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为严格电价管理权限、进一步落实电价管理政策，充分的发挥电价调控政策对转变经济发展方式、调整产业体系、促进节能减排的及其重要的作用，各地价格主管部门要继续加强电价监管，加大对违背法律规定的行为的查处力度，采取切实措施整顿规范电价秩序，确保国家电价政策贯彻执行。现将有关事项通知如下：
2010年开展的节能减排电价大检查，在国家发展改革委、监察部等六部门的有力督促下，22个省区市自行出台的对高耗能企业电价优惠措施已全部纠正，各类企业已经严格执行规定的目录电价。但是，目前一些地方采取各种方式试图恢复优惠电价。为坚决遏制各地越权优惠电价措施出现反弹，巩固2010年节能减排电价大检查成果，现再次重申：
（一）凡是未经我委批准，地方政府及其有关部门超越价格管理权限，擅自制定调整电价管理政策，自行出台并实施优惠电价措施的；未经我委、国家电监会、国家能源局批准，擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立马停止执行。对有令不行、有禁不止，继续出台优惠电价措施，阻挠国家宏观调控政策和节能减排措施落实的地方和部门，将发现一起，查处一起，绝不姑息。
（二）对各级电网公司依照地方越权文件规定对企业实施优惠电价措施的要予以严肃处理。对相关优惠金额部分按无违法来得到的给予相应罚款处理；对因实施优惠电价而压低上网电价的金额，要依法退还有关发电企业或收缴财政，并处相应罚款。
此外，停止执行《国家计委关于利用二滩水电站富余电量直供高耗能企业用电问题的批复》（计基础[1999]1138号）等文件关于四川省攀枝花钒钛产业园区和川投电冶（黄磷厂）向发电企业直接购电，以及供电价格由供需双方直接协商确定的规定。攀枝花钒钛产业园区和川投电冶（黄磷厂）用电价格调整方案由四川省发展改革委报我委。
（二）大用户直供电试点应依照国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）进行规范。任何单位不得以任何名义强制规定电力直接交易的对象和电价标准。未经三部门联合审批，擅自开展大用户直供电，变相降低发电企业上网电价的，按价格违背法律规定的行为处理。
（三）依照国家发展改革委、国家电监会、国家能源局《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号）规定，发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门规定的上网电价。发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤机组脱硫标杆上网电价的特殊的比例执行。其中，水电按50％执行，火电、核电按照80％执行，水电以外的可再次生产的能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。
（四）严禁以跨省、跨区电能交易，以及开展电力市场单边、多边交易等形式，压低发电企业上网电价。除国家另有明确价格规定外，对于跨省、跨区电能交易，送端电网企业一定严格按照价格主管部门核定的上网电价与发电企业结算，与受端电网企业协商确定送电价格。
（一）依照国家发展改革委、原国家环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格[2007]1176号）和国家发展改革委、国家电监会、国家能源局《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号）规定，符合环保规定建设并运行脱硫设施的燃煤发电机组，其全部上网电量应执行我委公布的脱硫标杆上网电价或脱硫加价。燃煤发电机组安装脱硫设施、具备在线监测功能且运行正常的，已经环保部门验收合格的，自环保部门验收合格之日起执行脱硫加价；环保部门不能按时验收的，由省级价格主管部门商环保部门通知电网企业，自发电企业向环保部门递交验收申请之日起30个工作日后执行脱硫加价；经环保部门验收不合格的，相应扣减已执行的脱硫加价。
（二）依照国家发展改革委、原国家环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格[2007]1176号）规定，享受脱硫加价的发电企业一定保证脱硫设施正常运行，未同步运行脱硫设施的，由省级价格主管部门扣减发电企业脱硫电价款并上缴财政，其他单位或电网企业不可以扣减。考核发电企业脱硫设施投运率按年度进行。脱硫设施投运率在90％以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；投运率在80％—90％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；投运率在80％以下的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。
（三）各地要严格按照发改价格[2007]1176号、发改价格[2009]2474号文件相关规定进行自查自纠。凡是地方出台的文件与国家规定不符的，应立马停止执行。未按规定自行纠正的，国家发展改革委将责令改正，并予以通报批评。电网企业一定及时、足额支付发电企业脱硫电价款，对电网企业自行扣减脱硫电价款的，作为变相压低上网电价的违法来得到的予以收缴，并给予相应罚款。
“2010年我国净出口产品电耗约为3.6亿吨标准煤，而其价格仅为国际市场行情报价的70％，相当于变相补贴了全世界。”22日，在全国政协十一届常委会第十四次会议第六专题组的第二次小组讨论会上，受邀列席会议的陆启洲委员就电价改革问题发言时认为，我国的电价偏低，给电力保障带来了很多问题。
陆启洲说，近年来，在煤炭等资源类产品价格大幅度上涨的推动下，电价改革严重滞后，电价不仅不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映成本。“电价过低虽然有利于老百姓降低生活成本，有利于改善民生，但是一旦危及到电力的安全保障，带来的问题就大了。今年国内电煤继续大面积上涨，火电企业严重亏损。”陆启洲建议，从调整电力结构入手，全力发展清洁能源，减少对煤炭等不可再生资源的依赖。结合我国能源储量、分布与需求的真实的情况，在继续发展水电、核电等清洁能源的同时，应把风电、太阳能发电放在更突出和重要位置。
“电价机制不顺。电价由供电企业与物价主管部门协议商定，小水电就更没有主动话语权，有的县上网电价竟然数十种之多。”刘晓庄常委提出，要尽快运用市场杠杆，理顺电价体系。“应根据《电力法》‘同网同质同价’的规定，遵循市场经济规律，建立与完善科学合理的小水电上网价格体系，制定小水电上网最低保护价，允许小水电借网向近区工业公司或城镇直接供电，推动小水电的产业升级和良性发展。”（人民政协报）
