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“电荒”愈演愈烈 缓解煤电矛盾需釜底抽薪
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作者:
竹林山人
時間:
2011-9-13 21:19
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“电荒”愈演愈烈 缓解煤电矛盾需釜底抽薪
年年“电荒”今仍荒
近年来，各地“电荒”年年不断，今年更是来得早去得晚，大有愈演愈烈之势。国家电网公司称，这是从2004年大缺电之后最困难的一年。近期，广西遭遇20年来最严峻的缺电困境，上千家企业被迫关闭。除广西外，贵州、广东、云南、海南等南方各省均出现电力紧张局面，其中广西、贵州宣布进入最高缺电级别的一级红色预警状态。据统计，目前南方电网最大错峰负荷已达1120万千瓦，除海南省外，各省区均出现错峰限电情况。预计三季度南方电网总体缺电8%以上，个别地区缺电20%以上。
今夏以来，我国南方出现大范围高温天气，部分地区旱情加剧。据南方电网公司8月31日发布的通告，因西南地区旱情加剧，南方五省区供电全面告急，全网电力缺口已近15%。缺水、缺煤，加上连续亏损，致使南方部分电厂陷入无煤发电或停发状态。
据中国国电集团公司有关负责人反映，目前，国电集团已有多家火电企业上网电价不足以弥补发电单位变动成本，出现越发越赔的价格扭曲现象。中国电力企业联合会统计调查显示，今年前7月华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团公司电力业务合计亏损74.6亿元。其中，7月份电力业务亏损9.8亿元，环比增亏1.8亿元。
煤电矛盾是表象
从表象来看，今年的局部“电荒”来得早，一方面是一些地区产能急速提升的结果，钢材、建材、有色金属等高耗能产业的大量上马是直接诱因；另一方面是因为今年南方大旱，水资源短缺让水电无法发挥效能。但业内分析认为，今年部分地区“电荒”从季节性缺电演变成全年缺电，从南方电荒蔓延到全国大部分地区，其真正的罪魁祸首在于电厂“煤荒”。
但电厂“煤荒”不等于市场“煤荒”。业内认为，“市场煤”与“计划电”的体制性矛盾仍是此轮“电荒”的根源所在。
当前，煤炭价格已超过以往任何年份。2011年以来，国电集团入炉综合标煤单价均在每吨700元以上高位运行。据统计，在上半年集团公司82家火电企业中，入炉综合标煤单价在每吨900元以上的有12家，其中有4家更是在千元以上。
自2004年以来，我国煤炭价格一路攀升，为保证电力企业不因煤价上涨过快导致其成本上涨而亏损，煤电联动机制应运而生，但实际上并未真正联动起来。过快上涨的煤价让电价完全跟不上步伐，“市场煤”和“计划电”的矛盾越来越大。2008年开始，煤电联动政策实际上被临时性的电价调整所取代，但这种临时性措施并未从根本上解决目前的煤电困局。
煤电本来是上下游相互依存关系，双方并无本质上的矛盾。但因为电价有管制，价格传导机制没有理顺，使得因煤价上升带来的成本增加不能顺利传导到下游产业。
多措并举破“电荒”
煤炭和电力是我国重要的基础能源类产业，当前的电煤矛盾已进入到关键期，必须从战略全局的角度来加以平衡，采取短期与长期措施加以综合解决。从长期来看，仍要继续推进电力体制改革，而从短期来看须从以下三方面加以解决：
一是探索煤电一体化路径。尽管目前国内煤炭资源已基本被各大煤炭集团瓜分完毕，但一些发电企业还是进行了煤电一体化探索，并取得一定成效。近期，多家煤炭企业和电力企业陆续发布了2011年中报，受益于一体化整合，煤炭企业的发电业务和电力企业的煤炭业务都大幅增长。国投电力上半年实现营业收入96.08亿元，同比增长26.75%；煤炭业务实现营业收入11.36亿元，同比增长77.66%。煤炭专家李朝林认为，煤、电整合之后，原来一个行业的利润变成煤炭和电力两个行业的利润，对改变市场垄断有一定积极作用。
二是继续实施煤电联动政策。目前，煤电联动机制是国家采取市场手段理顺煤电矛盾的重要措施，在电价体制改革尚未到位，竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。业内建议，当前应及时落实和完善煤电联动机制，以平衡煤电双方利益。如果上调电价难度较大，可以对煤价采取一定的限价措施。山东煤炭运销协会顾问李继会说：“煤矿方面也希望启动煤电联动政策，电价涨了，电力企业有钱了，谈判就好谈了，付款也就会及时了。”
三是加快特高压网络建设。在我国“十二五”规划中，特别指出将在全国建成华北-华中-华东、东北、西北和南方四大区域电网，在四大区域电网之间建设特高压直流输电线路，而在“三华”区域电网内部建设“三纵三横”的特高压交流网架。业内预计，这一规划的实施，将在很大程度上解决全国煤电资源分布不均的现象，有利于缓解当前的煤电矛盾。目前，跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张发挥了重要作用。上半年，全国跨区送电量完成725亿千瓦时，同比增长22.8%。(记者吕福明)
山西13火电厂联名上书：亏损加剧 煤炭库存告急
杨柳晗 每日经济新闻
