主题：电价上调助火电度"春风" 10受益股即时爆发

[编者按] 大唐集团董事长日前表示，电价调整已经释放积极信号，火电的春天已经来临。业内人士表示，在未来二三十年里，火电仍将是主要电力供应主力，火电行业或将实现大逆转。

　　本文导读：

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　　【机构观点】

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　　电价调整释放积极信号 大唐：火电春天已到来

　　电价调整释放积极信号

　　尽管大唐集团位列五大发电集团亏损之首，但该集团董事长、党组书记刘顺达仍乐观地表示，火电的春天已经来临，巨额亏损的颓势即将扭转。

　　2011年前9个月，五大发电集团火电业务亏损266亿元，整个行业资不抵债的企业数量已超过20%，而大唐集团则被认为是2011年亏损最严重的国有发电企业。

　　刘顺达在1月7日“第十届中国企业发展高层论坛”间隙接受《第一财经日报》记者专访时表示，大唐集团火电业务比例最大，去年又由于干旱导致水电减产，所以大唐的亏损可能在电企中最多，但是，火电全行业连续4年亏损的状态将不会再延续下去，火电的春天已经来临。

　　“火电春天已到来”

　　刘顺达做出这番判断的最充分理由是，世界各国，电能占终端能源的比例在不断上升，电能是最清洁的、能效最高的，在中国煤炭仍然是主要资源，此外，火电还具有其他电源无法比拟的调峰作用，所以在未来二三十年里，火电仍然是中国电力供应的主力。

　　“我相信，火电的春天已经来临。春天是属于出生在春天或者熬过冬天的人的。”刘顺达说，从去年两次调整电价的政策来看，“国家已经意识到这个问题，离解决问题就已经不远了。”

　　刘顺达还表示，五大发电集团的装备水平和经济技术指标都有了历史性的进步，处于世界领先水平，却连续4年出现全行业亏损，这个问题解决起来并不容易，但不能简单归咎于煤电矛盾，运输瓶颈和中间环节对火电亏损造成了较大的影响，在经历最近一次电价调整之后，现在每度电平均亏损8分钱。

　　东兴证券日前也发表研报表示，火电行业盈利能力已处底部区域，参考我国电力行业发展历史上需求倒逼供给、危机倒逼改革的发展规律，若2012年煤电联动效果不佳，火电亏损和电荒的情况加剧，则电力机制改革有望重启，“市场煤、计划电”的困局有望加速被破解。

　　对于“火电春天已经到来”的观点，业界也有不同声音。中投顾问研究总监张砚霖表示，2012年火电企业的日子并不会好过，电煤价格居高不下的局面短期内难以改观，火电企业仍将承受较高的购煤成本，经营难度较大，而且脱硫脱硝等节能减排工作将导致火电企业的成本支出大幅上升。目前来说电力体制不会发生大的变化，火电企业不得不熬过下一个年份。

　　5000亿元缺口？

　　对于如何解决火电亏损问题，刘顺达认为，并不是说煤炭价格一涨电价就上涨，陷入“煤电联动”的怪圈。

　　在他看来，这是整个国家能源体系建设的问题，不单是煤和电的问题，要优化路径选择。他认为，应该建立现代能源体系，这种能源体系不以GDP为导向，要按照以人为本来设计，以经济社会发展对电力的需求为导向，将煤、电、油、运和经济发展必需的现金流结合起来，才能解决火电亏损。

　　不过，在现代能源体系建立起来之前，各大发电集团必须通过自身的努力和各自渠道生存下去。

　　有关统计数据显示，在火电发电成本中，煤炭占到总成本70%左右，而煤炭价格已是9年前的7倍。2002年，中国煤炭实际平均价约为150元/吨，而截至目前，7000大卡的标煤价格每吨已超千元。

　　对此，刘顺达深有感受。“从2004年到2011年，五大发电集团增加的煤价成本就高达5000亿元。”他说，“这5000亿元的成本是我们为全社会买了单，如果补上这5000亿元的缺口，我们的经济指标就一下子好看了。没有渠道消化煤价上涨的成本，这是火电亏损的主要原因。”

　　事实上，为了解决火电亏损，包括大唐在内的各大电企近年来都在积极开展煤电一体化。“我们过去要突出主业，没有自有煤矿，没有其他经营，但现在也被逼只能这么做。”刘顺达说，但是从产业链来看，应该有一个整体的布局，做好整体需求规划，而不是单从煤电一体化中解决问题。

　　不过对于电力企业向上游拓展，外界也有不同的认识。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，电企在煤矿等领域的投资是偏离正途，有悖于市场的专业化效率分工，进一步加重市场煤和计划电的扭曲。

　　（第一财经日报）

　　火电优化需三管齐下

　　11月的寒风吹落了北方的树叶，也吹凉了山西13家火电企业负责人的心，在联名上书政府表示无力买煤无果之后，13家企业负责人迫不得已进京“上访”，向国家有关部门求援。他们走到了“悬崖边”。

　　山西13家火电企业的境况也着实反映了目前我国火电行业的现状。“拯救火电”的声音充斥着整个“十二五”开局之年。

　　如今连生存都困难的火电企业，在“十二五”接下来的四年里，该如何担当起我国经济发展电力供应的重任？“中国的经济发展离不开火电，任何一种能源形式单拿出来都难以满足社会经济对电力的需求，”这是所有受访专家一致的结论，“火电要优化发展，从布局、经营方式和运行方式三方面进行优化。”

　　火电布局东退西进优化清洁多元将唱主角

　　“虽然眼下火电企业举步维艰，但‘十二五’期间，仍要继续发展煤电，而且必须　 坚持优化发展煤电的方针。”华能技术经济研究院原副院长曹乐人表示。

　　尽管能源“十二五”规划仍未出台，但从相关政府部门召开的会议和出台的文件中已经能勾勒出“十二五”火电发展的路线。

　　国家能源局在今年初的全国能源工作会议上明确表示，“十二五”期间，将合理控制火电规模，严格控制在东部沿海地区新、扩建燃煤电站；环保部也提出，“十二五”期间将对环渤海、长江三角洲、珠江三角洲和东北的部分地区，严格控制煤电发展，仅考虑支撑电源建设和消耗进口煤炭的电厂建设。

　　五大发电集团也在今年年初的工作会上纷纷表示，“十二五”期间要大幅削减不具备资源条件地区、高煤价低电价地区火电投资规模。

　　“我国东部地区环境承载力已经难以承受新建大型燃煤火电厂，必须进行结构优化，预计‘十二五’期间东部地区火电投资和所占比重将有所下降。”中电联统计信息部主任薛静表示，“东部地区火电受限，但符合国家政策的热电联产、热电冷联产机组的发展相对会宽松很多。”根据中国能源研究会《中国能源发展报告2011》预测，“十二五”期间全国火电开工规模3亿千瓦，投产2.9亿千瓦。预计2015年煤电装机达9亿千瓦左右。“十二五”后，火电比重将从2010年的80.8%下降到2015年的78%。