6月22日，申万研究2011年中期策略会在贵阳举行，会议主题为“走出困局”，金融界网站全程直播。申万公用事业行业资深高级分析师余海在会上发布了下半年电力环保行业投资策略，题为“分享价格和体制改革红利”。
申万宏观预测 2011—2013GDP 增速分别为9.6％、10.5％、11％，结合经济结构转型的进程，我们预计2011—2013年发电量增速分别为12.1％、12.6％、13.6％，按照电源点固定资产投资数据，预计发电机组装机容量增速分别为9.0％、8.5％、8.3％。综合测算11—13 年全国发电机组利用小时分别同比上升2％、3％、3.5％，火电机组利用小时分别同比增长3.5％、4.5％、5％，发电行业利用小时从底部逐步回升较为确定。
电荒以及大范围的缺水引起国家格外的重视，国家强调“十二五”期间深化资源环境价格改革，以水、电、油、气、矿为重点，完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源性产品价格形成机制。在目前经济背景下，进行资源、环境价格改革步伐会加快。
短期看，4月份15个省份进行了电价的上调，平均上调幅度为2分，我们预计下半年仍会有电价的再次上调，同时随着下半年部分地区利用小时的继续上升，该地区发电企业纯收入能力在电价上调和利用小时上涨的双因素刺激下，盈利能力有望迎来较大幅度的上升。推荐国电电力（600795）、桂冠电力（600236）、申能股份（600642）。
《环境服务业“十二五”发展规划》有望近期出台，该规划的核心是拟仿照合同能源管理模式，在环保领域引入合同环境服务概念。合同环境服务具体分为两种形式：一是污染企业通过合同服务，将节省的减排费用与治污企业共享；二是政府采购由环境服务商所提供的环境服务。
作为新兴起的产业的环保产业，由于实施起来要给下游增加成本，怎么样才能做到帮助下游节省成本来实现一起发展是关键。建议关注类似合同能源管理的模式来实现一起发展，尤其关注那些可以帮助下游节省成本，同时今年会出现大量订单的环保子领域。
非公有制企业在“十二五”期间有望享受体制变革红利，关注《国务院鼓励支持非公有制经济发展的若干意见》的深入展开，对以民营企业为主的环保行业所带来的影响。我们遵循的选股思路是，2011年看订单情况，2012年看业绩。推荐碧水源（300070）、桑德环境（000826）、九龙电力（600292）、万邦达（300055）。
由于4月份电力供应业利润明显下滑以及火电企业利润同比继续一下子就下降影响，1-4月份，全电力行业利润当年累计增速自2009年5月份以来首次由正转负。火电企业资产负债率继续高位上升，企业可持续发展能力仍然很弱，中部、东北地区各省份火电企业继续全部亏损。1-5月份，五大发电集团火电业务继续巨额亏损。
根据国家统计局统计，1-4月份，火电生产公司实现总利润57亿元，同比下降58.6％，销售利润率仅有1.4％，比上年同期降低2.6个百分点，说明作为电力供应保障基础作用的火电企业继续处于经营困局之中。4月份，全国火电生产企业总利润同比下降13.1％，下降幅度比3月份有所缩小，根本原因是4月份国家发改委上调了部分省份的上网电价，在某些特定的程度上缓解煤价上涨带来的压力。但是此次电价调整并未能完全反映此前累积的电煤涨幅，而且在此次调价的同时，电煤价格也随之上涨，如4月秦皇岛山西优混5500大卡煤炭平均价环比上涨11.3元/吨，4月份火电企业的主营业务成本同比增速达到22.2％。截至4月底，火电企业资产负债率为73.8％，比3月底提高2.1个百分点，经营风险进一步增加。
根据中电联行业统计调查，5月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电业务当月仍然亏损16.9亿元，亏损额与上月基本持平，煤价上涨仍是最终的原因；1-5月份，五大发电集团火电生产亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元。火电在五大集团中占绝对比重，因此也带动电力业务出现严重亏损，1-5月份，五大集团电力业务合计亏损55.7亿元，比上年同期增亏38.7亿元，总的来说，发电经营持续困难，给迎峰度夏电力供应保障带来较大风险。
根据国家统计局统计，中部、东北地区各省火电企业继续全面亏损，环比增亏减亏情况分化。1-4月份，河南、山西、湖南、江西、湖北、安徽六省份火电生产企业合计亏损62.5亿元，其中4月份亏损10亿元，亏损额略有缩小，但是亏损局面没有正真获得改变。其中，河南、山西火电生产企业分别亏损24.4亿元和16.1亿元，亏损额分居全国前两位，4月亏损额环比3月分别减少4.0亿元和3.4亿元，反映出4月份煤炭价格调整确实在某些特定的程度上减轻了这几个煤炭大省的亏损程度。1-4月份，火电生产企业利润大多分布在在东部地区，但是利润也都有不同程度的减少。由于煤价和运价持续上涨，东部地区上网电价未动，导致东部地区省份火电利润减少或增亏，如广东同比减少7.9亿元，江苏同比减少2.3亿元。1-4月份，山东火电生产企业亏损16亿元，同比增亏2.9亿元；此外，天津亏损2.8亿元，4月份环比3月增亏1.1亿元。
4月份部分省份上网电价上调而销售电价保持不变的影响即刻显现。4月份，电力供应业实现总利润同比降低42.4％，环比下降31.2％。1-4月份，在电力消费较快增长的影响下，电力供应业同比增长10.4％，销售利润率为2.8％，仍处于低水平。
根据国家统计局统计数据，2011年4月份，电力行业实现总利润114亿元，同比下降20.4％，增速比上月下降25.7个百分点，总利润环比下降4.6％。4月份电力行业总利润同比、环比数据均出现下降的情况，主要是由于煤价持续上涨而销售电价仅在部分地区有微调，煤价上涨因素进一步挤压了电力行业盈利空间，导致电力供应业企业和火电企业利润同时出现下降。1-4月份，电力行业总利润同比下降0.4％，是2009年5月份以来同比增速首次由正转负，增速比较1-3月降低10.5个百分点。
电力行业的资产总额在各行业中居首位，但与各主要上下业相比，电力行业资产负债率明显偏高，总利润及销售利润率也处于中下水平。电力行业利润同比为负增长，是各主要行业中的最低增速，其实现的总利润是各主要行业中最少的，仅为煤炭、石油天然气开采行业、化学原料及化学制品制造业的1/3左右，仅占全国规模以上工业公司总利润的2.8％，比电力行业资产占全国规模以上工业公司资产总额的比例（12.8％）低10个百分点；行业销售利润率为3.1％，比上年同期下降0.6个百分点，仅为全国规模以上工业公司平均销售利润率的一半，仅为煤炭行业的1/4左右、石油天然气开采行业的1/12左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，占全国规模以上工业公司亏损企业亏损额的15.8％，是煤炭行业的6倍、石油天然气开采行业的7倍。（中电联网站）