近日有媒体曝出，山西省有13家火电厂联名上书，称煤炭价格过高，电厂亏损严重，煤炭库存下降，没钱买煤。昨日(9月5日)，《每日经济新闻》记者在对上述传闻进行调查时从山西电煤信息网获悉，山西漳山发电有限责任公司牵头山西省中南部13家火电厂，确曾在上周发起了此次联名上书。这份联名信直接递交给了山西省电力行业协会，并请求支援。
逾八成电厂存煤低于警戒线
业界人士指出，缺煤并不是没有煤，而是电厂买不起煤炭。
国电太原第一热电厂计划营销部刘同(化名)对《每日经济新闻》表示：“电厂一直亏损严重，2008年开始就靠母公司国电集团输血维持。”
据了解，国电太原第一热电厂负债率达146%。该电厂2010年亏损4亿元以上，2011年1~7月亏损达到2.31亿元，其日常运营严重依赖集团公司的“帮扶”。
据记者了解，这13家火电企业主要集中在山西省中南部地区。其中，存煤不足一天的有漳泽、武乡；不足5天的有太二、漳山、运城、蒲州电厂，存煤处于警戒线以下的有10家电厂，占83.33%。
大唐太原第二热电厂也出现了类似的严重亏损。该电厂负债率高达160%，月亏损达到3200余万元，很大程度上依靠母公司救助维持日常运转，目前只有五六天的存煤量。
该厂计划营销部一负责人告诉记者，现在依然盛行“计划电、市场煤”，随着煤炭价格逐年上涨，煤电差价也在扩大，这是电厂普遍亏损的主要原因。
漳泽电力半年报数据显示，上半年公司净利润为亏损3.15亿元，较上年同期增加亏损117.65%。今年上半年，漳泽电力入厂标煤单价同比上涨90元/吨，涨幅高达14.2%，与此相对应的是，燃料成本占到了发电成本的80%以上。公司因标煤单价上涨影响利润同比减少2.21亿元。公司指出，亏损的主要原因是因为煤炭价格同比大幅上升，主营业务成本增加。公司预测，2011年第三季度仍会出现亏损，预计累计归属母公司的净利润为-5.5亿元。
据统计，山西13家发电厂1到7月份累计亏损23.05亿元，拖欠燃料款29.94亿元。
拉闸限电或再度出现
“如果亏损加剧，发电企业偿债能力将明显削弱，融资难度不断加大，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。”中电联统计信息部一工作人员告诉《每日经济新闻》记者。
统计数据显示，仅1~7月份，山西省13家电厂电煤生产消耗量2090万吨，而采购量只有2067万吨，消耗量超出采购量23万吨，现有电煤库存量一直在急速下降。
记者获悉，大秦线于9月中下旬开始例行检修，这将会加剧当前市场的紧张气氛。8月下旬以来，山西省一些主要煤炭产区的煤炭市场供应偏紧，一些地区的煤炭价格已提高了30元/吨左右。
“现在每天的进煤量已经不能满足当天的需求，随着天气渐冷，用煤量还会不断增加，如果煤炭价格上涨太多太快，那么拉闸限电的情况也许会再度出现。”刘同告诉记者。
山西省电力行业协会副理事长李建伟认为，尽管山西省是产煤大省，但全省的电煤仍有40%要靠外调，电力企业流动资金短缺买不起煤是存煤下降的主要原因。
“煤价上涨幅度一直高于上网电价的涨幅，这使得发电企业亏损不断加剧。2011年山西电价微幅上调，但远远赶不上煤碳价格的持续上涨幅度。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对此表示。
【券商视点】
平安证券：二季度盈利恢复同比增长 期待电价再次上调
二季度净利环比大增归因于电价上调
二季度火电行业收入较一季度环比增长的主要原因在于电量小幅增长和电价小幅提高。二季度火电行业毛利率环比提高2.23个百分点，主要贡献因素为电价的提升。从煤价来看，2季度秦皇岛煤价均值较1季度上涨34元/吨左右，涨幅约为4.55%。考虑到电量的增长，初步估算火电行业燃料成本约增加7.6%左右。假设燃料成本约占主营成本的70%左右，则燃料成本的增加约贡献主营成本环比增加5.4%左右。而电价和电量的增长共同贡献火电行业收入增长8.6%左右。两者综合，火电行业毛利率得到较大幅度的提高。
? 二季度毛利率同比持平，收入保持较高增速
电价上调后，二季度火电盈利能力明显提升，与去年同期相比略有下滑。但在收购等规模扩张手段的刺激下，二季度净利规模较去年同期增长20%左右。然而与8%的合理ROE水平相比，二季度单季1.35%的ROE还有较大的差距。
? 区域贫富不均继续得到扭转
2011 年的电价调整继续2009 年的思路，即继续照顾亏损及低盈利区域，如山西、山东等区域；而盈利较高区域如广东、上海、北京等区域电价调幅则居末。但区域的盈利差异仍然明显。从二季度单季毛利率来看，东部沿海区域仍然处于全国较高水平，而山西、湖南等地仍然处在较低水平。
? 三季度盈利有望环比持平
三季度利用小时有望略高于二季度；秦皇岛三季度煤价均价较二季度均价上涨10 元/吨左右，沿海运价均价较二季度下滑9 元/吨左右；整体电价水平将较二季度有所提高。因此不考虑2010 年电价追溯调整因素影响，火电三季度盈利有望较二季度有所增长。
? 估值创新低，期待电价再次上调
目前从整个 A 股市场来看，火电公司的估值水平并不具备较强的吸引力。但若考虑到电价再次上调的因素，我们认为部分公司已经具备了较强的投资价值。公司方面，建议关注估值水平较低的优质公司，包括申能股份、深圳能源、国电电力、华能国际等。（平安证券）
东海证券：专用设备制造业：火电脱硝市场即将启动