　　与东部火电“大撤退”的情况相反，未来，西部地区火电装机有巨大的发展空间。《国民经济和社会发展第十二个五年规划》中明确提出要优先发展大型坑口燃煤电站，也就是建设煤电一体化基地。

　　国家有关方面已经开始着手“十二五”期间16个重点煤电基地的开发建设，可开发总规模超过6亿千瓦，正在开展前期工作的装机规模4亿千瓦左右。预计“十二五”期间，煤电基地开工2亿千瓦，投产1.5亿千瓦，占火电新增装机的52%。“内蒙古、陕西、宁夏、新疆四省区集中了全国近50%以上的煤炭储量，从这方面看‘十二五’期间这四省区的火电装机将大增。”薛静表示。　　 “‘十二五’期间火电发展不仅结构上要优化，运行方式上也要进行优化。”曹乐人表示。

　　华能集团公司副总经理胡建民曾在今年召开的清洁高效燃煤发电技术协作网年会上表示，“十二五”期间火电装机结构将进一步得到调整，大容量、高参数、高效率的煤电机组将是火电建设的大方向，60万千瓦、100万千瓦级超超临界机组将继续发展。他预计，到2015年，空冷机组容量将占全国火电机组的12%。

　　技术方面，未来会开展700摄氏度先进超超临界和600摄氏度的120万千瓦级超超临界发电技术的研究和示范。

　　胡建民表示，通过对现役燃煤机组进行节能技术优化及强化运行管理等措施，“十二五”期间，全国燃煤机组供电煤耗可降低4.6克/千瓦时。

　　挖潜增效裕度将尽火电发展良策难求

　　和“十一五”时期发电集团“跑马圈地”相比，如今亏红了眼的发电集团已经变得相当谨慎。今年前10个月，火电装机增速均为2006年以来同期低水平，仅高于2009年同期，且火电装机增速低于用电量增速。截至今年11月，火电电源基本建设投资完成额915亿元，比去年同期下降18%，火电新增设备容量4565万千瓦。

　　“当各发电集团认为火电亏损将长期难以扭转时，被迫大幅压缩火电投资，这将使电力必须适度超前发展的共识难以　 落实，对我国电力工业可持续健康发展造成不利影响。”薛静表示。

　　事实上，突如其来的电力供需形势紧张已经证明了这一观点，受到市场和政策双重夹击下的火电企业的发展必须得到重视。“此前严格控制火电建设的政策未能适应形势发展的需要，电力发展规划和资源配置方式都需要进行重大调整。”薛静表示。

　　“不论是规划还是优化，只有理顺电价和煤价之间的关系，火电企业才有救。”曹乐人表示。

　　前不久，国家发展改革委对火电厂上网电价进行了今年的第二次调整，并从明年开始对主要港口的平仓电煤价格实行最高限价，缓和了当前火电厂亏损的重压。但根据有关专家测算，新的政策仅能保障从现在开始火电生产经营相对２０１０年亏损局面不再加剧恶化，但此前的亏损则要靠各发电集团的挖潜增效和火电业务以外的综合业务利润填平。

　　关于火电发展，煤电一体化也是争论的焦点，究竟只是短期应急之策还是长期发展战略？中电联专家沙亦强认为，在现实煤电市场态势下，涉煤程度越高的发电集团已显现出赢利能力越强的趋势，煤电一体化已成为政府与企业缓解煤电矛盾的重要方式之一，体制困境正在依靠企业自身经营方式调整去修补。煤电一体化为火电企业争取了理顺体制矛盾所需要的时间。长期来看，煤电一体化的发展对于发电集团做　 实做强，实现可持续发展是有利的。

　　而优化发展火电，说明火电将步入集约型发展阶段。从国家这段时期的动作看，提高火电设备效率是重要组成部分。

　　近两年，大容量、高参数、环保型、清洁燃烧已经是各电力集团公司燃煤机组发展的方向。截至今年，我国已经是世界上拥有百万千瓦超超临界机组最多的国家。全国30万千瓦以上的机组比例已达70%以上，60万千瓦的火力发电机组已经成为主力机组。

　　在恶劣的外部市场条件下，连续多年的“挤海绵”，已使火电企业的内部可挤空间所剩不多。“‘十二五’煤耗再继续下降的空间已经非常有限了，更何况目前部分火电企业由于连年亏损，现金流严重短缺，简单再生产都难以为继。”薛静表示。

　　据中电联统计，我国供电标准煤耗已达到世界先进水平，低于美国和澳大利亚，而且这是在我国煤质无法与美澳煤质相媲美的条件下做到的。

　　火电布局要因地制宜清洁燃煤老路新走

　　“虽然‘十一五’期间火电装机容量实现了历史性突破，但无序的发展也是如今让火电企业‘身陷火海’的因素之一，‘十二五’火电的布局优化显得尤为重要。”电力专家魏远表示。

　　薛静认为，火电发展的规划要根据不同区域的实际情况，因地制宜、合理发展。

　　对于以水电为主的西南和华中地区，火电作为调峰的重要工具，应适当增加一些30万千瓦容量机组，既经济又安全，主要考虑能保障电网供电安全的电站项目，但前提是，“十二五”期间需加速通往华中地区输煤通道的建设。

　　对于西部地区火电布局，几位专家一致认为，按照集约化开发和煤电一体化模式，采用先进节水技术，建设大型煤电基地项目。针对一些煤质较差的地区，可重点开发坑口电站，以输电为主；而对于煤质较好的地区，在加强输送通道建设的同时，做到输煤和输电并举。

　　对于煤电一体化的发展，沙亦强建议，首先要坚持主业稳步发展的基础上，尽快使产业链各环节形成规模经济效应，奠定煤电一体化发展的基础；其次，应坚持不同产业之间的专业化分工，共同协调发展；第三，优化或再造企业经营管理流程，以适应产业各环节的有机衔接。

　　虽然，燃煤发电机组的挖潜增效空间已极为有限，但一位电力企业负责人表示，火电厂承担着很重的调峰任务，假如能在保证电煤供应和控制煤炭价格的条件下，限制火电机组运行负荷下限，提高机组发电负荷率，减少机组的开停机次数；通过调度优化，减少火电机组的热备用，还可以有效降低供电煤耗。

　　胡建民认为，一定要制定现役燃煤发电机组节能改造规划，对电厂的节能改造项目给予一定的财政、税收政策等支持或激励政策。

　　火电减排两头突破 火电将在转型中发展

　　12月20日，第七次全国环境保护大会在京召开。会议期间有两个关键事件：一件是，国务院印发了《国家环境保护“十二五”规划》(以下简称，环保“十二五”规划);另一件是，华能、大唐、华电、国电、中电投、国家电网、中石油、中石化，8大央企与31个省、自治区、直辖市人民政府以及新疆生产建设兵团，共同签署了“十二五”主要污染物总量减排目标责任书。

　　减排目标责任书中包括有，主要污染物总量控制目标、主要减排任务和措施等。同时，还明确了各省(区、市)和企业集团重点减排的项目清单。签署单位“十二五”期间，需要完成5561个工程减排目标，并且将对目标完成情况实施问责和一票否决。