中国电力企业联合会昨日公布的多个方面数据显示，1-5月，五大发电集团火电业务亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元；其中5月份五大集团火电仍然亏损16.9亿元，亏损额与上月基本持平。中部、东北地区各省份火电企业继续全部亏损。
值得注意的是，这轮上网电价调整在山西等12个省（市）自4月10日起已执行，但5月火电亏损依旧。也就是说，即使大部分地区上调了上网电价，由于煤价跟涨，导致亏损依然严重。“尽管电价调了，但是煤价跟着电价涨，电力亏损依旧。”中国政法大学教授刘纪鹏对记者表示。
据悉，火电在五大集团中占绝对比重，因此也带动电力业务出现严重亏损。1-5月份，五大集团电力业务合计亏损55.7亿元，比上年同期增亏38.7亿元。中电联认为，发电经营持续困难，给迎峰度夏电力供应保障带来较大风险。
分区域看，中部、东北地区各省火电企业继续全面亏损，环比增亏减亏情况分化。多个方面数据显示，1-4月份，河南、山西、湖南、江西、湖北、安徽六省份火电生产企业合计亏损62.5亿元，其中4月份亏损10亿元，亏损额略有缩小，但是亏损局面没有正真获得改变。
前4月，火电生产企业利润大多分布在在东部地区，但是利润也都有不同程度的减少。由于煤价和运价持续上涨，东部地区上网电价未动，导致东部地区省份火电利润减少或增亏，如广东同比减少7.9亿元，江苏同比减少2.3亿元。1-4月份，山东火电生产企业亏损16亿元，同比增亏2.9亿元；此外，天津亏损2.8亿元，4月份环比3月增亏1.1亿元。
记者了解到，上网电价调整确实减缓了亏损增速。4月份，全国火电生产企业总利润同比下降13.1％，下降幅度比3月份有所缩小，根本原因是4月份国家发改委上调了部分省份的上网电价，在某些特定的程度上缓解煤价上涨带来的压力。从河南和山西来看，4月亏损额环比3月分别减少4.0亿元和3.4亿元，反映出4月份煤炭价格调整确实在某些特定的程度上减轻了这几个煤炭大省的亏损程度。
不过，中电联认为，此次电价调整并未能完全反映此前累积的电煤涨幅，而且在此次调价同时，电煤价格也随之上涨，如4月秦皇岛山西优混5500大卡煤炭平均价环比上涨11.3元/吨，4月份火电企业的主营业务成本同比增速达到22.2％。截至4月底，火电企业资产负债率为73.8％，比3月底提高2.1个百分点，经营风险进一步增加。
国家电监会虽为正部级事业单位，但其职权却颇为边缘。其在2002年成立之后，便与发改委在电价管理上有职能交叉，两者有价格权属之争。据《21世纪经济报道》称，“最初，电监会较为强势，没放弃价格管理权。最后还是妥协了。”一位国家电监会官员回忆说。两部门职权之争惊动国务院。
2005年，中央编办下发《关于明确发展改革委与电监会有关职责分工的通知》。国务院将电力建设项目的投资审批、核准、电价管理授予发改委；电监会原有职能未作大幅调整，仅保留提出电价调整意见的权利。由于职权有限，电监会的监管较为被动。“电监会监管对象主要是国有电力企业，但很难展开实质性监管。单是从管理体制上，便难以界定他们是被监管主体。”电监会官员说。所以，该官员发出如此感叹：“电监会无权可监、无力可监、无法可监、无事可监”。
以电改为例，近年来，电监会希望建立大用户与发电企业直接交易市场化平台，建立双向谈判的机制，打破电网公司的垄断。但令电监会纠结的是，目前区域内发电企业和大用户直供电的试点未能有效铺开，始终未能改变电网企业独家购电的格局。“目前，除福建外，浙江、江苏、安徽等地的大用户直接交易，以及内蒙古电力多边交易均被叫停，理由是与节能减排政策矛盾。”上述官员称。这位电监会官员解释，“实行大用户直购电模式减弱了政府主导电价的模式，价格管理部门的职权被分离；电网企业仍垄断电量调度权利，不愿降低输配电成本。
此外，地方政府不愿意煤炭资源外流。”电网仍热衷于电力统购统销。他以跨省（区）电能交易的市场为例，“在交易中，电网企业单方面制定交易计划、确定电价的现象较为普遍，发电企业、用户无法参与交易。”
6月8日，国家发改委体改司负责人就《2011年深化经济体制改革重点工作意见》答记者问时透露，年内将出台居民阶梯电价具体实施方案。一周前的6月1日，国务院召开会议，将煤电等资源型产品价格矛盾作为当前经济运行中的明显问题看待，并把“调电价、限煤价”作为眼下宏观调控的着力点。
而根据国家电网预计，6月份全国将进入用电高峰，仅国家电网负责的26个省份营业范围内电力缺口就将达到3000万千瓦左右，其中，北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆等10多个省级电网将出现电力供需紧张局面。如果电煤供应仍持续当前态势，迎峰度夏期间电力供需矛盾将进一步加剧，预计电力缺口将扩大到3000万千瓦至4000万千瓦，缺电集中在华北、华东、华中地区。
4月中旬，国家发改委发布通知，预警今年大部分地区将出现电力供需“偏紧”。通知称，今年大部分地区电力供需形势偏紧，年初已有20个省（区、市）实施了有序用电，预计夏季高峰期华东、华北、南方供需缺口较大。4月10日，发改委上调其中12个省份上网电价，平均每千瓦时上调2分左右。其中，山西上调3.09分，调价金额最低的是贵州，每千瓦时上网电价上调1.24分。国家发改委5月30日宣布，自6月1日起，15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分，但居民用电价不变。
但是业内人士分析，此次国家发改委及时上调上网电价和销售电价，短期来看，将非常大程度上减轻电力企业亏损压力，但是电价上调仍然不能阻止发电企业亏损。6月份，进入电力需求高峰，同时也是用煤高峰时期，毫无疑问，煤炭价格将持续上涨，从而将电价上涨带来的微薄利润化为乌有。粗略计算，每千瓦时上网电价上调1.67分，可以抵消每吨电煤上涨50元。6月7日，秦皇岛5500大卡山西优混煤平仓价在835~845元/吨之间，预计7月份电煤涨价很可能达到880元/吨，价格上着的幅度可能超过5%。
经济学家教授认为，“电网一家独大，瓜分走大部分利润，是造成电荒根本原因，在发电企业上网价和用户销售价之间差价，成就电网超额利润，绝大多数都是稳赚不赔。”有多个方面数据显示，近五年，国家电网累计实现利润1336亿元，资产总额达到21192亿元，增长81.2%，净资产收益率4.87%，提高2.8%。火电企业在煤价和电网垄断之中受着夹板气。
煤炭业专家李朝林认为造成电荒主要是“市场煤、计划电”体制因素造成，由于煤炭市场化，价格可随行就市，而且近几年煤炭行业整合，煤企对价格控制能力逐渐增强，形成“煤企强势，电力弱势”局面，煤炭企业议价能力增强，是造成电力企业亏损的主要原因。