政策推动，具备“天时”
到“十二五”末，除部分机组将要关停外，基本上所有燃煤电厂全部要配套脱硫装置，脱硫装机比例接近100%，“十二五”末脱硝装机比例也将达到100%。
燃煤机组装机容量不断增长，为“地利”
我国的能源结构决定了在今后相当长的时间燃煤机组装机容量仍将不断增长。虽然今后五年内每年的煤电发电机组装机容量增速将减小，但煤电的总发电量还是呈现增长态势，所以煤电发展仍旧有空间。
对环境要求不断提高，烟气脱硝技术成熟、路线明确，具备“人和”我国现阶段的酸雨形成已经由二氧化硫向氮氧化物转化，氮氧化物的治理工作将成为大气污染治理的“十二五”工作重点，而火电脱硝又是氮氧化物的治理工作的重中之重。烟气脱硝技术以其较高的脱除率，是发展的主要趋势，低氮燃烧+SCR”联合脱硝的方式将是主流技术。
静待脱硝市场启动的“东风”
年内有望出台的《火电厂大气污染物排放标准》和火电烟气脱硝电价补贴政策方案将成为触发火电脱硝行业出现爆发式增长的“导火索”。若我国于2011 年通过 200mg/Nm3 的氮氧化物排放新标准，那么在2012 年后将迎来SCR 烟气脱硝装置的建设高峰。
投资策略
对于火电脱硝市场的投资机会，应注重对“波次”的把握。由于脱硝市场目前并没有完全启动，部分重要参数还无法准确预估。因此在政策“落地”后市场第一波次的表现中，由估值提升所带动的行情中将会有较好的表现。而拥有充沛现金的公司也将最先受益。（东海证券）
长江证券：用电增速平稳，火电利用小时数创新高
报告要点
? 全社会用电量平稳增长，居民用电环比快速上升
1-7 月，全社会累计用电量26869 亿千瓦时，同比增长12.15%。7 月份单月用电量4349 亿千瓦时，同比增长11.81%，增速较上月有所下降，由于进入夏季用电高峰环比增长9.96%，用电增速保持稳定主要是由于进入用电旺季用电需求增长较稳定。
? 预计 8 月份用电增速11.52%，与7 月份基本持平
结合历史数据，我们预计8 月份全国单月用电增速为11.52%将与7 月份基本持平。同时我们认为须密切关注西南地区持续旱情的发展情况，部分地区出现严重缺电情况，旱情将限制水电出力。
? 干旱影响水电出力，火电利用小时数创三年新高
7 月份累计发电量同比增长12.56%，水电受来水影响，出力减少，单月发电量增速为-15.56%，累计同比增速0.68%，火电在煤价高位运行的背景下出力加大，1-7 月份火电累计发电量同比增长14.23%。
? 秦皇岛煤价高位窄幅震荡，电厂库存逐步上升
截至 2011 年8 月17 日，秦皇岛库存744.15 万吨；其中内贸库存744.15吨，较上月基本持平。随着各地进入夏季用电高峰，预计直供电厂库存稳中趋升，电煤可用天数稳定在17 天左右，预计未来几周电煤存量还将有所增加。
? 投资策略：自下而上寻找投资机会
预计下半年用电量仍将保持二位数增长，但行业盈利能力仍未恢复至合理水平。由于行业盈利几乎处于历史低位，估值上看具有一定安全边际，我们预计随着未来产业结构调整得以顺利推进，政策敏感期可
能逐步临近，给予行业“看好”评级。对于电力业务本身能提供稳定现金流的公司，我们认为值得从中寻找具区域垄断地位的，未来具备扩张能力的，我们建议关注桂东电力，桂冠电力和国电电力。此外，
我们看好生物质发电龙头凯迪电力和全国火电龙头华能国际以及电网资产盈利良好的通宝能源。（长江证券）
湘财证券：火电发电大幅增加弥补水电发电不足
用电量累计同比增长12.2%，当月增长11.8%
1～7 月份，全社会累计用电量为26,869 亿千瓦时，同比增长12.15%；当月用电量4349 亿千瓦时，同比增长11.81%；增速较上月12.2%和13%有所放缓。单月增速在上月走高后重新回落。
第二产业累计用电量20,252 亿千瓦时，同比增长11.94%，当月用电量3,288亿千瓦时，同比增长11.94%。增速较上月和去年同期回落0.7 和3.5 个百分点；当月用电量占比为75.6%，较上月减少1.27 个百分点。
7 月份，化工、建材、钢铁、有色四大耗能行业用电量1342 亿千瓦时，同比增长13%，化工行业用电增速继续增长。
分区域看，累计用电量增长较为明显的为西北和西南地区各省；华东除江西外，其余各省增长速度与全国基本持平；环渤海与广东地区用电增长较为缓慢。一定程度上显示出高耗能产业向西转移的趋势。
? 火电发电大幅增加弥补水电发电不足
7 月份，全社会发电量为4251 亿千瓦时，同比增长13.2%，环比增长7.1个百分点。分类型来看，火电发电增长较快。当月火电发电量3392 亿千瓦时，同比增长18.9%，环比增长8.46 个百分点。水电发电量受南方地区干旱的影响，当月发电量为698 亿千瓦时，同比下降11.2%。主要水电大省除四川和云南发电量同比分别增加28%和18.6%外，其余各省当月水电发电量同比均大幅下降。
1～7 月份，全部机组平均利用小时为2778 小时，较上年同期增56 小时。当月，全部机组平均利用小时为472 小时，较上年同期增12 小时。其中水电设备利用小时较同期减少84 小时，火电设备较同期增加61 个小时。
? 装机容量超过10 亿千瓦