　　此外，电力行业的脱硫脱硝更是被列入“十二五”环境保护重点工程。由此看来，“十二五”期间，电力，尤其是火电行业，将加大二氧化硫和氮氧化物减排力度，持续推进电力行业的减排。

　　电力央企面临双重压力

　　根据减排责任书的规定，五大发电集团要在“十二五”期间完成4亿千瓦火电机组的脱硝设施。同时，环保“十二五”规划中还提出进一步推进除尘设施改造、淘汰落后产能等减排任务。

　　今年上半年，五大国有发电企业的火电业务亏损额已达153.8亿元。第三次上调电价后，有专家曾表示，火电企业巨额亏损的局面将在半年内彻底改变。但就记者了解的情况，目前，由于我国的火电脱硝并未真正进入落实阶段，所以随着环保“十二五”规划的下发和强制令的签订，从明年开始，火电业将真正进入脱硝阶段。“目前国内的大部分火电机组均不满足新的脱硝要求，这意味着“十二五”期间国内的脱硝机组容量将会增加到3亿千瓦左右。火电企业的脱硝改造和运行费用，据中电联的统计，约3000亿元左右。但是受电煤价格持续上涨，电价机制不畅等因素的影响，火电企业亏损严重。随着脱硫脱硝工作的进一步开展，火电企业无异于雪上加霜，经营压力将会进一步增加。”中投顾问能源行业研究员任浩宁讲到。

　　此外，对于减排责任书的签订，华北电力大学曾鸣教授表示，“作为央企，这个责任书是必须要签的，它是央企所要体现的一种社会责任。此外，目前社会舆论对于央企有很多争议，央企总是面临着公众的审视，也促使它们在公益性上面积极主动。”央企和地方性中小企业相比，虽不会面临倒闭的局面，但却要承担更多的社会责任和舆论监督所带来的压力。

　　火电今后如何转型

　　未来几年，火电是否会逐渐缩水，不再保持“老大”地位?还是从清洁煤技术研发等方面入手来提升效率，降低排放?一位业内人士对本报记者说，“主要还是会向新能源转，现在火电不好做，虽然电价上调了，但火电企业仍然面临着煤价的不确定性和巨大的环保压力。”此业内人士认为，如果火电行业的亏损局面不能得到根本改变，这“吃力不讨好”的行当当然会逐渐式微。

　　近几年，五大发电集团纷纷提出，打造“综合性能源集团”，风能、水能、核能各个新能源领域都能见到几大发电集团的“大动作”，这看似要将新能源“扶正”，但曾鸣认为，火电对电力供应的支撑性作用还会持续很长一段时间。所以，电企会采取“新旧”两手抓的方式：继续发展火电的同时向新能源领域拓展。火电虽然面临着诸多困难，但其核心地位短期内不会改变。同时，“压力也是动力”，可以促使火电企业从技术、经营和管理各个环节入手，来摆脱困境，提升效益。

　　有专家认为，“发展新能源，对于五大电力集团来说，是‘技多不压身’的事”，火电短期出现的放缓现象，并不会持续很久，从长远看火电仍会保持一个比较平稳的发展。而落到具体层面，“主要是看煤、电矛盾解决得如何了。”

　　火电减排两头突破

　　火电减排可以形容为“一头一尾”：“一头”，包括清洁煤技术等，是研发如何从源头上改变火电的高污染问题。“一尾”，主要是通过各种净化技术、碳捕捉技术等，使原本高污染排放物在进入大气时污染物的含量尽量减少。

　　今年6月，我国启动了700℃超超临界燃煤发电技术的研发计划，预计到2020年完成示范电厂工程。这是从“头”抓起。环保“十二五”规划则主要是针对“一尾”，其中包括脱硫脱销设备的安装和运用、除尘设施的改造等烟气旁道的取消。

　　记者采访的相关人士，普遍赞同这种“一头一尾”两边抓的减排方式。同时，也表示其中的困难不在于技术，而在于落实。特别是尾端，因为火电经营困难，在环保投入上会缺乏积极性。专家表示，落实减排监管很重要，同时考虑到电企目前的亏损情况，给予合理补贴。“同时提高企业因环保而得到的收益和因污染而付出的代价。”

　　电价上调火电缓口气 推动节能降耗调结构

　　入冬以来，由于不断亏损和迎峰度冬的压力，火电企业要求再次上调电价的呼声越来越高，关于电价上调的话题也受到广泛的关注。最终，国家发改委于11月底发布通知，自12月1日起，全国火电上网电价平均上调2.6分钱，销售电价上调3分钱。这是今年国家发改委第三次调整上网电价，第二次上调销售电价，也是自2004年以来我国销售电价调整幅度最大的一次。其对火电企业的帮助将会十分显著。

　　就在通知发出后不到一周的时间里，已经有不少火电企业明确表示该政策对其未来收入将有很大提升。12月7日，皖能电力发布公告称，该公司已于12月6日接到电价调整通知。安徽省统调火电、水电机组上网电价每千瓦时提高1.8分钱(含税)。调价后，安徽省燃煤机组脱硫标杆上网电价为每千瓦时0.436元。以上电价调整自2011年12月1日起执行。经初步预测，此次电价调整预计将增加该公司2011年度发电收入2000万元，有利于缓解公司由于煤炭价格大幅上涨引起的成本压力。
　　明年火电企业或增收900亿

　　近年来，电企和煤企之间的价格矛盾一直没有停止，今年这个现象尤其严重。以五大发电集团为代表，年内，火电企业标准煤到厂价大概增加了100元/吨。长期以来，面对飙升的煤价，火电政策性亏损幅度不断加大。国家发改委的数据显示，占到全国一半火力发电装机容量的中央五大发电企业前三季度火电业务已亏损266亿元，资不抵债的企业数量超过20%，导致部分发电企业不得不出售发电资产并缓建新的火电项目。今年9月份，我国火电行业全部陷入亏损状态，当月亏损额达18亿元。

　　而此次电价上调，为弥补火电亏损带来了一线曙光，对缓解煤电矛盾和帮助火电企业度过冬季用电高峰也十分有利。有分析人士称，由于发改委在调价同时限制了电煤价格的涨幅，受到电价上涨和煤价下降的双重优势，预计明年电力行业的税前利润将大幅增加，其中电价上调部分增加将超过500亿，煤价下调部分增加将为164亿元左右。

　　据记者测算，今年1-10月全国发电量累计为38181.27亿千瓦时，按月平均发电量来看，则12月发电量大概为3818亿千瓦时，在煤炭价格涨幅得到控制的前提下，假设全国各类发电企业平均上网电价每千瓦时上调2.5分，今年12月份发电企业就将增加营业收入约95亿元。按照历年来的平均水平，假设2012年发电量为在前一年的基础上增长10%，则累计发电量将达到50399亿千瓦时，按上网电价上调2.5分钱计算，将给发电类企业增加约1260亿元的营业收入。除去各类税务开支，这个数字也能够达到800-900亿元左右。根据中电联的数据显示，今年1-9月份规模以上的电力生产(包括火电、水电等)企业实现的利润总额为518亿元。可见，即使按照相对保守的数据测算，明年发电企业的利润总额也极有可能因为此次调价增长到1倍左右，发电企业业绩将迎来大幅增长，这对整个行业而言无疑是件好事。

