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1、,英大证券研究所-研究报告研究报告政策和市场条件向好 企业盈利仍然承压电力行业投资需关注政策执行和推进效果报告日期：2012 年 1 月 6 日,行业评级：,投资要点：,公用事业重点公司评级：深圳能源九龙电力华能国际上海电力凯迪电力先河环保行业指数走势：,同步大盘买入增持增持买入增持增持,2011 年电力行业的整体运行状况主要表现在，电力需求保持旺盛但增速明显回落，而在电力投资方面，火电和风电的投资规模均小于去年，伴随着煤价的高企和发电装机的减缓，“缺电”成为本年度行业运营的主题。在电力企业饱受成本压力，普遍面临亏损，部分地区电力供应持续偏紧的情况下，电力行业的政策条件发生了重大变化。国家发改
2、委出台上调上网电价、对煤炭暂行最高限价、试行居民阶梯电价的一套调控煤电价格的“组合拳”，电力行业的政策导向明晰，市场趋势向好的预期确定。虽然电力行业在政策条件和市场趋势上都趋于向好，但具体从企业的收益水平分析，由于宏观经济的走势和电力行业的产业特点，电力企业的盈利水平仍然承压：经济下行的压力和高耗能产业的产能减少会导致用电需求下降；财务成本的压力部分抵消了电价上涨的乐观预期；煤价的限制条款实际执行中可能变相调整；电力环保政策的加码一定程度侵,风险因素：经济下行预期较强，企业盈利有待政策执行效果。研究员：卢小兵证书编号：S0990511020002Tel：010-84010711Email:,蚀
3、了电企的利润水平。在具体的投资策略选择上，对电力行业选择电价上调高业绩弹性公司，也即寻找电企利润对电价调整的敏感性；其次，要把握电力环保产业确定性的投资机会，包括脱硝和脱硫市场所孕育的投资机会。风险提示：从宏观层面来看，经济下行会导致用电需求下降，财务成本的压力将明显上升，而合同煤价的执行效果还有待观察，电力环保的强制要求可能超越环保的补贴，在一定程度侵蚀了电企的利润水平。,2,行业研究报告,目,录,一、当前行业整体运营的基本状况.4（一）用电需求总体旺盛但增速回落.4（二）电源建设放缓电力供应形势紧张.5（三）紧张的供求状况导致火电利用小时数快速上升.6（四）煤价高企和财务费用增加导致火电企
4、业利润继续大幅下降.7（五）能源结构优化清洁能源占比继续提升.8二、行业政策条件和市场趋势向好.9（一）电价上调为电力企业减压带来较大空间.9（二）煤价限制政策可望为火电业绩改善赢得时间.11（三）可再生能源补贴翻番将促进新型能源上网.12三、电力企业盈利水平仍然承压.13（一）经济下行的压力和高耗能产业的产能减少会导致用电需求下降.13（二）财务成本的压力部分抵消了电价上涨的乐观预期.14（三）煤价的限制条款实际执行中可能变相调整.15（四）电力环保政策的加码一定程度侵蚀了电企的利润水平.16四、政策变局中火电行业的业绩弹性分析.16（一）业绩弹性测算.17（二）利用小时数敏感性测算.17（
5、三）限定变量的利润弹性测算.18五、电力行业的投资策略选择.18（一）选择电价上调高业绩弹性公司.18（二）把握电力环保产业确定性的投资机会.20六、重点公司投资价值分析.23（一）深圳能源（000027）.23（二）九龙电力（600292）.24（三）华能国际（600011）.24（四）上海电力（600021）.25（五）凯迪电力（000939）.25（六）先河环保（300137）.26七、风险提示.26请务必阅读最后一页的免责条款,图,图,图,图,图,图,图,图,图,3,行业研究报告,表格索引,表 1：我国火电行业经营及财务状况.8表 2：截止 2011 年 11 月底年度电力数据.8表
6、3：各省市标杆电价调整福度.9表 4：发电量分类统计.10表 5：发改委对电煤价格临时干预政策要点.11表 6：2010 年 19 月部分省市可再生能源发电项目补贴情况.12表 7：部分行业资产负债水平比较.14表 8：部分电力类上市公司资产负债水平.14表 9：近年来重点合同煤签约及执行情况.15表 10：最近主要港口煤炭价格报价情况.15表 11：我国电力脱硝投入费用预测.16表 12：我国电力脱硫的排放预测比较.16表 13：效益水平各影响因素对利润贡献的弹性分析.17表 14：利用小时数敏感型测算.18表 15：利润贡献的弹性分析.18表 16：华能国际装机情况及电价调整情况测算表.1