截至7 月底，全国全口径装机容量达到100,342 万千瓦，6000KW 以上发电设备装机容量为96,746 万千瓦。前7 个月新投产机组4123 万千瓦，比去年同期增加89 万千瓦。7 月，新增装机645 万千瓦，其中水电新增装机145 万千瓦，火电装机442 万千瓦，风电54 万千瓦。
? 煤炭价格高位企稳
7 月25 日，秦皇岛大同优混5800 大卡平仓价875 元/吨，较上月同期减少10 元/吨，较去年同期上涨85 元/吨，同比增长11%。前七个月，该煤种平均价格为847 元，较去年同期平均784 元上涨8%。
? 投资建议
建议继续关注煤炭自给率高、业绩对电价调整较为敏感的公司，如华能国际、华电国际；长期推荐在清洁能源方面先行一步、占比较高的国电电力和川投能源。（湘财证券）
【相关个股盘点】
东方电气：火电、燃机和海外业务助力增长，毛利率提升显著
2011 年半年报要点
2011 年上半年实现营业收入197.59 亿元，同比上升16.84%，归属上市公司净利润15.38 亿元，同比上升53.42%。净利润增速高于收入增速主要在于：1.主营业务综合毛利率上升约3 个百分点；2. 费用控制较好，三项费用率保持平稳。
火电、燃机设备和海外工程项目收入贡献提升显著，主营业务综合毛利率同比上升2 .95 个百分点
受国内火电、燃机项目回升的提振，上半年公司的火电项目和燃机订单有较大幅增长。其中，清洁高效发电设备板块收入115.7 亿，同比增长17.09%；海外工程项目营业收入20.22 亿元，同比增加121.35%。毛利率涨幅最大的是工程和服务板块，同比上升21.88 个百分点；高效清洁发电设备毛利率同比上升1.89个百分点。上半年公司主营业务综合毛利率为20.43%，同比上升2.95 个百分点。
海外出口步入快速发展期
我们预计2011 年新增出口订单约为138 亿元，占比将达到25%，公司管理层目标是在印度、东南亚、南美等地区全面推进出口业务，将出口业务打造成占比1/4强的业务板块，公司的海外出口业务步入发展快车道。
估值：
我们预计 2011-2013 年每股收益分别为1.71，2.01，2.46 元，给予公司2012年15 倍市盈率，目标价格30 元，投资评级为买入。
风险提示：国家能源规划修改，核电建设批复存在不确定性；火电建设进度、订单需求不及预期；核电设备交货期推迟。（广发证券）
桂冠电力：岩滩贡献电量增长，火电影响全年业绩
投资要点：
由于年初，红水河流域上游天生桥一级、龙滩水库蓄水较多，红水河流域水电厂上半年发电量增长明显，四川水电厂来水保持平稳，发电量稍有增加。上半年，公司累计完成上网电量为106.9 亿千瓦时，同比增加35.63%；其中：火电（合山公司）完成17.99 亿千瓦时，同比减少23.84%；水电完成87.9 亿千瓦时同比增加62.27%。
2011 年上半年，公司完成营业收入235479.00 万元，同比增加18.67%，收入增长的主要原因是上网电量增长；实现利润总额49797.78 万元，同比增加85.30%，主要原因是上半年毛利率较高的水电上网电量同比增加62.27%；归属于母公司所有者净利润25865.94万元，同比增加38.70%。
近几年，红水河流域来水异常现象频繁发生，上半年红水河流域来水相对较好，但从6 月份后，流域降水偏少，上游各大水库维持在较低水位，同时由于煤价保持高位运行，火电经营的困难依旧，全年发电量增加主要来源于岩滩电量贡献。岩滩电价仅为广西水电标杆电价的60%，未来岩滩电价提升空间较大，电价提价将提高公司估值，我们需要用长远眼光来看待岩滩注入对公司的利润贡献。
我们预计公司2011-2013 年营业收入达到43.83 亿元、58.23 亿元、59.8 亿元，实现净利润4.97、6.2 和6.5 亿元，EPS 分别为0. 22、0.27和0.29 元。我们按照2011 年25 倍PE 给公司估值，目标价5.5 元，目前公司估值优势明显，给予公司“推荐”评级。（华泰证券）
深圳能源(000027)：中线有走好的趋向
公司是深圳市属国有电力公司，是深圳重要的电力能源供应商，发电能力占深圳本地电源的3/4以上，在深圳当地市场优势明显。此外，公司全资子公司北方能源在内蒙古自治区通辽市开鲁县设立全资项目公司深圳能源通辽风电有限公司，投资建设义和塔拉风电场项目。从走势上看，短线该股有回调的要求，但是中线有走好的趋向。（金元证券 厉磊）
万泽股份（000534）：两大看点 多业并举
该股主要有两大看点：其一，目前其大股东是广东地区实力雄厚的综合性集团，旗下拥有房地产、医药等多家公司，依靠大股东雄厚实力，公司正积极发展房地产业，据公司公告，公司计划将全资子公司热电一厂股权转让给科能公司，所得资金将确保公司可持续发展的需要；其二，公司控股的热电一厂是热电联供企业，面对较为紧张的电力供需矛盾，有一定的竞争优势，而自上市以来，公司资金链运转正常，正逐步发挥财务杠杆的作用，正常低比例举债经营，存在着较好的发展空间。二级市场上，电力板块有补涨需求，后市股价有望跟上板块的整体提升，建议投资者逢低关注。（东方证券 沈阳）
广州控股(600098)：电力需求复苏 增持