　　中国电力企业联合会统计信息部主任薛静在接受采访时也表示，此次电价上调可以弥补火电企业因电煤成本提高造成的亏损，进而提高发电意愿，暂时缓解煤电矛盾，保障全国电力供应。2.6分/千瓦时的上网电价涨幅，可以为火电企业每年增加600亿-700亿元收入。就目前来看，这次上调当月就可为火电企业减少90亿元的亏损，基本可以抵消12月份煤价同比涨幅的80%。同时可以保证1-9月火电行业总计104亿元的利润不被日渐扩大的亏损消耗掉。若煤炭价格能够如期得到抑制，2012年火电全行业受此次电价上调影响，利润将大幅增加近900亿元，电网全年利润也将增厚超500亿元，电价上调政策可使明年全年火电企业的亏损基本降低到2010年水平。

　　只能缓解压力不能扭亏增盈

　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强也表示，“这次电价上调，火电亏损情况会有所好转，暂时可以缓解目前最紧迫的电荒问题。”

　　但业内人士也指出，此次上调仅仅能够在一定程度上帮助火电企业缓解生产经营压力，但要扭亏为盈，保证发电企业正常生产不再亏损，电价上调幅度还远远不够。此次提升的电价并不能从根本上改善火电企业的盈利能力，由于上调幅度有限，也只能改善火电短期购煤现金流状况，使火电企业暂时不再处于无钱买煤的尴尬境地。

　　以此前要求上调电价声势最为浩大的山西省为例，山西省电力行业协会副会长李建伟表示，根据对该省13家重点亏损电厂的平均亏损程度核算，山西省还需要再上调每千瓦时7分到8分钱的上网电价才能使电厂达到不亏不赚的平衡状态。

　　薛静指出，2.6分钱仅能保障从现在开始火电生产经营相对2010年亏损局面不再加剧恶化，但此前的亏损则要靠各发电集团的挖潜增效和火电业务以外的综合业务利润填平。
　　节能保电一箭双雕

　　在本次价格调整中，除了上网电价之外，发改委同时还调整了对工业企业的销售电价，一方面减轻了发电企业的亏损压力，而另一方面，对抑制高耗能行业不合理电力需求、推动高耗能产业加强节能措施、促进经济结构调整，也将发挥积极作用。

　　薛静表示，销售电价上涨3分钱可以抑制工商业用户的不合理用电消费，尤其是高耗能行业的过快增长，从而促进经济结构调整和节能减排。电价上调对高耗能行业的影响，要看各行业的能源消费结构，对电耗比重大的行业影响将较为显著。但与此同时，电价成本提高后，有助于推动企业节能增效，消化成本上涨压力。

　　专家分析认为，此次电价上调将对铁合金、电解铝、氯碱、电石等产业产生较为明显的影响。以电解铝为例，目前行业内电解铝的平均耗电量为13850度/吨左右，按照每度电平均提高约3分钱计算，每吨电解铝的成本提高约415.5元左右，成本上涨2.5%左右。对于这类高耗能企业来说，这也未尝不是件好事。企业成本的上升必然能够迫使其加强能效管理，淘汰落后产能，创新技术提高度电产值，为节能保电做出贡献。

　　（中国能源报）

　　申银万国：看好火电价值回归
　　11月发电量同比增速8.5%。11年11月全国发电量3713亿千瓦时，同比增长8.5%，同比增速继续回落。全国发电量环比增速2%，其中火电发电量环比增长2%，水电发电量环比下降2%。11月水电发电量受来水量影响继续环比下行2%，同比增速自7月以来首次转正。核电11月发电量同比增速继续大幅下行至-6.7%，可见之前核电项目的延期影响仍在延续。11月火电发电量同比增速9%，低于9月、10月水平，火电和水电是11月全社会发电量增速主力。
　　11月西部省市仍是全国用电量增速主力。11月用电量同比增速前五名的省份分别是宁夏、青海、新疆、山西和海南，分别为80.4%、31.1%、28.4%、22.3%和19.8%，西部省市仍是全国用电量增速主力。
　　一、二产业用电量增速继续下降，第三产业和居民生活用电量增速上升。11年11月全社会用电量同比增长9.9%，其中三大产业用电增速分别为-2.3%、10.1%和13.1%，居民生活用电量同比增速7.8%。其中第一和第二产业用电量增速比10月大幅下滑，第三产业和居民生活用电量增速均有所回升，但由于第一产业用电量增速过小，导致全社会用电量增速比10月下滑2.4个百分点。
　　利用小时数同比增长1.9%。11年1-11月全国发电设备累积利用小时为4353，同比增长1.9%。其中火电、水电分别为4822和2871，同比增速分别为5.4%和-11.6%。
　　市场煤价继续下滑，利好火电企业。12月以来，市场煤价继续下滑，大同优混（6000大卡）价格从11月28日的900元/吨继续下滑至885元/吨，山西优混（5500大卡）的价格从11月28日的845元/吨下降至825元/吨。
　　继续看好火电企业的价值回归。我们认为对发电企业的投资逻辑已经从11月份追寻电价调整的投资机会，转换到追寻发电企业盈利拐点上来。对整个火电上市公司来讲，谨慎假设12年全年上网电价平均上涨5%，利用小时增长3.5%，装机增长13%，综合标煤价格上涨5%，整个火电上市企业12年利润增速约74%。如果按照回归到合理回报率以及合理净资产水平来测算，火电企业股价应该相比现在还有20—40%的空间。重点推荐国电电力、华能国际、申能股份、上海电力。
　　（申银万国）

　　东兴证券：火电板块投资时点已经到来

　　煤电产业链利润分配极度失衡,火电行业盈利能力已处底部区域。火电行业作为我国电力供应的主力(80%以上),每年耗煤占煤炭总产量超50%, 我国经济持续高速发展背景下,电力需求快速增长令电煤价格持续上涨。目前电煤成本占火电生产成本的70%-80%,而电价管控导致火电企业无法转嫁成本长期快速上涨带来的压力,十一五期间行业景气度持续下降,今年前三季度,火电行业亏损面超过50%,9、10单月行业陷入整体亏损。

　　火电设备平均利用小时数或已进入上升周期。火电装机增速近四年维持在8-9%的水平,明显低于火电需求增速;且由于行业景气持续低迷,火电电源投资近四年来显著负增长,未来三年火电新增装机增速将呈现持续下降趋势。由于火电装机增速持续低于火电需求,火电设备平均利用小时数近三年呈现逐年增加态势。

　　“电荒”或将加剧且有可能向“硬缺电”方式转变。与以往“电荒”起因于供应能力不能满足需求的快速增长不同,08年开始的本轮“电荒”问题出在供应机制,即煤电矛盾。火电行业在上游成本上涨无法传导而下游需求旺盛的挤压中逐渐失去扩大再生产的热情与能力,甚至连维持基本周转都开始出现困难。虽然本轮电荒未严重到03-06年的程度,但由于人为低电价未能将真实的能源供求关系与市场波动信号充分传递给终端消费者,反而为高耗能的产业技术和生活方式推波助澜,进一步加剧对能源的不合理需求,“电荒”有加剧的可能。同时,随着电力投资尤其是火电投资增速的持续下降,未来电荒有可能向“硬缺电”方式转变。