也有专家觉得，中国能源需求迅速增加、煤炭地域分布不均衡，电力结构单一等问题也都是其中的重要原因。长期以来，电力需求增速快于发电量的上涨的速度，特别是当电力需求增速呈加快增长时候，很容易引起“电荒”。要不是2008年爆发金融危机造成下游电力需求下降的话，那么这场迟来的“电荒”早在2008年就该发生了。从电力供求两方面说，供给上，在中央推动节能减排大背景下，如果推动煤电联动，暂不考虑电价上涨对下游企业及居民消费影响，当利益关系理顺了，电价上涨，电力供应上来了，但是这将变相鼓励发电企业扩大火电发电规模，那意味着我们将更加依赖火电，届时能源产业体系调整将更是无稽之谈了；另一方面，近两年电力需求的迅速增加，不单是因为经济稳步的增长，更多是由于钢铁、水泥等高耗能产业不合理的消费引起的，工信部统计多个方面数据显示，高耗能行业投资增速略有加快，1～4月六大高耗能行业完成投资8271亿元，同比增长13.7%，其用电量创历史新高。
前述的人说，除此之外，中国电力能源结构单一，煤炭资源分布不均是造成目前电力产业畸形发展的先天因素。粗略计算，目前70%左右是火电，20%左右是水电，核电等其他电力约占10%左右。煤炭资源分布极为不均，呈现“西多东少、北富南贫”格局，其中新疆、内蒙古、山西和陕西等四省区占全国资源总量的81.3%，东北三省占1.6%，华东七省占2.8%，江南九省占1.6%。煤炭资源分布不均，而电力又绝对依靠火电，这就造成运输紧张，成本高昂的“北煤南运”局面，是诱发中国电荒重要成因之一。
另外，电网体制也是电荒原因之一。南方多省电荒一片时，北方的内蒙古却出现了窝电现象。根据内蒙古经信委的消息，整个内蒙古装机和外送总量位全国之首，每年有700亿度的电窝在区内，如果富余电力全部外送，足以填补全国电荒缺口。
首先，能轻松实现煤电有限度联动，同时政府建立一套完整科学的价格干预机制，当煤价涨幅超过一定幅度时，政府打开干预机制，一方面要求煤炭企业加大生产力度，增加煤炭市场供应，另一方面为煤炭运输开通绿色通道，降低中间运输环节成本，另外推动上网电价，实行地区差异价格，经济富裕、电力需求量大地区，上网、销售电价相应大幅提高。
另外，要抑制高能耗产业加快速度进行发展。当前，我们正处于产业体系转型时期，要加快钢铁、水泥、化工等高耗能产业转型步伐，逐步降低重工业GDP单位能耗。在这个关键时期，很重要的是，一定要做到高耗能产业与火电产业同步转型，要保持好这个比例关系，不然二者任何一方过快过慢的调整都可能引发“电荒”。
长期来看，要从根本上解决“电荒”问题，不仅要推进电力产业市场化改革，最重要的是要加快电力产业体系调整，因地制宜全力发展新型能源，实现地区电力资源多元化。我国地域辽阔，主要能源地理分布不均衡，同时，随着经济发展，电力总需求量一直增长是必然趋势。如此背景下，与“煤炭外运，再发电”模式相比，“煤炭资源就地转化为电力再发送”模式更加经济，也减少对铁路、公路运输的压力，因此，应快速推进大规模、长距离电力转移项目建设。与此同时，各地依据自己真实的情况，全力发展新型能源形式，除了水电外，因地制宜发展风电、光伏电、潮汐电、垃圾发电等，实现地区电力产业体系多元化，有助于分担火电压力，同时降低地区出现“电荒”的风险。（作者为行业研究者）
国内需求的快速地增长和供给多因素制约共同导致了淡季缺电现象。供给方面,煤价高企导致部分中小机组亏损严重,发电积极性不足,从而大幅度降低了出力;部分省份新增装机过少,而需求量开始上涨较快,也导致了电力出力不足以满足最高负荷的情况。
原因在于:(1)4月份部分省份电价调整追溯到2010年1月1日起执行,表明政府已经对电企亏损有了足够重视,煤价上涨的成本不应由发电企业承担;(2)6月份电价再次调整,时间和幅度都早于市场预期。我们大家都认为连续两次上网电价调整,表明政府对合理电价传导的容忍度在增加。发改委对电价改革的态度在向积极的方向转变。电价调整有望从应急式调整向常规化调整迈进。
电价仍需再次调整。经我们粗略估算,电力行业要恢复至正常盈利水平,大部分省份仍需上调电价1-4分钱。我们大家都认为年内再次上调上网电价的可能性仍在,若能平均上调2.5分钱,则大部分省份火电厂基本能恢复至正常盈利水平。
水电环保风险有限,成本或由电价上调消化。我们大家都认为尽管水电公司,尤其是长江电力面临着追加老电站政策性成本的风险,但是这部分成本无论从必要性还是从可行性的角度,都应该由电价上调来消化。因此环保政策风险对水电行业影响将十分有限。
火电板块在经历前段时间的调整后,部分优质公司PB 又回到了1.5-1.7倍的安全区间。我们大家都认为在电价改革正面预期的情况下,火电板块已经具备了较为显著的价值,在弱市中具备较强的防御性,因此上调火电行业评级为“推荐”。建议关注业绩弹性较大的华能国际;估值处于洼地的申能股份;具备明确资产注入预期且业绩优良的京能热电等公司。水电公司具备不受经济周期波动的稳定盈利能力,且估值合理,我们维持该行业的“推荐”评级。我们提议关注长江电力和黔源电力。同时建议投资者关注电网主辅分离改革可能带来的地方小电网公司的机会。
上网电价和销售电价上调,短期缓解了电力企业的经营压力,但是盈利大幅度增长还有待电价机制的根本性改变。在行业利润水准仍处低位,但是政策预期改善的情况下,我们提议深挖个股,抓住确定性的投资机会。
十二五稳健开局,电力发展加快转型。2011年,宏观经济稳健开局,消费需求总体上升,为旺盛的电力需求提供有力支撑。“十二五”规划纲要明确,经济结构战略性调整作为加快转变经济发展方式的主攻方向,决定了我国电力工业发展趋势,作为电力旗帜的五大集团顺势加快转型,打造综合性能源集团。
用电需求旺盛,进入新一轮紧缺周期。年初以来,高耗能用电快速反弹,带动全社会用电需求平稳较快增长,预计较长一段时间,我国电量需求仍将保持增长,但近几年,装机增速持续放缓,局部地区、高峰时段供需矛盾凸显,呈结构性缺电,未来电力缺口将继续加大,电力供应或进入新一轮紧缺周期,火电机组利用小时将快速提升。
火电全年预计微利,水电预期良好。受去年年底煤价翘尾因素影响,火电企业全行业处于盈亏平衡状态,近期发改委上调电价,缓解亏损,但煤价出现跟涨,全年盈利预计微利。另外,水电一季度业绩表现良好,预计全国来水总体较为平稳,全年业绩预期良好。
板块估值已在底部,政策预期带来机遇。目前,电力板块仍在底部徘徊,在电力紧缺的大环境下,有望迎来政策利好的拐点。未来,我国能源发展将加快集约化发展,实现输煤向输电转变,同时,在节能减排的压力下,我国清洁能源的比重将大幅度提高,并促进阶梯电价逐步推进,另外,时隔多年,预计电力体制改革的步伐将加快,电价终将走向市场。
重点公司推荐。政策预期改善的背景下,建议关注:1)清洁能源比重较大,业绩稳定,在“同网同价”改革中受益的公司。2)受益特高压建设,拥有煤炭资源,实现煤电联营的公司。3)受益于煤电联动,业绩对电价弹性较大的公司。4)拥有电网资产,在阶梯电价改革中受益的公司。5)前期进行多元化布局,即将进入收获期的公司。6)再融资预期,具有释放业绩动力的公司。
本期,受电荒事件的持续性影响及电价上调的影响,环渤海动力煤价格指数及秦皇岛煤炭价格迭创新高。其中6.21日的环渤海动力煤价格指数上涨到837元/吨的水平,与上期相比上涨0.60%;截至6.6日,秦皇岛港大同优混煤(6000大卡)价格为895元/吨,与上期价格持续上涨15元/吨;秦皇岛港山西优混煤(5500大卡)价格为845元/吨,比上期价格持续上涨5元/吨。