7、9表 17：我国电力脱硝市场投资预测.21表 18：我国电力除尘的排放预测.22表 19：深圳能源盈利预测.23表 20：九龙电力盈利预测.24表 21：华能国际盈利预测.24表 22：上海电力盈利预测.25表 23：凯迪电力盈利预测.25表 24：先河环保盈利预测.26,图示索引,1：全社会及三类产业用电累计增长情况.42：工业用电及轻重工业用电累计增长情况.43：生铁及水泥产出变动情况.54：全部及水电火电新增机组同比绝对变化量.55：三峡入库流量变化情况.66：火电和水电的利用小时数绝对变化情况.67：大同动力煤坑口价和秦皇岛煤炭平仓价.78：秦皇岛和直供电厂煤炭库存情况.79：我国 G
8、DP 季度增长情况.13,请务必阅读最后一页的免责条款,4,行业研究报告,一、当前行业整体运营的基本状况,回顾2011年电力行业的整体运行状况，在电力供需方面，电力需求保持旺盛但增速明显回落，而在电力投资方面，火电和风电的投资规模均小于去年，伴随着煤价的高企和发电装机的减缓，“缺电”成为本年度行业运营的主题。,（一）用电需求总体旺盛但增速回落,截止11月底，全国全社会用电量42835亿千瓦时，同比增长11.85%。当月全社会用电量3836亿千瓦时，同比增长9.9%。分产业看，前三季度，第一产业用电量795亿千瓦时，同比增长4.5%。第二产业用电量26235亿千瓦时，同比增长12.1%，各季度分
9、别增长12.3%、11.6%和12.5%。第三产业用电量3844亿千瓦时，同比增长14.0%；城乡居民生活用电量4282亿千瓦时，同比增长10.6%；第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为12.5%和10.9%，分别比上年同期提高3.4和1.6个百分点。,图 1：全社会及三类产业用电累计增长情况,资料来源：中电联、国家统计局,2011年111月，全国工业用电量31546亿千瓦时，同比增长12.0%；其中，轻、重,工业用电量同比分别增长9.2%和12.6%。11月份，工业用电量同比增长10.1%，环比增长2.6%，轻、重工业用电量同比分别增长8.0%和10.6%，增速分别比
10、上月提高0.8个百分点和回落3.5个百分点，重工业增速较上月回落较大，轻工业用电量增速持续明显低于重工业的趋势略有改善。,图 2：工业用电及轻重工业用电累计增长情况,资料来源：中电联、国家统计局,请务必阅读最后一页的免责条款,5,行业研究报告,分行业来看，截止11月底，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计13997亿千瓦时，同比增长12.7%，环比下降3%。和经济运行态势相对应，四大重点行业用电量在上半年各月处于较高水平，增速较高，下半年月度用电量环比基本持平略有下降，进入第四季度以来，钢铁行业用电量环比减少较多，建材、有色等行业用电量则基本稳定。,图 3：生铁及水泥产
11、出变动情况,资料来源：CEIC,（二）电源建设放缓电力供应形势紧张,从2011年的电力供应状况看，由于火电装机容量增速偏低，电源建设步伐放缓，再加上全年来水量下降，导致水电出力减少，在迎峰度夏和迎峰度冬期间，电力供应短缺现象较为明显。,2011年前三季度，全国基建新增发电生产能力4962万千瓦，同比减少224万千瓦。,截至9月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量97695万千瓦，同比增长10.2%；其中，火电同比增长8.8%，继续低于火电发电量及全社会用电量增速。前三季度全国火电新开工规模1262万千瓦，9月底火电在建规模6755万千瓦，分别同比减少1338万千瓦和1785,万千瓦，规模缩小
12、有可能对未来电力供应保障造成影响。,图 4：全部及水电火电新增机组同比绝对变化量,资料来源：中电联、国家统计局,在电源装机减少的同时，由于来水的减少，水电出力下降明显。前三季度，全国规,请务必阅读最后一页的免责条款,6,行业研究报告,模以上电厂水电发电量4674亿千瓦时，同比下降0.6%，是“十一五”以来水电发电量首次出现同期负增长的年份；二、三季度同比分别增长1.5%和下降14.7%，水电装机比重较高省份的水电生产形势非常严峻，已经严重影响电力供需平衡。受需求旺盛以及水电减发影响，自2010年12月份以来，月度火电发电量持续高于3000亿千瓦时。19月份，火电发电量28532亿千瓦时，同比增
13、长14.4%，占全部发电量的82.6%，比上年同期提高1.2个百分点。,图 5：三峡入库流量变化情况,资料来源：长江三峡开发总公司,（三）紧张的供求状况导致火电利用小时数快速上升,如上所言，由于来水偏少，致使水电设备利用小时下降，也导致火电设备利用小时快速回升。111月份，全国发电设备累计平均利用小时4353小时，比上年同期提高80小时，高于2008、2009和2010年同期。其中，水电设备利用小时2871小时，比上年同期低373小时，是“十一五”以来同期最低水平；111月份，福建、广东、湖南、青海、吉林、浙江等水电装机容量较大的省份水电设备利用小时下降幅度超过600小时。也导致在同期全国火电