下半年看广东电力需求复苏。由于电价上调、锁定燃煤成本等因素，公司毛利率由08Q3最低时的9.1%回升至09Q2 的19.7%，已经接近06-07 年的正常水平，未来有望保持稳定。因此，公司业绩继续回升的关键在于当地电力需求的复苏，而广东火电发电量自6 月起已实现正增长。申银万国依然维持全年利用小时下降10%的假设，珠东电厂上半年发电29 亿千瓦时，预计下半年电量的环比增速将在40%左右。据了解，珠东电厂7 月发电量为7 亿千瓦时，据此估算下半年发电量约为41 亿千瓦时，也印证了申银万国的上述判断。
经济危机导致公司天然气销量显著低于预期。上半年南沙发展燃气的成品气销量为845 万立方米，显著低于申银万国预期（全年2800 万立方米），主要原因在于经济危机导致南沙开发区内部分工业用户停业减产，用气量大幅下降。因此，申银万国下调09 年天然气销量预测至1800 万立方米，与08 年水平基本持平。
小幅下调09 年盈利预测，维持"增持"评级不变。由于天然气销量假设调整，申银万国将09 年EPS 由0.31 小幅下调至0.29，维持10-11 年0.30/0.53 的预测不变。公司目前股价对应09-11 年PE 分别为22x/21x/12x，低于电力公司24 倍左右的估值水平，具有较高的安全边际，申银万国依然维持公司"增持"评级不变，未来广东地区电力需求的超预期复苏将成为股价表现的催化剂。（申银万国）
九龙电力(600292)：环保科技企业形成 具备安全边际
10 年一季度业绩基本符合预期。10 年一季度公司实现营业收入7.5 亿元,营业成本6.6 亿元,分别同比增长37%、41%,毛利率为12.9%,同比下降2.4个百分点,环比上升6.1 个点。实现归属于母公司所有者的净利润为0.17 亿元,同比增长17%,EPS 为0.05 元,基本符合我们预期。
公司为进入核废料处理领域做好准备。公司控股子公司中电投远达环保工程有限公司在10 年一季度通过了《关于组建"中电投山东核环保有限公司"的议案》,同意与中电投核电有限公司等单位共同组建"中电投山东核环保有限公司",注册资本2000 万元,其中中电投远达环保工程有限公司出资600 万元,持股30%。公司作为唯一具备中低放核废料处理资格的企业,未来在核废料处理这一高端固废领域的发展值得期待。公司控股股东中电投集团控股开发山东海阳、辽宁红沿河等核电项目,并拥有多座宝贵的核电厂址资源。因此,我们认为未来公司在核废料处理领域拥有的资源优势将是其他环保企业无法比拟的。
公司定位为环保科技型企业,环保政策的逐步出台将成为股价表现的催化剂,维持公司的"增持"评级。远达环保高速发展期在04-06 年,07、08 年开始进行战略调整,设立研究中心,研究环保先期技术,定位为环保科技企业,在脱硝催化剂、碳捕捉与储存技术及核废料处理领域走在前列。其09 年11 月底投产的脱硝催化剂一期生产线目前已经获得约50%产能的订单,保守按照脱硝催化剂4 万元/立方来测算,10-11 年脱硝催化剂业务有望实现净利润0.72、0.80 亿元(对应的权益利润为0.48、0.53 亿),这将成为公司10、11 年业绩的重要增长点。长远来看,碳捕捉与储存技术和核废料处理技术有望成为公司的长期看点。在假设公司发电厂10、11 年利用小时分别上升5%、3%,燃煤价格上涨8%、0%,脱硝催化剂产能利用率到90%、100%情景下,公司10、11EPS分别为0.26、0.37 元。从总市值角度来看,保守测算公司合理市值应该在45亿元,对应的股价在13.5 元,目前股价依然具备安全边际,维持"增持"评级。（申银万国 余海 王海旭）
内蒙华电(600863)：等待第三次成长高峰期
投资要点：
日前，我们参加了内蒙华电的2009年度股东大会，并与公司管理层就其发展现状、及未来规划做了沟通。
具体如下：
公司发展历史1994年内蒙华电上市，主体资产为包头第二热电厂，发行5千万股，募集资金1.95亿元，主要用于收购渤海湾电厂30.54%的股权，此后几年业绩增长主要依赖于增持渤海湾电厂股权。
直到1999年配股，内蒙华电进入第一个高速成长期，其配股募集资金19.5亿元，全资收购丰镇电厂和乌拉山电厂(1998年曾托管上述电厂)。
到2002-2003年，公司再次步入第二个高速成长期，先后收购了蒙华渤海湾电厂、国华准格尔电厂、京达发电厂、包头第一热电、蒙达发电厂、上都电厂、岱海电厂、包头东华热电、京隆发电厂等多项资产。
2009年公司与大股东北方联合公司进行资产置换，将原先盈利能力较弱的包头第一热电和包头第二热电置出，同时将大股东下属的乌海电厂置入。
公司当前现状虽然内蒙华电的资产收购等是集中在2003-2004年，但由于部分项目收购时仍在建，且部分项目后续又有扩建工程，因此实际从装机容量增速的变化来看，最明显的是2006年。不过值得关注的是，随着公司控股电厂中部分小机组关停，近年来其装机容量增长主要是依靠其参股电厂。截至2009年底，公司权益装机容量572万千瓦，其中火电装机容量为565万千瓦，是其10年前规模的3.7倍，是上市资产的13.3倍。伴随着装机规模的增加，内蒙华电的年销售收入也从1995年的3.6亿元，增长到09年底的72亿元。除了规模的增长外，我们更关注公司资产的盈利能力变化。从公司上市以来，其毛利率从21.9%，逐步下降到08年最低时的6.1%，09年通过资产置换，回升到21.7%，与行业同期相比，变化趋势较为一致，但09年内蒙华电的反弹幅度更高。