煤炭海运费价格近期变化不大,截至6.1日,秦皇岛-广州港海运费为62元/吨,与前期价格下降1.59%,与一个月前价格下降7.46%;秦皇岛-上海港海运费为53元/吨,比上期价格持平,较一个月前上涨8.16%。
本期国际煤炭价格较前期相比,变化不大,截至6月3日,澳大利亚纽卡斯尔动力煤价格为119.34美元/吨,较上期微降0.13美元,在前期连续下跌后趋稳;同期布伦特原油价格较上期价格小幅下跌,下跌到114.19美元/桶。
部分省份因装机容量不足引起的“硬电荒”虽然还在继续,但其它部分省份由于发电成本过高而不愿意发电引起的“软电荒”得以在一定程度上缓解。我们认为,不论是“硬电荒”的延续还是“软电荒”缓解,对于煤炭行业的需求来讲,都是积极的。
进入6月份以后的用电高峰,将会使这种积极的煤炭需求更大程度的放大,有助于未来煤炭价格的持续上涨。而对合同煤占比较大的企业而言,虽然发改委已严令不能涨价,但这种市场煤价与合同煤价的巨大差距,使得其在未来政策松动时,有望实现合同煤价的大步伐上涨,从而在未来迅速实现超额收益。
我们继续推荐具有确定性增长、煤种相对稀缺的上市公司,以及具有良好资产注入预期的公司,我们重点推荐潞安环能,另外考虑到晋煤集团入主后将会给煤气化带来的变化,我们还重点推荐煤气化。考虑目前华东及南方地区的电荒,我们推荐在此区域内业务占比较大、现货比例也较高的公司,如恒源煤电及兖州煤业。
电价上调有预期,千呼万唤始出来:国家发改委宣布与6月1日对15个省市的销售电价和上网电价进行调整。销售电价调整仅针对工商业用电和农业用电,并未涉及居民生活用电,平均销售电价上调幅度为1.67分/度,其中山西省销售电价上调幅度最大,为2.4分/度,四川省上调幅度最小为0.4分/度。本次电价调整上网电价平均上调约2分/度,其中仍是山西省上调幅度最大为3.09分/度,最低为贵州省上调1.24分/度。
火电企业情况有所缓解,但尚不足以根本扭转:上网电价方面,考虑到4月份部分省市上网电价已经进行了上调,加上此次上网电价上调,两次合计上网电价上调月3.2分/度,约可以抵消约100元/吨的煤炭价格上涨。从环渤海动力煤价格指数来看,仅从2010年10月份起到2011年5月份,综合平均价已经上涨了107元/吨。所以此次调价能够某些特定的程度上缓解火电企业的亏损状态,但根本扭转火电企业亏损状态尚不足够。
“曲线救国”,CPI 冲击有限:虽然煤电价格倒挂、火电企业亏损严重等现象反映了对上调电价的强烈意愿,但受制于CPI 高企,政府在电价上调方面一直忌讳如深。此次销售电价上调只针对工商业用电和农业用电,并未涉及居民生活用电。虽然工商业用电和农业用电上调将会通过商品生产和流转过程逐步传导至终端消费者,但中间的流转环节能够延长传到时间,并在一定程度上减弱推高终端价格的作用。
电价上调启动,利好节能设备:如果按照2010年平均上网电价0.571元/度计算,此次销售电价提价幅度约为2.92%,虽然幅度不大,但在一定程度上仍将增加企业的负担,尤其是像黑色有色金属冶炼、化工、水泥等高能耗企业的成本负担。如果未来我国通胀情况有所改善,将对后续电价上调提供更加有利的外围环境。长期来看电价上调将是一个长期的趋势,节能设备的使用将成为企业“对冲”电价上调所产生成本增加的一个有力手段。
个股推荐及盈利预测:建议关注国内电节能设备龙头荣信股份(002123)和余热锅炉制造龙头杭锅股份(002534)。预计荣信股份2011、2012、2013年EPS 分别为0.74元、0.99元、1.39元,对应动态市盈率为27.43倍、20.70倍、14.72倍,维持推荐的投资评级。预计杭锅股份2011、2012、2013年EPS 分别为0.97元、1.27元、1.59元,对应动态市盈率为21.78倍、16.64倍、13.29倍,维持推荐的投资评级。
1、上网电价、销售电价同时上调。从6月1日开始,山西、青海、甘肃等15省市的电价将上调,上网电价平均2分/千瓦时,其中调整幅度最大的山西,提价3.09分/千瓦时;调整幅度最小的贵州,提价1.24分/千瓦时。上网电价调整后,销售电价随之上调1.67分/千瓦时,山西最高,每度提价2.4分/千瓦时,涨幅最小为四川,每度涨价0.04分/千瓦时。
2、上调电价是高通胀背景下的无奈之举。上调电价虽然不涉及居民用电,但是将大幅提高工业企业的用电成本,推高工业品价格,提高PPI高企的压力,最终将传导至CPI。为解决眼前问题,保障夏季正常供电,提高电价一方面能够尽快提高电力企业的盈利能力,另一方面也能通过增加成本的方式压缩高耗能行业产量,降低工业用电需求,确保民用电。无疑,在我国仍然以投资拉动经济增长和滞胀的背景下,提高电价将影响经济增速。
4、短期关注动力煤投资机会,中长期依然看好炼焦煤企业。煤炭行业基本面未发生根本变化,提高电价对缓解电荒的效果还有待观察,动力煤价格具有上涨动力,但是上涨空间谨慎乐观,炼焦煤短期难以提价。近期煤炭板块随大盘下跌,跌幅小于市场整体跌幅,显示出煤炭股扎实的业绩及相对低的估值对股价的支撑。我们大家都认为经济走势不明朗、煤价上涨的传导受阻、以及收紧的货币政策难以转向等制约煤炭股上涨的因素依然存在。
国家发展和改革委员会5月30日宣布,自6月1日起,15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分钱,但居民用电价不变。 此次上调销售电价的省市包括山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北、贵州。其中,山西省销售电价上涨金额最多,每千瓦时上涨2.4分; 四川省上涨金额最小,每千瓦时上涨0.4分。
如果煤价每吨上涨超过40元,将抵消本次上网电价上调。此前, 发改委已下发通知要求合同煤供应价格维持2010年水平,不得变相涨价。但是,市场煤上涨趋势未变,所以,火电企业亏损局面不会得到根本好转。建议投资者借次上调电价卖出电力股票。
公司2010年EPS为1.87元,考虑公司各板块业务稳定增长符合预期以及电价上调等因素,我们调高公司2011年的盈利预测。我们预测存量资产2011--2013年EPS分别为2.30/2.91/3.49元,目前价28.21元,对应2011~2013年P/E12x/lOx/8x,加上公司己公告资产注入及海内外资源扩张预期等事宜,我们给予公司2011年18xP/E,对应目标价40.86元,估值优势明显,维持“买入”评级。
一季度存货增加源于乐观估计。经济下滑,众多企业面临去库存压力。一季度末有色金属上市公司整体存货为1304亿元,同比增加33.47%,其中铝板块存货同比增加12.4%。公司一季度末存货为6.56亿元,较2010年末4.99亿元增长31.46%,与全行业增速持平,但明显高于同行业。一季度存货大幅增加主要与公司对后市偏乐观有关系。即便下半年经济下滑,考虑到电解铝成本支撑,存货对公司2011年业绩影响有限。