14、设备平均利用小时4822小时，比上年同期提高246小时，已经回升到2007年同期水平，反映出目前全国供需形势与2007年相近，总体处于平衡偏紧的状态。,图 6：火电和水电的利用小时数绝对变化情况,资料来源：中电联,请务必阅读最后一页的免责条款,7,行业研究报告,（四）煤价高企和财务费用增加导致火电企业利润继续大幅下降,受电力需求旺盛以及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格自3月份明显上行。7月份秦皇岛港5500大卡山西优混,煤炭平均价840元/吨，比3月份上涨78.8元/吨，经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，使得火电企业经营更加困难。11
15、月份，国内动力煤价格有所回落，秦皇岛港5500大卡平仓价格区间在860845元/吨，山西大同动力煤车板价格区间仍在750735元/吨。进入12月份，港口动力煤价格虽有所下跌，但产地价格并未松动。,图 7：大同动力煤坑口价和秦皇岛煤炭平仓价,资料来源：煤炭资源网,前三季度，全国重点企业电厂存煤总体处于正常水平，各月重点企业电煤库存可用天数在13天以上，但受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，局部地区、部分时段电煤供需仍出现紧张，缺煤停机容量较多。,图 8：秦皇岛和直供电厂煤炭库存情况,资料来源：煤炭资源网,电力行业持续承受着煤价高位上涨、利率上升给生产经营和电力保供造成的巨大压力。根据国家统计局
16、统计，18月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，是火电亏损的一个主因之一；火电生产企业虽然实现利润总额122亿元，但同比下降39.1%，并且今年以来各月持续负增长；火电利润主要体现在东部部分省份，中部、东,北地区各省火电企业仍然大面积亏损。,请务必阅读最后一页的免责条款,8,行业研究报告表 1：我国火电行业经营及财务状况,日,期,累计亏损企业单位数,累计亏损(万元),累计负债合计比去年同期增长(%),累计财务费用比去年同期增长(%),累计利润总额比去年同期增减(万元),资产负债率(%),2011 年 10 月2011 年 09 月2011 年 08 月2011 年 05 月
17、2011 年 02 月2010 年 11 月2010 年 08 月2010 年 05 月2010 年 02 月2009 年 11 月2009 年 08 月2009 年 05 月2009 年 02 月2008 年 11 月,586583577576573535543529533445478496549,44049963898466334402920360691023405329099223272531407100688975.4222080019622201429554767532.8,9.1210.2810.110.0310.746.865.155.645.728.1312.6715.0415
18、.7921.25,23.1721.3920.0518.747.980.68-1.49-3.83-1.42-2.73.7910.3917.1641.71,-1254208-1049579-786568-830358-419467-1769737-478696530046.6421679.2842316749880481420861-65125.7-9963117,74.5474.7174.6173.9973.174.3273.5172.8972.2972.7173.7374.9773.1474.41,资料来源：WIND资讯（五）能源结构优化清洁能源占比继续提升在电源投资中，整体投资比例有所趋缓，
19、水电、核电、风电合计投资额所占比重比上年同期提高5.8个百分点。从电力能源结构看，火电投资比重持续下降，风电继续高速发展。根据行业统计，截止11月底，全国并网风电装机容量3997万千瓦，比上年同期净增1382万千瓦，同比增长52.9%。全国拥有并网风电装机的省份已经达到28个。111月份，全国6000千瓦及以上并网风电发电量642.5亿千瓦时，同比增长48.6%。表 2：截止 2011 年 11 月底年度电力数据,指标名称6000 千瓦及以上电厂发电设备容量其中:水 电火 电核 电风 电电源工程投资完成其中:水电火电核电风电,计算单位万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦亿元亿元亿元亿元亿元,本月止累