公司未来发展从在建工程项目来看，2010-2011年内蒙华电的内生性增长，主要来自2010年乌海电厂的全年并表、岱海电厂二期项目核准并网、以及上都电厂三期核准开工，和多个风电项目投产。此外，公司与大股东北方联合共同投资的煤炭项目黑城子、魏家峁等都将在未来2年陆续投产。到2012年之后，魏家峁煤电等项目将成为公司新的业绩增长点。
盈利与估值：由于岱海、上都电厂新机组投产对内蒙华电的盈利影响较大，保守假设，2010年公司业绩增长仅来自于乌海电厂的投产，2011年岱海电厂二期获得核准，2012年上都电厂三期建成(均不考虑集团其他资产收购)，根据当前的煤价涨幅，则内蒙华电2010-2012年EPS分别为0.33元、0.44元、0.56元。对应当前股价6.95元，PE分别为21倍、16倍、12倍。
考虑到公司未来投产项目具有一定竞争优势，内生性增长具有延续性，且具备较大的潜在外延式扩张空间，当前估值较具有吸引力，给予"推荐"评级。（兴业证券 陆凤鸣 刘建刚）
首次提出“社会责任”投资。上市企业的社会责任未来将会影响公司市值,未来对公司的投资要更多关注具备“低能耗、低污染、低排放,循环经济”特色的企业。凯迪电力的电厂大多数处在农业县、较贫困地区,电厂的建设和运营缓解了当地能源紧张的压力,增加了农民收入,解决了农民工的就业问题。是企业社会责任的最好诠释。
盈利预测与估值。公司未来3年陆续处置现有业务,全力转向生物质发电,盈利预测里含有大量非经常性损益。按最新公布的三个电厂注入上市公司,公司10/11/12/13年的EPS分别为0.66/0.80/1.70/1.29,扣除非经常性损益后EPS为0.46/0.51/0.64/1.07,11年起主营业务复合增速45%,按45X11PE,价格为23.0元,加上非经常性损益0.29元,目标价23.3元。（东海证券 吴文钊 陈俊鹏）
四季度火电厂或现大规模缺煤停机
每日经济新闻
截至9月8日，秦皇岛港煤炭库存量为695.8万吨，较上周同期减少32.9万吨，这是在约一个半月以来首度下滑至700万吨以下。此外，(国投)京唐港、曹妃甸港煤炭库存总量也在继续下滑，周环比减少55.9万吨、保持在1171.8万吨左右。
在煤炭库存持续下降的同时，煤炭价格却出现了涨势。数据显示，环渤海动力煤价格指数综合平均价首次打破9周连跌的局面，出现上涨势头。9月9日，秦皇岛Q5500动力煤价格已经达到830元/吨，较上半年上涨40元/吨，比去年同期上涨120元/吨。
煤价上扬加重电企负担
《每日经济新闻》记者从秦皇岛煤炭网获悉，需求旺盛使主要港口煤炭调出量大增，用电紧张的华东、华中地区电厂库存同时大幅下降。
据了解，9月20日大秦铁路线即将进行检修，为期15天，每天4小时“开天窗”施工。受此次检修的影响，后期秦皇岛港煤炭库存调入量将会明显减少，港口煤炭供应将会趋于紧张。
煤炭分析人士认为，考虑到即将开始的大秦线检修，部分煤炭消费和贸易企业近期增加了动力煤采购，提高了动力煤市场交易的活跃程度，在一定程度上使港口的库存减少，同时也刺激了动力煤价格进一步上涨。
煤炭库存减少和价格的走高，将直接增加发电企业的生产成本，使已经陷入严重亏损的电企生存更加艰难。
中电联的统计数据显示，自2003年以来，煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，但销售电价涨幅仅有32%。为此，中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价，以弥补价差缺口。
据了解，火电装机占总装机86.62%的大唐发电 (601991，SH)上半年公司经营成本总额约278.06亿元，同比增幅15.33%。其中，电力燃料成本为188.71亿元，约占经营成本的67.87%，较去年同期的140.57亿元升高了48.14亿元，同比增长34.2%。由于燃煤价格持续上涨及高位运行，使单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时。
大唐电力一内部负责人告诉《每日经济新闻》记者，煤价上涨对大唐发电上半年的成本和利润影响巨大，增加的48.14亿元电力燃料费成本中，其中20.39亿元为单位燃料成本增加直接导致，占比为42.4%。
更加值得关注的是，长期陷于用电紧张的华中地区和华南地区形势将更为紧张。华中地区有电厂抱怨说，今年将很难完成为冬季储煤的目标，而在往年，电厂11月前就可以储存起够用近两个月的冬储煤。如果储煤目标无法完成，迎峰度冬将很难避免缺煤导致的停机。
交银国际相关分析人士认为，在能源需求有增无减的背景下，长期来看煤炭价格将延续上升格局。
电厂缺煤停机或成定局
一位业界人士对记者表示，从目前的形势来看，今年迎峰度冬期间，部分电厂缺煤停机或成定局。
广西南宁用电管理部门已对多家违反用电指标的用户采取了停电措施，并表示将进一步严肃用电纪律，全力确保居民节日用电和民生用电，以缓解目前供电紧张局面。
据了解，进入8月份以来，南宁市用电最大缺口达80万千瓦。面对严峻的用电形势，南宁电网采取了工业用电从停二开五、停三开四到工业全停产的各种应对措施，以确保居民民生用电。
此外，四川省电力公司10日已经发出预警称，预计今冬明春期间，用电负荷将进一步攀升，最大负荷需求将接近2680万千瓦，较去年同期增长19%，继续保持迅猛增长势头。受电煤供应不足、水电来水较少等因素影响，今冬明春四川电网供需形势将面临近10年来最严峻的局面，电网限电不可避免。