电解铝生产恢复正常。受节能减排,拉闸限电影响,2010年10月一条14万吨生产线月初,公司公告陆续恢复生产,目前已经满负荷运行。受此影响,一季度电解铝产量不足10万吨。今年全国面临电荒压力,目前企业生产经营一切正常,未受到电荒影响。作为高耗能企业,如果夏季电荒进一步加剧,很可能影响到公司正常生产,2011年公司计划生产铝液33万吨,铝锭6.46万吨。
铝产品销售以铝水为主,产品主要销往省内。2008年金融危机以来,公司产品全部供应国内销售,并且加大了省内的销售,2010年省内收入占比为65.19%,较2008年的22.08%,提高43.11个百分点。2011年公司计划生产铝液33万吨,铝锭6.46万吨,铝液占比达到83.62%。铝液全部省内销售,加上部分铝锭,省内销售收入占比可能超过九成。公司用电成本大幅增加,加大铝水产品和省内销售可以减少铸锭成本和运输成本,缓解公司成本压力。
2011年综合用电成本大致为0.544元/度,较2010年提高0.064元/度。经测算,2011公司用电成本大致为0.544元/度。测算有三个方面的前提条件:其一、万方电力停产待拆,网电用电量大致翻一倍为40亿度;其二、预计金冠嘉华协议电价2010年约为0.47元/度,2011年可能提高至0.48元/度,用电量约为20亿度;其三、目前的网电成本为0.561元/度,4月份15省平均上调2分钱,河南上网电价提高1.5分,6月1日起15省网电平均上调1.67分,河南网电提高2.3分钱后电价为0.584元/度,全年网电平均成本为0.574元/度。
热电厂等待核准文件下发后投建。2月19公司发布公告,全资子公司万方电力拟投建60万千瓦热电机组,建成投产后将大幅度降低公司综合用电成本。按照当前的煤价和网电价格测算,热电机组可供应电解铝生产用电40亿度,全部取代网电,发电成本大致在0.473元/度(煤炭价格以2011年1-5月参考),相比网电价格0.584元/度(6月1日提价后的价格),可以节约用电成本达4.44亿元。目前万方电力已经停产,等待国家能源局等部门的核准文件下发后拆除重建,此外项目约28亿元投资资金仍在落实当中。电厂整个建设周期约为2年,预计2013年中期可以投产发电。
热电产大幅提升公司价值。对电解铝行业来说,公司自备电厂是一个优质资产,主要原因在于以下四个方面:其一、作为非发电企业获取自备电厂牌照几乎不可能;其二、避免网电加价,目前网电和上网电价价差在0.18元/度,使得自备电能够承受更高的煤价;其三、相同功率的自备电机组发电小时远远超过电力企业,发电小时增加可以摊薄非煤炭成本,自备电发电小时大致为7000-8000小时/年,电力企业则为5000-5500小时;其四、上大压小后发电效率大幅提高,万方电力单机30万千瓦实际煤耗大致为320克标煤/度,而此前单机12.5万千瓦实际煤耗大致为390克标煤/度,2011年1-5月山西大混平仓价的平均价格为700元/吨,考虑运输成本和热值换算,可以节约煤炭成本0.08元/度。
给予“增持”投资评级。综合考虑铝价、公司生产经营情况。我们测算2011-2013年公司EPS为0.41元/股、0.47元/股和0.87元/股。以6月2日收盘价17.09元/股,对应PE分别为41.18倍、36.15倍和19.62倍,估值合理。下调评级从“买入”至“增持”,理由是首先河南网电提价2.3分,超预期,其次热电厂相关核准进展不如预期,最后考虑到公司业绩对铝价弹性较大,铝价每涨100元,EPS上涨0.04元,以及热电厂优质资产属性。
平庄能源上市之初,母公司平庄煤业集团和实际控制人国电集团承诺过将注入白音华煤矿(可采储量7.38亿吨,核定产能700万吨/年)和元宝山煤矿(可采储量3亿吨,核定产能800万吨/年)。但由于目前白音华煤矿在处于建设期,而元宝山煤矿牵连到平煤投资公司的历史职工费用问题,无法短期内注入上市公司。
上市公司现拥有的煤矿出产老年褐煤,产量基本稳定,全部为发电用煤。客户除了国电集团所属附近电厂外,也销售给蒙东、辽西和河北地区的其他发电企业。去年由于国电集团多个电厂设备检修,公司的电煤销售比重大幅度降低,高价的市场煤和地销煤比重提升。我们预计今年电煤销售比重依旧保持偏低水平,但电煤价格稳定;市场煤和地销煤价格将有所上涨。在集团煤矿资产注入前,公司未来业绩提升主要依靠提价。
主要观点:上调2011年净利预测38亿至41.5亿,2012年和2013年最新净利预测分别为46亿和52.7亿。我们预测2011年EPS3.61元,当前价格对应PE17X。主要原因:上调喷吹煤销量至1150万吨,较之前预测902万吨,上涨27%,基于当前公司合同签订量;其价格900元,较之前预测上涨7%。公司喷吹煤洗出率70%,增量主要来自于新客户开拓。公司用于发电的混煤2010年销售量1500万吨,平均价格460元/吨,我们预计2011年销售量1632万吨,销售价格470元/吨。价格增长幅度远低于市场的主要原因是因为混煤销售中有80%属于合同煤,无法分享市场价格持续上涨。
新矿井产能1500万吨,我们预计2012年下半年开始贡献利润。公司整合新矿井分为子公司潞宁整合780万吨新产能(气煤,530元/吨)和股份公司潞安整合720万吨新产能(肥焦煤,750元/吨)。这些新矿井处于基建阶段,2010年和2011年均有300多万吨工程煤产量。但其形成的销售收入用以抵补工程开支,因此这些新矿井所归属公司普遍处于亏损状态,2010年归属少数股东损益亦为负数,预计2011年仍然属于亏损状况,但绝对量减少;2012年真正开始贡献利润。
公司年报表指引2011年资本开支50-60亿元,用途矿井建设和焦化整合。我们预计资本支出45亿元,主要因为焦化整合的进程可能会较慢,相关支出在本年并不会很大。潞安是山西焦化整合的一个主体,拟以在手800万吨焦化产能建设指标去整合山西省焦化产能,我们对此持谨慎态度,因为资本开支较大,回报期较长,下游产品价格波动较大。
优质成熟资产待注入。成熟注入标的郭庄煤矿(180万吨,集团直接加间接股权70%,直接45%,职工持有30%)和司马矿(300万吨,集团持有51.7%,其余信托公司代员工持有)。公司倾向循序渐进式资产注入,以股权融资方式较为可行,拟将所有股权收归上市公司。司马矿煤质为贫瘦煤,用途炼焦配煤和动力煤,拥有洗煤厂,吨煤净利超过300元,2010年1-9月份净利97,786万。郭庄矿煤质为贫煤,用途发电,盈利能力较差,2010年1-9月份净利6,738万吨(参见《集团2011年第一期中期票据募集说明书》)。若将其全部股权注入上市公司,估计将新增净利13亿左右,对应2011年我们的预测41.5亿元,增厚净利30%。考虑对价的股权摊薄效应,实际增幅将没有这么大,但依然值得期待与关注。