20、计990711923974529119139973093782915656642,同比（、%、百分点）9.77.78.510.152.9,请务必阅读最后一页的免责条款,9,行业研究报告,发电新增设备容量其中：水电火电核电风电,万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦,662710284565109870,资料来源：中电联二、行业政策条件和市场趋势向好在电力企业饱受成本压力，普遍面临亏损，部分地区电力供应持续偏紧的情况下，电力行业的政策条件发生了重大变化。11月30日，国家发改委出台上调上网电价、对煤炭暂行最高限价、试行居民阶梯电价的一套调控煤电价格的“组合拳”，电力行业的政策导向明晰，市场趋势向好的预期
21、确定。（一）电价上调为电力企业减压带来较大空间根据国家发改委的通知要求，自2011年12月1日起，将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱；对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。上网电价的提高，对部分火电发电企业扭亏能起到重要作用。结合本年度4月和6月的两次上调，可以看出，今年发改委调价的频率和步伐明显加大，上网电价的提高，抵消了部分电煤上涨所带来的成本压力，增加了火力电厂的收入，提高了发电企业的积极性，对于弥补电力缺口有着重要作用。表 3：各省
22、市标杆电价调整福度,区域华北电网东北电网西北电网,省份北京天津河北北部河北南部山西山东蒙西蒙东辽宁吉林黑龙江陕西甘肃,现标杆电价0.3810.3840.4010.4020.3560.4220.2880.3560.3920.3760.3820.3670.308,调价标准0.01950.0280.0230.02830.02950.0250.0230.0170.0220.030.0230.03020.026,调整后标杆电价0.4000.4120.4240.4300.3860.4470.3110.3730.4140.4060.4050.3970.334,销售电价调整幅度4.70%6.80%6.10%6
23、.60%8.20%5.10%8.00%5.70%5.00%6.60%6.00%7.50%5.30%,请务必阅读最后一页的免责条款,/,10,行业研究报告,宁夏青海新疆上海浙江,0.2700.3240.2500.4570.457,0.01840.030.020.025,0.2890.3540.2500.4770.482,5.10%6.50%0.00%4.90%5.40%,华东电网华中电网南方电网,江苏安徽福建湖北湖南河南江西四川重庆广东广西云南贵州海南,0.4300.4180.4170.4450.4640.4110.4480.4090.4060.4980.4410.3270.3370.465,0
24、.0250.0180.02740.0330.0370.0280.0370.040.0380.0230.03650.0260.040.025,0.4550.4360.4450.4780.5010.4390.4850.4490.4440.5210.4770.3530.3770.490,5.90%4.50%6.50%6.00%6.60%7.10%6.20%5.50%6.80%3.70%7.10%4.40%12.00%3.70%,资料来源：国家发改委以火电发电每月3087亿千瓦时测算，12月份平均每度电上调3分钱计算，则当年将为火电企业增收约90亿元。2012年若保持当前的用电增速，全年可望为火电企业
25、增收1100亿元左右，将在一定程度上改善火电企业的经营压力。表 4：发电量分类统计,月份2010-112010-122011-012011-022011-032011-042011-052011-062011-072011-082011-092011-102011-11平均值,全部发电量（亿千瓦时）3,453.453,677.973,672.273,100.733,830.133,663.753,775.603,968.174,251.394,260.643,860.583,640.623,713.003,759.10,火电发电量（亿千瓦时）2,789.333,040.653,113.302,