记者从四川电力公司还了解到，预计今冬明春四川电网用电最大缺额将达到20%，最大电力缺口400万千瓦，日均缺电量8000万千瓦时。由于雨水较枯，今冬明春水电出力还将进一步下降。在此情况下，供电将主要依靠火力发电，但当前四川全省电煤供应仍严重不足，火电存煤进度非常缓慢。
厦门大学能源研究中心主任林伯强表示，“通过对缺电大省的调研发现，这些省份火电企业普遍存在消极情绪，因为亏损严重而买不起煤，发电积极性严重受挫。此外，由于煤炭价格较高，企业即使有钱也不敢多存煤，往往通过延长停机检修时间、减少发电小时数来加以应对。”
有分析指出，如果电厂迎峰度冬的储煤量在10月底没有得到提升，今年12月到明年3月的日子将会很难熬。
多地电力供应陆续告急 第二轮“电荒”来袭
沉寂了三个月的缺电声浪再次从各地传来。进入9月份后，山西、浙江以及南方五省等地电力供应陆续告急，一时间，刚刚通过上调上网电价“调停”的煤电顶牛局面再次快速地形成，第二轮“电荒”到来。
与此同时，鲜有声音发出的煤炭阵营本次也打破了以往的沉默，加入电荒的讨论，对电企直接将亏损矛头指向煤价上涨进行了回击，称“即使煤价不上涨，电企也会因财务问题而亏损”。
围绕着缺电与亏损，各方各执一词。不过其背后彰显的煤价上涨与电企亏损的矛盾让业界再次审视：“电荒”或已成为电力企业寻求涨价的砝码。
二次电荒来袭
本次电荒的第一波声音来自8月初。8月6日，南方电网发布消息称，进入7月以来，全网统调负荷迅速攀升，其覆盖区域除海南省外，云贵粤桂均出现错峰限电，预计进入三季度全网将面临电力电量双缺，最大缺口1200万千瓦，总体缺电将超8%，个别地区缺电20%以上。
不过这一预测在8月底再次被刷新，南方电网8月31日通报称，全网电力缺口已近15%，而南方五省正遭遇5年来最严重的缺电情况，广西、贵州两省区已经进入电力供应红色预警状态，电力缺口分别接近40%和35%。而对于缺电的原因，南网认为“存煤、来水情况低于预期是主要原因”。
然而，这只是电荒声浪的开始，随后，四川、浙江等省也纷纷加入缺电大军。但被推向高潮的却是“山西缺电停机”和“煤电激辩亏损”。
日前，有消息称山西省8月中旬后陆续发生非计划停运，平均停运容量超过1000万千瓦，最大总停机容量接近1100万千瓦，同时山西13家火电厂联名上书，表示煤价过高，电厂亏损严重，煤炭库存下降，买不起煤。
而且，针对中电联8月中下旬发布的“电企经济效益情况”报告，煤炭相关方面表示，报告提出的“今年前7个月五大发电集团火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元，原因为煤价上涨和财务费用增加”并不准确。
煤炭方认为，财务成本已成为亏损的重要原因，煤价并不是影响火电企业利润的唯一因素，“事实上，由于财务费用的增速远超发电量及主营业务收入的增速，即使排除煤价因素，火电企业经营依然越来越困难”。
其给出的依据是，今年年初以来，央行连续三次加息，累计加息0.75个百分点，从而今年前6个月，电力行业的利息支出高达766亿元，超过同期的利润总额，利息支出同比增长16.1%，而且截至今年6月底，火电企业的资产负债率高达74.2%，比5月底提高0.2个百分点。
对于煤炭方鲜有的“破音”，电企方随后撰文回应，称煤炭企业利润过高，应征收暴利税。煤电顶牛局面再次白热化。
其实，不管是山西电厂停机，还是煤电企业激辩亏损，本次电荒的焦点已经比较明显，主要为电企亏损和煤价上涨的矛盾，而这也与几个月前电荒的前奏几出一辙。
“亏损”真相
目前，针对火电亏损的数据主要来源于中电联的调研统计和国家统计局的部分数据，前者的争议较大，后者的数据构成较为简单，记者以五大电的上市公司披露半年报公告分析发现，燃料成本由于电价的上调，缓冲了较大的成本压力，而且财务费用也非想象的高昂，不过增速较快，确应引起注意。
以大唐发电（601991）为例，上半年公司经营成本总额约278.06亿元，同比增幅15.33%。其中，电力燃料成本为188.71亿元，约占经营成本的67.87%，较去年同期140.57亿元升高了48.14亿元，同比增长34.2%。
对燃料费成本上涨的原因，大唐发电认为主要原因是火电上网电量较去年同期增加了129.63亿度，同时由于燃煤价格持续上涨及高位运行，使单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时。
根据公司6月份公布的上调电价公告，公司火电平均上网电价（含增值税）较调整前提高10.11元/兆瓦时，涨幅约2.63%，可以计算出公司6月份前火电平均上网电价为0.384元/度。
也就是说，火电上网电量增加129.63亿度，对应火电营业收入为49.78亿元。而电力销售部分营业收入和营业成本为302.64亿和248.6亿元，成本占收入的比重为0.82。由于火电装机在大唐的总装机占86.62%，所以在忽略其他发电成本差距的影响下，火电增加的上网电量的经营成本为40.89亿元，折成电力燃料成本为27.75亿元。
由此粗算可以看到，在增加的48.14亿元电力燃料费成本中，有27.75亿元为电量增加带来，另外20.39亿元为单位燃料成本增加直接导致，后者占比为42.4%。也就是说，煤价上涨对大唐发电的上半年的成本和利润影响为四成。
