可能性依然较大（视下半年电价上调幅度）。对于全年亏损的行业而言，市盈率估值法显然没有任何意义，问题的关键在于，2008年的亏损是行业的最低谷，还是困境的开始？如果是前者，那或许意味着一个好的投资时点；如果是后者，最好是避而远之，等待更合适的机会。而这一切取决于煤炭价格的走势，以及电力行业的价格改革。以目前这种“冻结煤价、微调电价”的做法看，虽然也是特殊时期的无奈之举，其实是同时伤害了两个行业。冻结电煤将会截止到今年底，明年开始继续冻结的可能性不大，因为煤炭走上市场化之路其实也不过几年的时间，如果明年继续对煤价实施价格管制，这将是看得见的倒退。在明年电煤价格解冻之前，今年下半年的电价仍有小幅上调的可能。
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在行业陷入亏损的背景下，市净率是另一个估值角度。目前大部分电力股的市净率在1.5～2倍，个别公司比如华银电力、长源电力等甚至跌破了净资产，与沪深两市目前3倍市净率的平均水平相比，电力行业显然处于偏低的水平。不过，市净率的高低总是和资产的盈利能力比如净资产收益率（ROE）成正比，对于一个全面亏损的行业，即使是2倍的平均市净率，也很难得出低估的结论，除非这个行业开始呈现出明显好转的迹象。对于电力企业而言，未来的关键在于煤炭价格何时出现大幅下降，以及国内的通货膨胀何时回落至合理水平。国际油价的回落、CPI的下降、下半年的两次电价上调，这些都是电力行业的好消息，但显然还远远不够。
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（2008.09.01）
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投资改变生活 以煤炭对抗通胀
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在一个通货膨胀的时代，资源类公司都属于稀缺性品种，煤炭股其实应该享有一定的估值溢价。
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石油价格高企为全世界带来了通货膨胀，而通货膨胀又几乎带动了全球股市的下挫，从投资角度来看，石油股应该是通胀时代的最佳选择，不过可惜的是，A股市场并无真正意义上的石油股，中国石油和中国石化是两只不折不扣的“反石油股”，国际市场原油价格越是高涨，其利润越是萎缩。所幸A股市场还有煤炭股，在石油几乎侵蚀了下游所有行业的利润时，煤炭股是一个例外。6月27日，国家统计局发布了前5个月全国规模以上工业企业利润数据，其中煤炭行业雄踞所有行业之首，利润同比增长97.8％。如果考虑到这一增幅还是在煤炭行业尚未完全市场化的情况下取得的，这个行业的潜力可谓惊人。
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煤炭业的利润大增主要来自两个因素：一是下游行业的强劲需求，使其销售大幅增长；同时，大量小煤窑被关停之后，煤炭供应紧张，导致价格不断上涨。销量和价格的同时上涨，促成了煤炭业的繁荣。问题的关键在于，作为一个典型的周期性行业，煤炭业的高景气还能持续多久？
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在国际市场上，煤炭和石油价格呈现出很强的正相关性，随着石油价格的一路走高，煤炭价格也随之飞涨。二者的相关性主要来自两个方面：一是煤炭与石油、天然气相比价格低廉，以同等发热量计算，目前石油价格是煤炭的5倍，天然气价格是煤炭的3倍，所以，在石油价格居高不下的背景下，煤炭价格必然水涨船高；二是高油价促使人们开发更多的替代能源，煤制油成为人们努力的方向，这也将促使人们消耗更多的煤炭，从而拉动煤炭价格上涨。目前澳大利亚BJ煤炭现货价格为166美元/吨，与去年同期相比价格上涨超过150％，国内煤炭价格虽然还没有完全市场化，但最近两年也一直呈现出全面涨价的趋势，而且和国际市场相比，仍有超过30％的价格差距，个别品种的价差甚至超过100％，国际市场的高煤价，为国内煤价提供了进一步上涨的空间。
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