26、623.753,232.453,070.443,087.073,127.543,391.973,457.843,146.472,990.523,063.143,087.27,水电发电量（亿千瓦时）507.25472.21398.43325.30411.50420.94511.44664.03698.27656.20568.40501.17493.74509.91,核电发电量（亿千瓦时）70.3070.3075.4160.1070.3073.9068.8065.5077.6081.4076.9072.6065.6071.44,资料来源：WIND资讯、中电联请务必阅读最后一页的免责条款,运输煤价,
27、11,行业研究报告（二）煤价限制政策可望为火电业绩改善赢得时间除了对电价上调之外，发改委还对电煤价格实施了临时干预政策，适当控制合同电煤价格涨幅，规定2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。纳入国家跨省区产运需衔接的年度重点合同电煤，2012年合同价格在2011年年初签订的合同价格基础（合同未约定价格的，以2011年第一笔结算价格为基础）上，上涨幅度不得超过5%。产煤省（区、市）自产自用的电煤，年度合同价格涨幅不得超过上年合同价格（2011年电煤合同有多个价格的，以合同双方确定的最高实际结算价格为准）的5%。煤炭生产经营企业不得采取降低热值、降低煤质、以次充好等手段变相涨价，不
28、得降低电煤合同兑现率、高价搭售市场煤。发电企业不得抬价抢购、超过国家规定价格涨幅签订电煤合同。并规定自2012年1月1日起，对市场交易电煤规定最高限价，秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港、国投京唐港、曹妃甸港、营口港、锦州港和大连港等环渤海地区主要港口，发热量5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元，其他热值电煤平仓价格按5500大卡限价标准相应折算。通过铁路、公路运输的电煤市场交易价格，不得超过煤炭生产经营企业2011年4月底的实际结算价格，也不得采取改变结算方式等手段变相涨价。电煤价格在全国范围内基本稳定后，国家发展改革委将及时公告解除临时价格干预措施。表 5：发改委对电煤价格临时干预
29、政策要点,限制类别合同煤价价格限制,限制对象合同电煤（整体要求）纳入国家跨省区产运需衔接的年度重点合同电煤产煤省（区、市）自产自用的电煤,参照基准上年合同价格2011 年年初签订的合同价格（合同未约定价格的，以 2011 年第一笔结算价格为基础）上年合同价格（2011 年电煤合同有多个价格的，以合同双方确定的最高实际结算价格为准）,干预目标5%5%5%,秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港、国投京唐港、曹妃甸港、营口,港口煤价,港、锦州港和大连港等环渤海地区主要港口，发热量 5500 大卡电煤,每吨 800 元,平仓价（其他热值电煤平仓价格按 5500 大卡限价标准相应折算）。通过铁路、公路运输的
30、电煤市场交易价格，不得超过煤炭生产经营企业 2011 年 4 月底的实际结算价格，也不得采取改变结算方式等手段变相涨价。,企业要求,煤电,企企,生产经营企业不得采取降低热值、降低煤质、以次充好等手段变相涨价，不得降低电煤合同兑现率、高价搭售市场煤。不得抬价抢购、超过国家规定价格涨幅签订电煤合同。,资料来源：根据国家发改委通知整理请务必阅读最后一页的免责条款,12,行业研究报告（三）可再生能源补贴翻番将促进新型能源上网当前我国新能源发电方面存在的一个突出问题就是装机总量和实际匹配发电量的巨大差距，根据“十一五”期间新能源发展的情况，2010年我国风电装机容量达到了4182万千瓦，其中并网3107
31、万千瓦，风电发电量418亿千瓦时；生物质发电规划目标550万千瓦，发电量目标是212亿千瓦时，实际2010年发电量为110亿千瓦时；光伏发电装机目标是35万千瓦，发电量是4.2亿千瓦时，2010年装机已达到80万千瓦，但发电量非常少，只有0.72亿千瓦时。可再生能源的输出和消纳问题，根本上看是并网容量与装机容量不协调。从表面看，主要是由于在电网接纳、工程运营管理以及工程开发之间的统筹协调不到位，而深层次的问题则是价格机制的问题。当前，由于可再生能源发电的迅猛发展，通过可再生能源电价附加获得的资金，已无法满足可再生能源的补贴需求。电监会的数据显示，我国2010年征收的可再生能源电价附加，仅能满足
