装机增速回落，水电快于火电2009年1～4月份全国发电量10492亿kW/h，同比下降，4月同比下降，降幅较3月的降幅，有所扩大；其中火电下降（单月，降幅环比略有扩大）；水电则继续偏丰，累计增长1。分区域看，除南方地区由于雪灾导致2008年基数较低降幅相对偏小外，其余各地区增速均下降16个百分第九篇电力行业：资产重组风起云涌075 点以上，其中高耗能集中的西北和经济恢复较慢的东北降幅最大。
2009年前4个月全国新增装机（正式投产）17348MW（同比下降1826MW），其中，火电12575MW（占比）、水电3808MW（占比）。全国6000kW及以上发电生产设备容量771800MW，同比增长（2008年同期增长，2009年前3个月增长）；其中，火电604190MW，同比增长（2008年同期增长，2009年前3个月增长）；水电147450MW，同比增长1（2008年同期增长，2009年前3个月增长）；核电8846MW，与2008年持平。
我们暂维持全年新增装机75000MW，小火电关闭14000MW以及净增长的判断。。 最好的txt下载网
第九篇 电力行业：资产重组风起云涌（2）
从固定资产投资来看，行业在经历2004~2005年30％～45％的高增长后，2006~2008年明显回落（全年在9％～14％），2009年的前4个月行业投资增速回升为，增速略高于2008年全年增速（一方面与2008年同期的低基数有关，另外，初步估计与电网投资增速提高有关）。与此同时，在投资高额回报的驱使下，煤炭行业在2004~2005年增速60％以上的高基数下，投资并未出现明显放缓，2006~2008年仍维持在24％～34％的水平，2009年前4个月增速更是高达。
利用小时火电降幅大，但月度环比收窄2009年前4个月全国利用小时累计为1354小时，同比下降202小时，降，总蓄能为亿kWh，同比增多亿3，同财富预言全国顶级分析师的投资预测076幅；其中，火电为1468小时，同比下降238小时（），单月降幅，环比基本持平；水电则同比上升18小时，升幅。
与火电相比，水电则来水继续偏丰，但增速回落2009年4月份，国家电网内重点水电厂总体来水比多年同期多14％；可调水量亿m3，同比增多亿m3kWh。国家电网公司所属水电厂总体来水比多年同期略少。常规水电厂（不含抽水蓄能电厂）发电量亿kWh，同比增加；月末可调水量亿m比少亿m3，总蓄能量亿kWh，同比少亿kWh。
2009年以来，主要水电站发电量普遍较好，5月份单月葛洲坝、三峡、岩滩 及二滩发电量同比分别变动、、和。
火电：煤价小幅波动 运费再创新低 库存企稳回升2009年5月国内坑口和秦皇岛煤价均小幅波动；国际煤价提高约9％，沿海到厂市场煤价微升约1％；海运费则再次创出近年新低；受需求不足和大秦线检修结束影响，秦皇岛港存回升至493万吨的合理水平，电厂存煤可用天数也小幅提高至16天，坑口价微涨。6月上旬大同6000大卡及大同南郊5500大卡动力煤较5月上旬均微涨5元/吨（涨幅），目前分别为475元/吨和440元/吨；1～6月均价则较2008年全年均价分别小幅下降和。
中转地小幅下降。秦皇岛大同优混、山西优混以及普通混煤的车板价6月上旬分别为590元/吨、558元/吨和340元/吨（月环比分别上涨0％、和…，较2008年7月中旬最高点则分别回落约、和，1～6月均价较2008年均价分别下降2、和）。
国际煤价略有上涨。BJ动力煤6月上旬约69美元/吨，相当于2007年8月初水平（月环比上涨约，较2008年高点回落，1～6月份均价较2008年全年均价大幅下跌）。3月以来澳元较美元升值近17％，而以美元计价的煤价上涨约10％，显示澳洲国内煤价实际跌幅应在7％左右。
煤炭海运费再创新低。受需求不振影响，6月上旬秦皇岛…广州运费环比下降7～31元/吨（降幅）；秦皇岛…上海运费下降4～27元/吨（降幅），再次创近3年新低；1～6月份均价较2008年全年均价分别大幅下跌和。
库存：港口、电厂双反弹。受调入量增加影响，6月上旬秦皇岛港存煤量反弹至493万吨的正常水平；电厂存煤可用天数也小幅上升至4月的16天，基本处于合理水平，同时库存低于3天电厂数量降至25家，火电企业迎峰度夏储煤充足。