第四,预计2011年-2013年EPS分别为1.321元、1.753元和2.124元,对应的PE分别为19.3倍、14.6倍、12.0倍,看好公司11年兴县产能释放和精煤提价带来业绩增长,维持“推荐”评级。
公司自身煤炭产量增长空间不大,2010年原煤产量为2621万吨,2011年计划2639万吨。公司2010年采购集团原料煤1058万吨,商品煤总销量4538万吨;2011年计划采购原料煤1024万吨,商品煤总销量计划4800万吨,增长5.8%。 2011年1季度公司商品煤总销量预计约1200万吨,商品煤综合平均售价预计接近520元/吨。公司商品煤销量中动力用煤占比较大(73%),由于今年政府对于电煤价格的管制,公司末煤价格2季度后难以上涨,预计与1季度基本持平;4月份以来块煤、喷吹煤价格基本变化不大,我们预计公司2季度商品煤售价有望与1季度基本持平,2季度业绩预计与1季度相当(Q1EPS0.27元)。
公司08年成立的全资子公司山西国阳新能国际贸易有限公司主要从事贸易业务,公司又设立北京国际贸易公司和香港国际贸易公司,贸易业务将是今年公司收入大幅增长的主要来源。国贸公司2010年收入83亿元,包括部分对内的贸易业务;2011年计划实现贸易收入200亿元(主要为对外业务),1季度预计实现收入50亿元。目前贸易业务毛利较低,对利润贡献有限。
公司2010年度股东大会审议通过将公司名称变更为“阳泉煤业(集团)股份有限公司”。 公司作为阳煤集团唯一煤炭资产运营平台的目标不会改变,集团煤炭资产注入只是时间问题。集团目前尚有成熟煤炭产能约2000万吨(除已政策性破产的三矿),规划在建产能逾2000万吨,整合产能约3000万吨,“十二五”集团规划亿吨级产能,若全部注入公司,公司产能增厚2.8倍。
我们预计公司2011-2013年原煤产量分别为2639万吨、2741万吨、2921万吨(增量主要来自平舒矿和景福矿),商品煤销量分别为4800万吨、4895万吨、5064万吨,商品煤销售均价分别为520元/吨、545元/吨、565元/吨。
公司合同煤比例较高,看好2012年提价。公司煤炭产量虽小,但公司煤炭基本都是合同煤,比例达到90%,2010年公司煤炭均价317元,同比增长13%,2011年由于发改委要求合同煤保持相对稳定,预计公司今年煤价相对稳定,由于合同和现货价差价的拉大,我们预计2012年合同煤价上涨是大概率事件。
公司资产注入预期较强。公司大股东靖远煤业集团是甘肃三大煤业集团之一,2010年集团原煤产量1003万吨,占甘肃省原煤产量22%左右,集团“十二五”末计划实现煤炭产能2000万吨以上,工业总产值100亿元以上,利税达到20亿元以上,集团目前剩余成熟矿井5个,剩余产量是上市公司3倍,随着集团的扩张,资金需求将越来越大,而上市公司平台是最好的融资渠道,我们认为资产注入越来越近。
陇东资源开发如火如荼,能否获取资源是公司投资的亮点。陇东地区是国家规划的大型矿区之一,其煤炭储量占甘肃省煤炭储量的90%以上,十二五末其规划产量6000万吨左右,日前集团参股甘肃能源集团有限公司,并与金川集团合作开发沙井子矿区,能否获得资源是集团及上市公司可持续发展的保证。
首次给予“增持”投资评级。我们预测2011/2012年每股收益分别为0.33元/0.43元,对应动态PE分别是50.3、39倍,远高于煤炭行业的平均水平,但考虑到公司体量较小,市值规模也较小,未来资产注入预期较强烈,且公司未来有可能受益于陇东地区的开发,因此我们首次仍给予“增持”投资评级。
公司近况:中煤能源公告,公司与焦煤集团分别持股50%的华晋焦煤公司将派生分立为两家公司,其中王家岭板块资产(包括王家岭煤矿、华晋韩咀煤业、华宁焦煤等)将由王家岭矿所在公司(名称待定)持有,剩余资产(包括沙曲煤矿、华晋明珠煤业、华晋吉宁煤业等)将继续由华晋焦煤持有。分立完成后,公司拟增持王家岭煤矿所在公司股权至51%,而焦煤集团拟增持华晋焦煤股权至51%。
评论:分立方案有利于增强中煤能源对上述部分焦煤资产的经营控制权。尽管此前公司持有华晋焦煤50%的股权,但在经营中并无实际控制地位。此次分立为两家公司,且中煤将增持其中一家公司股权至51%,有利于提升其对该部分焦煤资产的经营控制权。
分立后王家岭煤矿恢复建设和投产的进程有望加快。受到2010年3月透水事故的影响,王家岭煤矿的建设中止至今。分立后中煤能源和焦煤集团分别成为王家岭煤矿所在公司和华晋焦煤公司控股股东,安全责任主体将更加明确,王家岭煤矿恢复建设的审批进度有望加快。王家岭煤矿为井工矿,煤种以瘦煤为主,拥有可采储量3.19亿吨,设计产能600万吨/年,工程进度已完成65%,预计尚需6-10个月的建设时间。
估值与建议:公司短期增长有限,但2012年将恢复快速增长势头,中长期投资价值逐步显现。公司目前股价对应的2011年A/H股P/E分别为14.7倍和11.8倍,均低于行业中值和历史中值,具备一定的估值吸引力。2011年4季度公司平朔东露天矿(2000万吨/年)将投产,王家岭煤矿也有望于2012年下半年投产,其余A股募资项目也将于2013年前后陆续投产,因此2012年后增速将显著加快。但考虑到公司短期增长有限,维持审慎推荐评级。
公司11年一季度业绩0.39元/股,归属母公司净利润5.12亿元,同比去年下降2%,实现营业收入18.6亿元,同比增长24%,完全符合申万预测。业绩下滑的主要原因来自于人工成本及材料费的上涨的同时,11年合同煤价没有上涨。公司一季度毛利率仅为48%,相比去年同期的55%下滑13%。
公司露天开采导致业绩季节性特征明显,往往1季度业绩较好。由于1季度和4季度天气寒冷,剥离工作主要在2、3季度完成,所以2、3季度生产成本较高。从毛利率比较来看10年4个季度分别为:55%、30%、33%、47%,今年1季度毛利率48%虽然环比小幅提升,但同比下降明显。08年-10年三年中,一季度业绩占比当年全年业绩分别为33.2%、34.5%、36.0%,季节特征明显。
公司拟将销售煤炭所致的应收账款转让给银行办理有追索权国内保理业务,缓解公司的资金压力。公司作为销货方将向购货方销售商品所产生的应收账款转让给银行,融资利息由购货方承担不增加公司融资成本。但由于该保理业务附追索权,如果购货方不能按保理协议及时支付货款,公司需要承担先行偿还融资额及利息的风险。公司一季度末应收账款11.5亿元,比期初增长159%,占比同期营业收入62%,可见煤款回收问题较为明显。
公司一季报中预计11年中报业绩同比下滑0%-20%,下滑原因为柴油等原材料价格持续上涨及所得税优惠税率取消。公司10年年报中预测11年生产及收购原煤量及销量均为4200万吨,同比去年基本持平略有下滑,而原材料涨价导致成本增加,所以公司预计11年利润总额同比下降1%-10%。
下调公司11年业绩预测至1.03元/股(原先为1.12),11年估值水平22.6倍,维持“中性”评级。由于公司西部大开发所得税优惠税率取消,母公司税率从15%上调回25%,根据一季度所得税1.6亿元测算综合税率为23%,所以我们调整所得税率假设从15.5%至23%,所以11-13年业绩也从1.12、1.37、1.57元/股分别下调至1.03、1.20、1.38元/股。未来公司成长主要在于新收购的扎哈淖尔二号露天矿1500万吨投产以及继续收购集团白音华三号矿(规划1400万吨)。