而且，公告称公司平均上网电价比上年同期增加约22.80元/兆瓦时，单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时，冲抵后的煤价上涨影响只有4厘钱/度。
6月1日后，国家又上调了部分省份的上网电价，根据大唐发电公布的公告，上调后公司火电平均上网电价较调整前每度提高0.1元，已经完全可以抵消4厘钱的煤价影响。
与此同时，财务费用方面，公告称公司上半年财务费用约为人民币32.58亿元，比上年同期增加约7.19亿元，增长约28.32%，增幅较大的原因主要是由于利率上升以及带息债务增加所致。
通过对比可以看到，煤价上涨导致的燃料成本增加为20.39亿元，财务费用为32.58亿元，财务费用相对较高，但同时也可看出，如果没有上网电价的冲抵，煤价引起的燃料成本也将会在30亿元以上，与财务费用持平甚至更高。
不仅如此，记者对比五大发电集团上市公司的半年报发现，所有公司的财务费用增速都非常高，其中华能国际（600011）的财务费用同比增速高达57.9%。
而对于煤企提出的电企盲目扩张增加电力装机容量导致亏损的说法，记者对比数据发现，装机增加确实增加了投资回报的周期和贷款成本，但相对于用电量的提高，电力装机仍显不足。
以中电联的最新数据，1-7月份，全国基建新增发电装机容量4123万千瓦，同比增容2.2%，然而前7个月的全社会用电量却同比增长了12.2%，电源建设与电力需求相差较大。
同时，记者通过对营业收入和成本的对比发现，发电业务的亏损并非传言的严重。根据中电联公布的数据，1-7月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团公司电力业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元。
但记者从大唐发电的发电业务数据看，其仍有盈利空间。公告称，上半年公司电力销售的营业收入为302.64亿元，营业成本为248.6亿元，累计完成上网电量906.614亿度，那么由此可以粗算出大唐发电的平均上网电价为每度0.334元，发电成本为每度0.274元，度电盈利为6厘钱左右。
而该情况在中国神华（601088）的半年报中也有所体现，根据公告数据，公司对内部发电分部和外部客户销售煤炭采用同一销售方式同一定价，其发电分部的售点成本为261.2元/兆瓦时，而售电电价为342元/兆瓦时，其度电盈利为8厘钱左右。
“电荒”成涨价砝码？
虽然上述财务账只是一个公司的财况，不足以反射整个行业的全貌，但其作为整个行业的一个缩影，特别是其作为五大电之一，具有标杆的作用。
但是，面对电荒周期突然缩短，仅仅三个月后就再次出现，而且来势汹汹，刚刚调整的上网电价窗口会否再次开启都将成为疑问。
按照今年2月份中电联的数据显示，自2003年以来，煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，但销售电价涨幅仅有32%。
对此，中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价3分/度，以弥补价差缺口。
“电价的涨幅远远低于煤价的涨幅，即使现在有相关贴息的国家补偿政策，也调动不起火电企业的积极性。”刚刚对四川、贵州、山西等省火电经营调研的厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示。
据林伯强介绍，通过其对缺电大省的调研发现，目前这些省份火电企业普遍存在消极的情绪，欠账太多买不起煤，煤炭价格较高，有钱也不敢多存煤，通过延长停机检修时间、减少发电小时数来应对处理缺电的情况比较集中。
“上半年的发电小时在2500小时左右，估计全年的发电小时数也不会超过5500小时，其实这些机组可以达到6000到7000小时，足以缓解目前各省缺电的状况。”林伯强说，“问题在于多年积累的矛盾在这一时点达到了临界，之前2004年的缺电是装机不够，所以加强装机就可以解决，但现在煤炭价格上涨过快，电企的盈利被吞噬甚至亏损，这时电力企业肯定就会寻求转变。”
一位不愿具名的电力行业专家甚至称，三个月内两次电荒，电荒成为了发电企业要挟涨价的砝码。所以国家如何平衡各方的诉求，抑制重复的电荒声音成为关键。
对此，中电联统计信息部主任薛静对本报记者表示，其目前测算的电企止损电价由于煤炭价格的上涨已经远超当时预计的3分/度，“现在每度4分都不止，应尽快重启煤电联动。”
而林伯强认为，煤电联动进行多年始终不前说明依靠其解决当下的电荒困局不如另想他法，寻找过渡的方案。
对此，林伯强提出“以不涨电价为前提的基于煤电联动的方案”，其建议将“矛盾”集中在电网，即对煤炭企业和发电企业实行价格联动，让价格传导至电网部分，然后通过财政对电网进行价格补贴，这部分资金主要来自对煤炭企业的资源税，通过对利润较好的上游煤炭企业征收资源税进行调节，如果发现煤炭企业将税金传导至下游发电企业，将通过征收暴利税的形式进行“回补”，设定煤炭企业的盈利天花板。（中证网）
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