　　逆周期性凸显火电板块投资价值,火电投资时点已经到来。在经济结构调整和发展方式转型的大背景下,高耗能产业对电力和煤炭的需求增速将受到明显抑制,煤价长期上涨趋势或将得到控制,同时随着上网电价的上调, 火电行业的投资价值将得到充分体现;同时,参考我国电力行业发展历史上需求倒逼供给,危机倒逼改革的发展规律,11年连续上调电价的基础上,若12年煤电联动效果不佳,火电亏损和电荒的情况加剧,则电力机制改革有望重启,“市场煤、计划电”的困局有望加速被破解,重点推荐华能国际,国电电力和内蒙华电。

　　安信证券:火电板块有望“领先大市”

　　观察2011年9月份及10月份的用电量数据，发现用电量增速发生了明显的下滑，两个月的单月环比增速远低于近6年的平均水平。若剔除去年基数较低影响，则今年9月、10月份用电量增速仅5.6%和5.3%，增速放缓明显。最新数据显示，11月发电量增速由10月份的9.3%回落至8.5%，这数据再创年内新低。

　　安信证券分析认为，用电量增速放缓的原因在于经济结构转型的加速，主要表现在四大高耗能行业用电量增速下降和沿海经济发达地区用电量增速下降，西部高耗能区域用电量增速上升明显。若此现象延续下去，预计2012年用电量增速将仅为9%，未来将逐步下降至8%甚至更低。

　　未来煤炭价格增速有望放缓

　　今年煤炭价格延续了一贯的上升趋势，主要来自于下游需求的旺盛，但是安信证券预计未来煤炭需求增速将逐渐减弱，主要来自于电力行业、化工、钢铁和水泥等耗煤量增速的下降。海外市场煤炭价格的逐步下跌促使净进口量不断上升，伴随着我国陕西、内蒙和新疆等地区煤炭供给逐渐加大，安信证券预计未来煤炭需求严重大于供给的情况将得到反转，自2002年以来的煤炭价格大幅上升的趋势有望被终结。

　　电力行业盈利能力有望提升

　　仅仅通过上调电价来改善火电行业基本面已经很难行通，安信证券猜测本次电价上调后随即限制煤炭价格即是为了防止电煤价格随之大涨。安信证券认为随着用电量需求及下游高耗煤炭行业增速的快速下降，煤炭的需求面将呈现快速下降趋势，煤炭行业自2002年以来的快速增长态势有望被终结，对于火电行业来说，一旦煤价能够走稳甚至下降，通过本次上调电价，其基本面将得到很大改善。

　　需要指出的是，在通胀压力如此大的背景下，国家两次上调电价，意味着相关决策部门已经开始认识到电力行业存在非常大的问题。如果明年煤炭价格未能得到很好控制，火电行业亏损进一步加剧，安信证券预计电价可能会再度上涨，直到发电公司的盈利能力逐步恢复到正常水平。

　　电力机制改革有望重启

　　我国的电力体制改革自2002年至今，仅仅实现了发电端的拆分和部分市场竞争，其余环节进展缓慢。安信证券猜测政府换届后改革有望得到进一步推动，届时 “市场煤、计划电”的困境将有望被打破。

　　总体来说，一方面，随着经济结构转型，安信证券预计未来电力需求增速将下降一个台阶，电煤需求增速随之下降，连同高耗能行业增速的下降，未来煤炭需求增速下降明显，煤价上涨趋势有望得到一定缓解；若未来煤炭价格能够得到一定控制，本次上调电价将极大改善行业基本面；另一方面，从估值角度，目前“电力行业PB/大盘PB”的比值在0.83左右，具有较高的安全边际。在目前这种较弱的市场环境下，安信证券认为安全边际较高、基本面即将触底回升的电力行业获得超额收益的可能性较大，因此安信证券维持行业 “领先大市-A”的投资评级。

　　重点推荐三类公司

　　为了避免对于煤炭价格预期过于乐观，安信证券假定明年煤炭价格分别上涨2%和5%两种情况进行盈利预测测算，综合考虑本次电价上调后，重点推荐以下几类公司：第一类，沿海地区煤炭需求增速下降和进口煤炭大幅增加，所以安信证券认为沿海地区煤炭价格上涨空间不大，由此看好沿海地区电厂比重较大的公司，如华能国际（600011，收盘价5.03元）、粤电力（000539，收盘价5.13元）、上海电力（600021，收盘价4.55元）、大唐发电（601991，收盘价4.73元）等；第二类，有资产注入预期的公司，如内蒙华电（600863，收盘价8.03元）、京能热电（600578，收盘价6.80元）、黔源电力（002039，收盘价13.57元）等；第三类，非电业务贡献业绩，如大唐发电（601991，收盘价4.73元）等。

　　不过，如果明年电煤价格大幅上涨或用电量增速高于预期的情况出现，一切都需要重新评估。

　　平安证券：火电可以乐观一点(荐股)

　　事项：

　　发改委出台综合措施对电价和煤价进行调控。具体方案包括：火电上网电价平均上调2.6分/度。销售电价平均上调3分/度，可再生能源附加上调0.4分/度至0.8分/度，脱硝电价为0.8分/度。合同煤价涨幅控制在5%；北方港口5500大卡平仓价控制在800元/吨；铁路直达和公路运输交易价格不得高于2011年4月底结算价格。

　　主要观点：

　　1. 用发展的眼光看待调控方案，限价效果值得期待！此次方案以“综合措施”出现，同时考虑了上网电价、销售电价、居民销售电价、煤价、脱硝电价、可再生能源电价附加等多个问题，表明政府以全面的态度郑重地思考了当前国内能源形势，重视态度可见一斑。

　　2. 调控方向发生改变，煤电联动市场化转向煤价计划。市场之前一直期待的煤电联动常规化市场化思路，可能已暂被搁置。政府转而以计划手段控制煤价。或许这是场倒退，但显然政府已经对倒退的合理性和可行性进行了充分的考虑。表现为政府充分考虑了煤炭企业获取合理利润的能力、此次限价没有期限、监督处罚措施更为严格、更强调增加市场供应。总体上我们认为此次综合措施的出台，有望在相当一段时间内维持电价和煤价的稳定。最终可能以煤炭供给如期增加，煤价稳定甚至下跌而告终。若此则是一个圆满结局。

　　3. 火电盈利恢复，估值有望提升。2011年总共上调上网电价三次，全国平均累计上调幅度为3.8分/度左右，大约覆盖91元/吨的煤价（5500大卡），可以覆盖今年的煤价涨幅，但距2009年还有较大差距。刜步测算60万千瓦机组2012年主营利润将较2011年增长100%左右，较2010年增长40%左右，较2009年下滑20%左右。龙头企业ROE有望恢复至8%左右的水平，对应20倍PE，可以给予1.6倍左右的PB。目前优质火电龙头的PB基本在1.2到1.4倍之间，距离合理估值仍有15%-30%左右的空间。