32、国内企业约70%的补贴资金需求。由中国政府、世界银行、全球环境基金共同出版的CRESP可再生能源政策制定与实施总结报告也显示，2010年，我国所需可再生能源电价附加费用总计147.8亿元，但当年所征收的可再生能源电价附加仅为102.7亿元，资金缺口达45亿元；2011年，我国所需可再生能源电价附加费用总计214.8亿元，而当年所征收的可再生能源电价附加仅为115.4亿元，资金缺口进一步扩大到99.4亿元。表 6：2010 年 19 月部分省市可再生能源发电项目补贴情况,省份北京天津上海,类别风力发电生物质发电生物质发电风力发电太阳能发电,项目名称鹿鸣山官厅风电场京能鹿鸣山官厅风电场二期、二期加
33、密、延庆低风速示范风电场阿苏卫垃圾填埋场沼气发电项目高安屯垃圾焚烧厂北京徳青源农业科技股份有限公司双口填埋气上海崇明、南汇风电场二期项目上海东海大桥海上风电示范项目上海崇明前卫村太阳能项目上海都市型工业示范区太阳能光伏发电项目,装机容量（兆瓦）49.5100.52.5302.131.03151021.051.43,上网电量（万千瓦时）7367.3612180.961348.8812277.32412.99547.922420.135803.0580.69118.07,补贴金额（万元）1984.033280.33262.092631.0388.51116.71370.763004.23285.9
34、418.35,资料来源：国家发改委网站整理而此次从2011年12月1日起修改可再生能源电价附加标准，将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱。可再生能源电价附加标准的上调，对于处请务必阅读最后一页的免责条款,13,行业研究报告,于资金饥渴状态的可再生能源发电行业来说无疑是一个政策红包，确保了行业发展所需的资金保障，有利于进一步推动新能源产业的发展。,三、电力企业盈利水平仍然承压,虽然电力行业在政策条件和市场趋势上都趋于向好，但具体从企业的收益水平分析，由于宏观经济的走势和电力行业的产业特点，电力企业的盈利水平仍难言乐观。,（一）经济下行的压力和高耗能产业的产能减少会导致
35、用电需求下降,根据电监会12月份公布的数据显示，111月全社会用电量同比增长11.85%，其中11月增速为9.91%，意味着用电量同比增速的下行趋势还在继续。考虑到2010年四季度,各地在大力开展节能减排工作，所以2011年四季度数据同比基数相对较低，从而使公布的增速下滑的比例显得并不是特别严重，但随着中国经济进入下滑通道风险的增加，电力需求的增速有可能进一步放缓。,今年以来，虽然国民经济整体仍然保持较快增长势头，但增速逐步放缓趋势已十分明显，前三季度GDP分别同比增长9.7%、9.5%和9.1%。按照国际货币基金组织2011年三季度发布的世界经济展望报告中的预测，2012年中国GDP增速将降
36、至9%以下。如果中国经济增长继续放缓，煤炭、电力等能源需求增速势必也将有所回落。从产业情况来看，今年高耗能行业用电量增速逐月出现明显下滑，从其对用电量的增长贡献率方面来看，四大高耗能和非高耗能工业贡献率仍然处于高位，由于四大高耗能行业用电量基数较大，如果其下滑的趋势得到延续，那么全国用电量增速势必呈现下降趋势。而与此同时，经济结构转型也相应带来用电量结构的变化，岁者我国重工业化的结束和产业转型，重工业占全社会用电比重将逐步下降，而第三产业和居民的用电比重将逐步上升，整个用电增速将不可避免开始下降一个台阶，我们预计2012年全社会用电量的增速在9%左右，相较今年会出现一定幅度的下滑。,图 9：我
37、国 GDP 季度增长情况,资料来源：国家统计局,请务必阅读最后一页的免责条款,14,行业研究报告（二）财务成本的压力部分抵消了电价上涨的乐观预期自今年年初以来，在央行屡次加息及上调存款准备金率等措施推动之下，企业融资难度普遍加大，并进一步推动了资金及运营的压力，对于电力企业而言，除了燃料成本价格上涨的压力之外，财务费用的快速上升也对电力企业的经营形成了巨大压力。数据显示，在过去的四年中，五大发电集团的负债水平增加了1.4万亿元，2011年总利息预计将达1000亿元。从电力企业三季报可以看出，前三季度电力板块利润额同比下滑逾26%，其中，五大电力集团19月份亏损已经超过700亿元，超过去年同期水
38、平。表 7：部分行业资产负债水平比较,行,业,资产负债率(%),产权比率,流动比率,已获利息倍数(EBIT/利息费用),本期,上年同期,本期,上年同期,本期,上年同期,本期,上年同期,房地产公用事业零售业耐用消费品与服装运输汽车与汽车零部件电信服务半导体与半导体生产设备能源商业和专业服务制药、生物科技与生命科学软件与服务医疗保健设备与服务,72.8372.0763.0160.3657.1056.4151.6447.1946.4641.4136.5425.1721.51,69.4771.4960.9560.5358.9458.4350.1348.7244.0936.9937.9326.1618.