华电国际上网电价上调17.10人民币/兆瓦时,上调幅度略高于我们此前预计的1.9%。鉴于公司盈利对电价的敏感度较高,我们将2011和2012年盈利预测分别上调4.1%和3.8%至2.79亿人民币和5.75亿人民币。我们维持华电国际的评级和目标价不变:H股目标价1.85港币;A股目标价4.00人民币(基于A/H股6个月平均溢价水平150%),A股和H股评级均为持有。
平均上网电价上调17.10人民币/兆瓦时,与华能国际和大唐发电相比是上调幅度最大的;n华电国际的上网电价上调幅度最大主要是由于其在上网电价上调幅度较大的省份(山东省上调14.9人民币/兆瓦时,安徽省上调20人民币/兆瓦时,河南省上调20人民币/兆瓦时)拥有的业务较多;将2011-12年盈利预测上调4.1-3.8%n由于其盈利质量较差,与同业相比,华电国际盈利对电价的敏感度最高。因此,我们将其2011和2012年盈利预测分别上调4.1%和3.8%至2.79亿人民币和5.75亿人民币。
未来市值比肩今日潞安环能,给予中长期目标价50元,维持增持评级:公司2015年品种结构及产量、储量规模,与当前潞安环能最为接近。我们预计当公司具备3000万吨产能之时,也有望成为拥有近11.5亿股本,市值超过670亿元的中大型煤炭企业。届时每股股价也将与潞安环能比肩。结合2012年盈利预测,我们给予公司3-6个月目标价33元,对应动态市盈率为20倍;结合潞安环能市值,我们给予公司中长期目标价50元,该目标价有望在公司第二次资产注入明朗之时实现。仍维持“增持”评级,建议投资者长期持有公司股票,分享十二五高回报。
从纯贸易到产销并重,从零产量到三千万吨级大型生产企业,公司发展实现大踏步跨越:2003年之前公司仅仅是一个纯粹的煤炭贸易商,管理层果断进军煤炭生产、主动做大做强。2003-2010年这8年间,公司在长治地区陆续建成或改扩建5矿,从而形成千万吨级规模。2009年,公司控股股东山煤集团成为整合主体,再度斩获炼焦煤、贫瘦煤、动力煤等优质资源共计1800余万吨。其中870万吨预计将于2011年10月前后注入上市公司,注入模式为公司向社会不超过10个股东定向增发购买资产;而剩余900万吨将于本次注入完成后启动准备工作,并争取于2014年前注入公司体内。
煤种结构逐渐优化 销售模式坚持全现货;2003年起,公司开始发展煤矿生产业务,当时煤炭产地都集中于山西长治地区,煤炭品种以贫瘦煤为主。而随着两次注入逐渐完成,公司将发展成为拥有炼焦煤、贫瘦煤、气煤、动力煤等品种齐全的大型煤炭生产主体。预计到2015年,公司有望拥有上述各品种分别为420万吨、1300万吨、120万吨、1000万吨,并以炼焦煤、贫瘦煤单吨盈利最高。
公司拟利用3,000万元超募资金收购金坛市光源石英坩埚有限公司（以下简称“金坛光源”）56.25%的股权，并利用1,460万元超募资金对其增资。收购和增资后，公司将持有金坛光源65％的股权。此次收购是继之前收购上海杰姆斯石墨热场业务后，再一次完善公司光伏晶硅生长设备的辅助及耗材配套产业链，利于提升公司的盈利能力与业务协同效应。
石英坩埚是理想的高纯硅熔融载体材料与容器，其在冷却过程中因膨胀系数不一致，而属于仅仅只能使用一次的拉晶或铸锭易耗品。目前单晶硅用石英坩埚厂商主要有锦州圣戈班、扬州华尔及金坛光源等，多晶铸锭用石英坩埚厂商包括维苏威、赛瑞丹、东芝陶瓷、江苏华融及中材国际等。目前石英坩埚产品供不应求，在全球大幅提升光伏发电比重及硅料厂商的大幅扩产带动下，作为一次性易耗品，其市场成长空间十分可观。
金坛光源是专业生产电弧石英坩埚企业，现有6条坩埚生产线万元、5,008万元、1302万元，净利润分别为404万元、339万元、1386万元、493万元；过去三年营收、净利润的年均复合增速分别高达81.55%、85.31%；净利率分别高达26.50%、19.76%、27.61%、37.86%。预计其未来成长性及盈利水平仍保持较高。
按公司出资4,460万元收购与增资后持有金坛光源65%股权、及金坛光源2010年净利润1386万元计算，收购资产的静态PE仅为4.95倍；按金坛光源2010年的净利润静态测算，收购并表后约增厚公司业绩10.55%。
金坛光源已涉足生产拉单晶用圆坩埚五年左右，其坩埚制备工艺和产品已经成熟。公司收购控股金坛光源后，拟建设多晶硅铸锭用方坩埚项目，以进一步提升此次收购的协同效应。公司拟通过引进人才和先进设备的方式，掌握并采用石英注浆成型技术生产的方坩埚，可显著提高坩埚的热震稳定性及抗炸裂能力。目前方坩埚项目团队已到位，预计年底可建成投产。
公司已在光伏、光电两大新能源高端装备领域储备了丰富的新技术、新产品及新项目，其多晶硅铸锭炉、多线切割机、LED蓝宝石炉及MOCVD等明星产品将陆续产销，未来阶梯式快速增长可期。预计2011-2013年公司实现每股收益分别为0.98元、1.56元、2.24元，对应动态估值分别为26X、17X、12X；维持“强烈推荐_A”的投资评级。提示新项目投产及市场推广进度或低于预期的风险。
中新社北京6月22日电 最新权威统计显示，受4月份电力供应业利润明显下滑及火电企业利润同比继续大幅下降影响，今年前4月中国电力行业利润总额同比下降0.4%，是2009年5月份以来同比增速首次由正转负，且增速较今年前3月降低10.5个百分点。
中电联有关负责人22日向记者透露，今年前4月，火电生产企业实现利润总额同比下降约五成九，销售利润率仅有1.4%，比上年同期降低2.6个百分点，这说明作为电力供应保障基础作用的火电企业仍处经营困局中。4月份，全国火电生产企业利润总额同比下降13.1%，下降幅度比3月份有所缩小，主要原因是4月份国家发改委上调了部分省份的上网电价，在某些特定的程度上缓解了煤价上涨压力。但是，这并没有从根本上遏制上调电价省市的亏损局面。
中电联称，5月份华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电业务当月仍亏损16.9亿元（人民币，下同），亏损额与上月基本持平，煤价上涨仍是主因；今年前5月，五大发电集团火电生产亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元。火电在五大集团中占绝对比重，因此也带动电力业务出现严重亏损，这使得发电经营持续困难，给迎峰度夏电力供应保障带来风险。
今年4月中国电力行业实现总利润114亿元，同比下降二成，增速比上月下降25.7个百分点。据中电联分析，今年4月份电力行业利润总额同比、环比数据均出现下降的原因，主要是煤价持续上涨而销售电价仅在部分地区有些微调，煤价上涨因素挤压了电力业盈利空间，导致电力供应业企业及火电企业利润同时出现下降。