　　4. 火电可以乐观一点，上调华能国际和申能股份投资评级至“强烈推荐”。我们认为火电行业在未来一年跑赢市场的概率很大，获得绝对收益的概率也较大，维持“推荐”评级。个股方面，首选低估值的稳健品种，包括华能国际和申能股份等。基于行业基本面发生的积极变化，我们将华能国际和申能股份的投资评级由“推荐”上调为“强烈推荐”。另外，建议投资者密切关注有资产注入预期的主题品种，如京能热电。

　　（平安证券研究所）

　　国电电力:上调电价,提升业绩,加快转型,即将收获

　　类别：公司研究 机构：招商证券股份有限公司 研究员：彭全刚 日期：2011-12-26

　　事件:

　　近期,我们通过招商证券策略会,对公司经营情况、战略发展以及产业布局等事项进行了交流。受益于发改委对火电上网电价的调整以及公司规模的快速扩张,公司2012年业绩将大幅提升,未来大量优质资产投产,公司进入收获期,我们维持“强烈推荐”投资评级,目标价3.0~3.3元

　　华能国际:三季度业绩加速下滑

　　类别：公司研究 机构：天相投资顾问有限公司 研究员：车玺 日期：2011-11-07

　　2011年1-9月,公司实现营业收入998亿元,同比增长30%;营业利润17亿元,同比减少54%;实现归属于母公司净利润14亿元,同比下降55%;摊薄每股收益0.10元。其中,三季度实现营业收入358亿元,同比增长28%;营业利润1.7亿元,同比减少87%;实现归属于母公司净利润2.3亿元,同比下降79%,摊薄每股收益0.02元。业绩符合预期。

　　新增发电容量及产能利用率提升促营收大幅增长:2011年1-9月,公司中国境内并表电厂累计完成发电量2364亿千瓦时,同比增长24%,发电量增速较上半年降低4个百分点,电力发电量及实现营业收入大幅增长主要归因于两方面因素:1)新增发电容量贡献。

　　去年下半年以来,公司有多台新机组投产发电,并完成了对滇东能源公司(3600MW)和沾化热电(330MW)的收购,公司市场份额有所增加,控股装机容量同比增长8%;2)公司现有火电机组产能利用率提升。公司火电机组多在东南沿海地区(华东、华南火电权益容量比重接近五成),前三季度华东、华中地区电力需求旺盛,粗略测算,本期公司控股火电机组可比利用小时为4200小时,同比增长15%,产能利用率获较大提升。

　　煤价上涨致主业盈利能力继续下降:公司是国内最大的纯火电上市公司,业绩对煤价的弹性较高。前三季度,公司入炉电煤价格涨幅较大,导致公司电力主业盈利能力继续下降,电力业务毛利率同比减少2个百分点至9%。发改委4月和6月对火电机组的两次电价上调对华北、华中部分省市上调幅度较高,公司近一半火电机组分布在华东和南方地区,此次电价上调对公司火电综合上网电价提升幅度较小,仅补偿了电煤价格的部分涨幅,三季度公司电力毛利率进一步下降,环比上半年减少2个百分点。预计四季度煤价或重启涨势,不考虑电价上调,公司发电业务盈利能力有下滑风险。

　　三季度业绩降幅扩大:前三季度,电力主业盈利能力减弱致使公司业绩大幅下降55%,降幅较上半年增加13个百分点。主要是三季度主业盈利能力下滑拖累了公司业绩,净利润同比降幅有所扩大。从盈利结构看,营业外净收入以及投资收益的比重提升,主业利润比重下降。其中,营业外净收入同比增长42%,占利润总额的比重环比上半年上升12个百分点至24%。本期投资收益同比下降1%,占利润总额的比重环比上半年增加4个百分点至27%。庞大的火电装机规模增加了公司通过调整电源结构改善主业盈利的难度,未来业绩提升需要依靠火电业务盈利能力的实质改善,短期可寄望于上网电价的上调,长期关注电力体制改革的进展。

　　维持“增持”评级:预计公司2011、2012年EPS分别为0.19元和0.27元,以10月26日收盘价4.22元计算,对应的动态市盈率分别为22倍和16倍,四季度公司火电机组覆盖地区上网电价存上调预期,公司盈利能力或得到大幅改善,维持“增持”评级。

　　风险提示:煤价超预期上涨;加息致公司财务费用增加。

　　申能股份:传统业务平稳发展,类似合同能源管理的申能能源科技值得期待

　　类别：公司研究 机构：申银万国证券股份有限公司 研究员：余海 日期：2011-06-08

　　公司发电量受益于自身低煤耗及三峡电的减少。公司供电煤耗仅301克/千瓦时,远低于全国342克/千瓦时的平均水平(在主流发电企业中,煤耗水平也是最低的),在优先调度方面占有明显优势。2011年一季度上海地区用电量增速约9%,而由于三峡地区来水偏枯,导致一季度少送电量约3亿千瓦时,按照过往三峡电分布比例,我们预计二季度少送电量将超过5亿千瓦时。公司控股电厂发电量占上海电量比例约28%,将受益于三峡电的减少。

　　公司发电机组利用小时上升幅度依然超出当地平均水平。公司一季度利用小时1582小时,同比上涨3.7%,远高于上海发电机组平均的1329小时(其中外二、外三利用小时相对较高,外二1650小时,外三1700小时),预计全年上海地区利用小时上升3%,公司上升约5%。公司发电机组利用小时从绝对数和上升幅度方面都超出当地平均水平。

　　石油天然气方面有望得以突破。公司2010年生产原油8.3万吨,生产天然气3.3亿方,实现净利润3.42亿元。管网公司天然气供应量44.9亿方,同比增长34%。对于2011年预计原油和天然气基本平稳,管网天然气供应量可达到55亿立方,增长22%,保守测算未来三年有望年均增长20%以上。值得关注的是在新的油气开发方面,石油天然气公司通过PH11井钻探,获较大油气发现,初步探明该区域新增天然气储量50亿立方以上,新增原油储量130万吨以上,新增凝析油储量80万吨以上,按照勘探情况,我们预计未来仍将会有新的发现。

　　类似合同能源管理的申能能源科技有限公司有望成为新的利润增长点,值得重点关注。能源科技公司主要参照合同能源管理等方式,通过签订节能服务合同,为客户提供等一整套的节能优化解决方案服务。并从为客户进行节能优化服务所获得的节能效益中收回投资和取得利润。近期主要在系统企业内开展技术推广,之后逐步向本地其他机组、华东乃至国内外进行技术推广。我们认为能源科技公司在国内外火电机组的节能改造及开发阶段拥有较为广阔的市场前景,有望发展成为公司新的利润增长点,值得重点关注。