39、68,3.113.121.821.681.441.482.980.940.950.740.610.340.28,2.573.021.661.721.551.652.821.000.860.630.640.370.23,1.650.471.091.350.851.190.221.640.962.692.123.493.51,1.870.451.051.280.791.140.181.611.022.131.963.324.37,10.901.8811.1311.1411.9723.528.626.0718.69317.2919.40-14.58-73.31,10.872.2810.8510.20
40、11.3223.784.705.6324.3619.5615.73-47.62-136.13,资料来源：WIND资讯相比较其他非上市企业，上市公司是获得融资能力较强的企业，但从电力类上市公司的情况看，其整体资产负债水平已超过70%，其中还有相当多的公司其资产负债水平超过80%，财务费用的压力在货币政策相对紧缩的周期尤显突出。财务费用的增加抵消了一部分由电价上调带来的收益。表 8：部分电力类上市公司资产负债水平,资产负债率(%),资产负债率(%),资产负债率(%),代码,简称,代码,简称,代码,简称,本期,上年同期,本期,上年同期,本期,上年同期,000958.SZ600744.SH000767
41、.SZ000966.SZ001896.SZ,ST 东热华银电力漳泽电力长源电力豫能控股,144.0891.6991.6091.5389.20,131.4789.3584.0588.1190.40,000899.SZ601991.SH002039.SZ600236.SH600795.SH,赣能股份大唐发电黔源电力桂冠电力国电电力,80.9979.5178.5977.7477.00,78.0781.8889.2175.5775.97,000600.SZ600021.SH600863.SH600131.SH600452.SH,建投能源上海电力内蒙华电岷江水电涪陵电力,72.4872.3271.226
42、9.8862.57,63.9773.3072.6471.5656.17,请务必阅读最后一页的免责条款,15,行业研究报告,600027.SH600726.SH000875.SZ600886.SH,华电国际华电能源吉电股份国投电力,84.3684.2082.5482.52,82.7083.2079.4683.46,600011.SH600509.SH000695.SZ600969.SH,华能国际天富热电滨海能源郴电国际,76.9875.5972.6972.66,76.6072.7471.6074.87,000692.SZ600578.SH000601.SZ600292.SH,惠天热电京能热电韶能
43、股份九龙电力,62.0561.9460.0359.00,62.4670.1661.3777.53,资料来源：WIND资讯（三）煤价的限制条款实际执行中可能变相调整按照国家发改委对2012年煤价的限价规定，在5%涨幅的限价范围内，重点合同煤价格最高应为每吨600元左右，而市场煤价则远高于此价格水平。根据煤炭资源网的数据，目前环渤海地区4500大卡的动力煤综合平均价格为每吨640-650元，5000大卡每吨为740-750元，5500大卡动力煤价格每吨为840-850元。这也就意味着发改委规定的重点合同煤价与市场价相错高达200元每吨以上。价格的巨大差异，诱使煤炭企业没有积极性兑现合同煤价，再加上
44、原有制度“定价不定量”的缺陷，合同煤兑现实施难度较大。根据以往年份重点合同煤的执行情况，其实际履行效果远低于政策的预期，虽然以往煤电双方都会迫于政策压力完成合同签订，但次年的执行率却始终不高，2011年电煤重点合同的兑现率最低仅30%。尽管此次发改委依然确定了严格的煤价限定政策，但煤炭企业可以采取其他办法来规避限价政策，因此煤炭现价的政策措施的实际执行情况还有待进一步观察。表 9：近年来重点合同煤签约及执行情况,年份2010 年2011 年2012 年,重点合同煤计划签约量9.06 亿吨9.32 亿吨8.35 亿吨,实际签约量14.91 亿吨13.5 亿吨12.1 亿吨,合同煤指导价570 元