　　维持“增持”评级。在假设2011—2013年利用小时分别同比上升5%、4%、4%;燃煤综合价格平均上涨9%、2%、2%;原油和天然气暂时维持目前水平,管网供气量年均增长20%的情况下,在不考虑其他额外的任何收益情况下,保守测算公司2011—2013EPS分别为0.41、0.43、0.48元,对应的P/E水平为19、18、16倍。基于公司设立的合同能源管理企业将带来新的利润增长点,以及在石油天然气方面可能的突破,维持“增持”评级。

　　上海电力:煤电经营业绩下滑,期待优质核电资产

　　类别：公司研究 机构：长江证券股份有限公司 研究员：葛军 日期：2011-10-31

　　维持“谨慎推荐”评级

　　公司在面临电煤价格高位运行煤电资产盈利能力大幅减弱的情况下,通过控股股东注入优质核电资产改善电源结构,相关核电资产按正常年份预计可为公司带来每年约8亿元的净利润。结合公司现有业务的经营情况,我们预计公司2011-2013年EPS 分别为0.16元,0.24元和0.27元,对应的PE 分别为30.18倍,20.13倍和17.89倍,维持“谨慎推荐”评级。

　　内蒙华电点评:成长空间广阔的优质火电龙头

　　类别：公司研究 机构：万联证券有限责任公司 研究员：宋颖 日期：2012-01-05

　　盈利预测与投资建议:考虑到公司目前建设项目的投产周期,假定其定增在2012年完成,预计2011-2013年公司EPS分别为0.36、0.45和0.56元,对应当前股价PE分别为23倍、18倍、15倍,给予“买入”评级。

　　风险提示:煤炭价格上涨超预期;魏家峁煤矿相关项目获批进度低于预期。

　　龙源技术:《火电厂大气污染物排放标准》正式执行

　　类别：公司研究 机构：国联证券股份有限公司 研究员：赵心 日期：2012-01-05

　　点评:

　　火电脱硝迎来历史性发展机遇。自该标准实施之日起,对燃煤锅炉的氮氧化物排放限值控制在100mg/m3,除了2003年12月31日前建成投产的锅炉、W型火焰炉膛锅炉、现有循环流化床锅炉采取200mg/m3的排放限值,对重点地区的火力发电锅炉氮氧化物排放限值控制在100mg/m3,这项标准可以达到甚至超过发达国家的排放标准,具体可见行业报告《大气污染防治势在必行,剑指火电脱硝》。

　　低氮燃烧设备改造市场空间巨大。截止2010年,我国火电装机容量约为7.07亿千瓦,按国家发改委能源局网站公布的最近三年批准的火电建设项目平均单台装机容量42.72万千瓦计算,需要改造的低氮燃烧系统约1654台,以1100万元/套计算,市场空间为182亿元左右,龙源技术的市场份额有望占到一半以上,市场空间巨大。

　　公司的等离子低氮燃烧技术实现了新的跨越。公司的等离子低氮燃烧技术相对于传统的低氮燃烧技术而言,技术优势非常明显,主要体现在:一是脱硝效率高。各种传统低NOx燃烧技术降低烟气排放浓度只能达到400mg/m3左右,等离子双尺度低氮燃烧技术可达到100-200mg/m3甚至更低。二是有效降低成本。等离子低氮燃烧技术仅通过炉内低氮燃烧改造,即可达到国家环保最新的排放标准,当要求更高的脱硝率时,可有效降低后端脱硝成本,优势显著。三是节油经济、防结焦结渣。等离子煤粉点火技术实现无油点火、无油启停,可以节约大量的锅炉启动用油,而且不存在炉膛结焦和过热器结渣等现象。600MW机组冷态启动一次大约需要的用油量500-700吨,平均每台机组每年点火及助燃约为2000吨,每年燃油费用1100万元,节能效果显著。四是煤种适应性增强。目前电厂70%采用的是烟煤和褐煤,对于烟煤和褐煤而言,等离子低氮燃烧技术可以实现150-200mg/m3的排放浓度,对于贫煤、劣质煤等其他煤种,可以达到300mg/m3的排放标准。五是不断进行技术升级改造。公司对技术的升级改造方向集中于对燃烧器进行改造,进一步降低排放浓度、提高锅炉的燃烧效率。

　　维持对公司“谨慎推荐”的评级。预计公司2011年、2012年、2013年每股收益分别为1.09元、1.95元和2.55元,未来三年年复合增长率52.95%。从当前公司的估值水平看,以2012年1月4日收盘价49元计算,对应2012年的动态PE为25倍,维持“谨慎推荐”评级。

　　风险提示:等离子低氮燃烧产品的业绩贡献不达预期的风险;存在竞争对手进入的风险。

　　粤电力A:定向增发方案优化,电价上调业绩提升

　　类别：公司研究 机构：招商证券股份有限公司 研究员：彭全刚 日期：2011-12-26

　　定向增发重新启动,方案有所优化。公司上一次提出的定向增发方案被否的主要原因是:(1)重组未能彻底解决同业竞争问题;(2)重组后关联交易依然存在;(3)没有合理的解决管理交易的措施。针对重组委提出的问题,粤电力对重组方案进行了修订,并再次启动重组。主要的修改内容为:(1)增加了资产注入的规模,收购盈利能力更强的优质项目;(2)对承诺进行修改和完善;(3)收购燃料公司股权,将粤电力与集团的持股比例提高到50%对50%。

　　煤价上涨拉低业绩,电价上调增厚利润。公司一季度标煤单价890~900元/吨,二季度标煤单价900元/吨,三季度标煤单价920~930元/吨,四季度煤价略有下降,幅度不大。由于煤价上涨,四季度公司基本上出于微利状态。受12月1日电价上调影响,预计增加2012年净利润约4.3亿元,不考虑股本摊薄,能够对提升每股收益0.15元。

　　煤炭来源和比重。公司所用电煤由集团燃料公司统一采购,合同煤比例为30%~40%,兑现率较好,主要来自于神华、中煤和伊泰。燃料公司采购的进口煤占20%左右,主要是印尼煤,含水量较多,国内市场煤比例为40%-50%。进口煤的价格走势跟秦皇岛煤价走势一致。

　　前期项目储备丰富,在建项目投产在即。公司现在主要的在建和前期项目有惠来靖海两台100万千瓦火电机组、红海湾2台66万千瓦燃煤机组、湛江中粤2台60万千瓦油改煤项目、梅县上大压下2台60万千瓦燃煤机组、韶关扩建2台60万千瓦燃煤机组、茂名扩建1台60万千瓦燃煤机组。这些项目集中在2012~2015年投产,保证公司未来的成长性。

　　收购机组质量优良,有力提升公司盈利。公司本次收购集团持有的:1)广前电力60%股权;2)惠州天然气发电35%股权;3)广东粤电石碑山风电40%股权;4)广东惠州平海发电45%股权;5)广东红海湾发电40%股权;6)广东国华粤电台山发电20%股权;7、广东省电力工业燃料有限公司15%股权。这些都是盈利能力非常强的项目,将有力提升公司盈利。

　　上调至“强烈推荐-A”投资评级:我们预测公司重组完成前2011~2013年每股收益为0.18、0.35、0.39元;重组完成后2011~2013年每股收益为0.18、0.40、0.45,对应PE 为29、13、11倍,具有安全边际。上调评级至“强烈推荐-A”,目标价6.0~6.5元。

　　大唐发电:最受益于天然气大发展的投资标的

　　类别：公司研究 机构：中国银河证券股份有限公司 研究员：裘孝锋，邹序元，王强 日期：2012-01-05

　　火电复苏、天然气大发展。公司立足发电业务,积极向上游争取煤炭资源,并利用煤炭资源大力开拓煤制天然气业务。公司的战略布局即将进入收获期,在“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动下,2012-2015年公司业绩有望持续爆发。

　　近看火电:火电行业孕育着趋势性回升。上网电价上调、煤价回落、“煤-电产业”再平衡是推动火电行业盈利能力回升的三大理由。

　　公司火电业务弹性大。公司以火电业务为主,具有明显的规模优势、区位优势和煤炭控制力强的优势,可以充分享受高电价、高利用率、低煤价带来的收益。

　　远看天然气:我国天然气迎来量价齐升的大发展时期,低成本气源公司有望享受超额收益。到2015年我国天然气消费量将达到2600亿方左右,天然气“市场净回值”定价将使低成本气源有望享受超额收益。

　　公司是最受益于天然气大发展的投资标的。克旗和阜新两个年产40亿立方煤制天然气今年6月开始分期逐步投产,保守估计完全达产后贡献业绩0.45元。两个项目的优势是:天然气“市场净回值”定价改革启动,公司拥有锁定低成本气源而受益最大;两项目具有生产地贴近消费地的优势(克旗供应北京;阜新供应沈阳及周边),自建管道通吃高气价;原料来自公司控股的胜利东二煤矿,生产成本低。

　　持续成长性和资源禀赋突出,估值低。“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动公司业绩持续爆发,我们预计2011-2015年公司的每股收益分别为0.11元、0.34元、0.5元、0.74元和0.93元,目前对应2013年的动态市盈率为10倍。公司是最受益于国内天然气大发展的投资标的, 我们给予“推荐”的投资评级。

　　主要风险因素:

　　(1)煤炭成本上涨超预期;

　　(2)煤化工项目推迟投产。

　　黔源电力:水电出力不足致使公司业绩大幅下降

　　类别：公司研究 机构：天相投资顾问有限公司 研究员：车玺 日期：2011-10-31

　　2011年1-9月,公司实现营业收入8.90亿元,同比减少20.7%;营业利润3821万元,同比减少73.1%;归属于母公司净利润1172万元,同比减少78.9%;实现全面摊薄每股收益0.058元。

　　电站所在流域来水骤降致使水电出力不足:公司为区域性纯水电上市公司,直属水电站全部分布与贵州省境内。上半年公司水电站所在流域来水情况好于去年同期,自6月下旬以来,贵州地区持续高温少雨,整个汛期省内大部分地区发生重度旱情,公司所属电站流域降雨量较常年同期偏少6-8成,发电量急剧减少。2011年1-9月份,公司累计完成发电量35.21亿千瓦时,比上年同期减少10.04亿千瓦时,减幅22.2%,营业收入同比减少20.7%(其中第三季度营业收入同比减少71.2%)。虽然董菁电站3、4号机组(2*220MW)2010下半年投产使得报告期内公司电力产能同比提升22%;同时贵州省今年四月上调省内水电站上网电价(每千瓦时提高0.3分钱),但仍不能减缓营业收入下降的趋势。

　　三季度业绩大幅下滑:2011年7-9月份,公司电力主业毛利率较上年同期减少24个百分点,主要是由于营业收入大幅减少的原因,致使归属于母公司净利润同比减少78.9%,业绩大幅下滑。整个报告期内电力主业毛利率较上年同期增加2个百分点,主要是由于营业成本同比减少24.3%(变更固定资产折旧方法,折旧费同比减少29.7%)。此次折旧方法的变更将降低电站来水变化对公司业绩的冲击,降低公司损益表净利润波动风险,对公司全年业绩无实质影响。另外,公司控股子公司北盘江公司开发的光照、董菁电站第三季度获得基本建设贷款财政贴息资金4038万元,预计增加归属于母公司净利润2059.38万元。

　　成长性出色:作为华电集团在贵州省内唯一的水电上市公司,未来存在华电集团旗下乌江水电公司资产注入预期。目前公司的装机容量为247万千瓦,乌江公司权益装机容量为公司的4.9倍,且多为成熟水电资产,如成功注入将使公司装机规模和盈利能力得到大幅提升。同时,公司在建及储备水电项目较丰富,预计2013年有33万千瓦机组投产,将提升公司权益装机规模22%。值得注意的是,董菁电站投产后公司经调整后的总资本报酬率有较大幅度提高,基本已上升至水电行业合理回报率水平。但公司负债率较高,较大比重的固定利息支出将增加公司业绩季度间大幅波动的风险。同时,在目前煤价上涨,电源端投资降低的情况下,电价上涨是大概率事件,将增厚公司利润。未来随着在建项目规模的缩小及投产机组贷款的逐步偿还,公司业绩将进入上升通道,未来发展可期。

　　盈利预测与评级:预计公司2011年和2012年EPS分别为-0.39元和0.76元,以2011年10月20日收盘价13.40元计算,2012年动态PE为18倍,鉴于目前公司业绩下降,下调公司评级,给予公司“增持评级”。

　　风险提示:来水量的不确定性;资产注入的不确定性。

　　京能热电:新电厂盈利较弱外延增长空间广阔

　　类别：公司研究 机构：中银国际证券有限责任公司 研究员：沈涛 日期：2011-11-18

　　在建电厂年底投产,装机容量增加33%。公司现有运营电厂3个,装机容量178万千瓦;在建电厂1个,装机容量60万千瓦(2011年底投产)。我们预计上述个电厂的稳态发电量为125亿吨,较2011年增加39%。

　　石景山电厂及参股矿为主要利润来源。2011年上半年,87%的净利润来自石景山热电;30%的净利润来自参股矿酸刺沟煤矿(1,200万吨/年产能)。石景山热电及酸刺沟煤矿的经营稳定,为公司的主要业绩来源。

　　新电厂增产不增利。京泰发电和京科发电分别于2010年4和5月投产。京泰发电为酸刺沟煤矿的坑口电厂,燃煤成本低,但上网电价也低,盈利能力一般;京科发电主要输往辽宁,辽宁省新增电力需求较弱。京科发电缺乏稳定的大需求客户,发电利用小时不足导致亏损。短期内,我们预计两个电厂的盈利能力提升空间不大。

　　京能集团承诺3年内注入煤电业务。2010年9月,实际控制人京能集团承诺力争用3年左右时间,将京能集团煤电资产及燃煤热力项目注入上市公司。2010年,京能集团(含上市公司)净利润14.2亿元,为上市公司的5.2倍;控股装机容量887万千瓦,为上市公司的5倍。

　　即将进入增发解禁期,目前股价低于增发价。公司2010年底,以发行价格9.92元(除权后折算8.27元),定向增发8,266万股。新增股票将于2011年12月30日解禁,目前股价低于增发价格。

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