45、/吨570 元/吨600 元/吨左右,市场价（秦皇岛 5500 卡）670680 元/吨770780 元/吨当前价 810 元/吨,履约率40%60%30%50%,资料来源：根据煤炭资源网整理表 10：最近主要港口煤炭价格报价情况,港口秦皇岛港秦皇岛港秦皇岛港广州港京唐港天津港万寨港,煤种6000 大卡5000-6000 大卡5000 大卡5000-6000 大卡5000-6000 大卡5000-6000 大卡5000-6000 大卡,最新价格850-860795-805690-7001075840-850825-835900,上周价格855-865800-810695-7051075845-
46、855825-835900,价格类型平仓价平仓价平仓价库提价平仓价平仓价船板价,资料来源：根据煤炭资源网整理请务必阅读最后一页的免责条款,-,16,行业研究报告（四）电力环保政策的加码一定程度侵蚀了电企的利润水平将于2012年1月1日起实施的由环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布的新修订的火电厂大气污染物排放标准将显著提高火电行业环保准入门槛，强制推动火电行业排放强度降低。新标准大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，并增设了汞的排放限值。按照新标准，在既定的减排效益下，若不考虑特别排放限制规定，“十二五”期间每年在脱硝上的花费
47、将超过600亿，而到2020年，每年用在脱硝上的成本将超过表 11：我国电力脱硝投入费用预测,2015 年,2020 年,年 份排放量预测基准情况特别限制,2010 年865865865,排放量预测1116250234,比 2010 年削减29%-71%-73%,费用亿元/年612612,排放量预测1234280266,比 2010 年削减43%-68%-69%,费用亿元/年800800,资料来源：根据GB13223-2003和新标准计算整理而在电厂脱硫的要求上，根据测算，到2015年，将有1.31亿千瓦的新建火电机组需要安装烟气脱硫装置，若都以安装高效湿法石灰石-石膏法，以机组年运行5000
48、小时计，到2015年新建火电机组烟气脱硫装置运行费用为98亿元/年，到2020年新建火电机组烟气脱硫装置运行费用为286亿元/年。表 12：我国电力脱硫的排放预测比较,年 份,2010 年,排放量预测,2015 年比 2010 年削减,全国减排贡献率,2020 年排放量预测 比 2010 年削减,当前控制水平排放量,859,993,15%,1016,18%,达标排放量,859,409,-52%,23.90%,411,-52%,资料来源：根据GB13223-2003和新标准计算整理四、政策变局中火电行业的业绩弹性分析根据一定假设条件下对相关要素弹性的分析，整体认为包括煤炭价格、利用小时数在内的因
49、素变动对火电行业的业绩影响不会太过明显，最为重要的因素还是上网电价的上调对行业业绩的提振，但需要注意的是，由于财务费用和环保投入的增加可能会抵消一部份电价上涨的效果，最终火电企业的效益状况还要看宏观和行业政策的执行和运行情况。请务必阅读最后一页的免责条款,17,行业研究报告（一）业绩弹性测算目前，由于火电无论是在装机容量还是从发电量而言都占整个电力行业规模超过70%，因此，我们就以火电企业为例进行影响因素的弹性分析。众所周知，对电力企业运营影响较大的因素主要有出售电价、所消耗的煤炭价格、发电量、煤炭消耗量和利用小时数等因素，以现在较有代表性60万千瓦燃煤机组为例进行测算，假定各影响因素均向有利
50、于利润增加的方向变动同样的比例，所测算的其对电力企业利润的贡献率如下表。表 13：效益水平各影响因素对利润贡献的弹性分析,影响因素及变动情况上网电价涨 5%利用小时涨 5%入厂标煤价降 5%供电煤耗降 5%,利润增幅38.2%19.4%18.8%18.8%,净利润增幅37.3%18.5%17.6%17.6%,资料来源：中国产业信息平台测算结果显示，各影响因素中，电价调整对电力企业的利润影响最为显著，接近其他各影响因素的2倍，利用小时数、煤价和煤炭消耗的影响作用基本持平。由于电价和煤价受政府调控，利用小时数取决于电力供求关系，并受以前年度电源装机容量投资规模的影响，只有煤耗可以归为企业内部的技术