第九篇 电力行业：资产重组风起云涌（3）
对于煤价走势，中信煤炭分析师的观点是“2009年合同动力煤可能会微涨，幅度在5％～10％，而市场动力煤的回落幅度在25％～30％。二季度消费淡季到来将宣告‘去库存化’过程的结束，市场煤价会在二季度中期转头向下，甚至跌出年内‘低点’”。
第九篇电力行业：资产重组风起云涌077 国内火电具有逆周期赢利规律1997年亚洲金融危机过后，在1998～2003年的经济恢复阶段，随着电量增加，火电销售收入增长在8％～16％，在此期间煤价波动较小（…9％～11％），因此毛利率基本稳定在18％～20％；为刺激经济复苏，5年以上长期贷款利率从1998年的平均降至2003年的，使得行业财务费用率由降至，并最终拉动销售利润率由提高至，即在经济复苏阶段火电赢利将由于煤价、利率、运费下降而出现稳步回升。
在2004年GDP增速突破10％以后，随着经济快速增长，煤价开始大幅飙升，由于电价滞后调整且幅度不足导致火电毛利率开始下降。与此同时，不断提高的贷款利率（～）也抬高了行业财务费用率并最终压低了销售利润率水平，这种情形在2008年达到顶峰，电力行业出现首次全行业集体亏损。
本轮金融危机使得中国经济在2008年下半年开始大幅下滑，由此导致的煤价、利率等因素下降与1997年亚洲金融危机后情形如出一辙，今后几年国内火电也将延续上轮周期的赢利恢复过程。
其中，沿海电厂较为集中的上市公司由于煤价和运费的双重下跌，导致综合到厂煤价降幅较大，毛利率回升较快，相对较合理的和稳定的电价也使其毛利率水平和赢利情况在业内居于前列；内陆电厂由于坑口煤价下跌较少、高耗能产业不振致使电量损失较大，各种名目的优惠电价繁多等，其毛利率回升也缓慢，大部分公司仍然徘徊在亏损的边缘。
财富预言全国顶级分析师的投资预测078资产注入仍将成为行业热点2007年4月国务院转发的《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（19号文），明确指出“加快国有电力企业股份制改革，支持国有发电企业整体或主营业务上市、引入战略投资者，实现产权多元化”；此外2009年《政府工作报告》也提出“深化国有大型企业公司制、股份制改革，建立健全现代企业制度”，这已经在多家公司近期的资产注入公告中得以印证。
由于2008年火电行业整体亏损，为反映上市公司和集团的真实资产和赢利情况，我们以2007年年底各集团和上市公司的数据为基准，对此加以分析：
央企上市资产占比总体逾30％，利润贡献则占比逾80％：从五大发电集团来看（中电投由于目前尚无融资旗舰，暂未分析），上市公司资产占集团比例在 29％～50％，净利润占比则在62％～146％；显示五大集团上市部分的赢利能力明显高于集团内剩余资产；其中华电和国电集团剩余资产的赢利能力较其余集团略高。
地方企业差别较大：从样本中的9家地方集团来看，上市公司资产占比在3％～49％，净利润占比则在2％～117％，差异较大；其中豫能控股、京能热电、川投能源、赣能股份及通宝能源未上市部分资产比例较高，而豫能控股、川投能源、京能热电、建投能源及粤电力未上市部分赢利占比相对较大。 电子书 分享网站
第九篇 电力行业：资产重组风起云涌（4）
从股东结构上看，我们认为具有如下特点的公司进行资本运作的概率更大。
大股东“一股独大”：单一的大股东结构有利于减少股东间对于公司发展定位不同造成的摩擦，其资产注入决策更为简单，目前电力上市公司绝大多数是此类，仅有如漳泽电力、长源电力等公司前两大股东股权比例相差较小，且大股东持股比例并未达到绝对控股。
大股东资产负债率较高：对于资产负债率较高的大股东，其通过资产注入进行变现从而降低资产负债率的动力更强，此类公司如五大集团下属企业及赣能股份、内蒙古华电及川投能源。
未上市资产规模及赢利能力较下属龙头企业比例高：此类公司未上市资产可供选择的余地较大，注入后业绩增厚的可能性也较大，此类公司在地方企业中更多。
电价理论上仍应上调2009年4月，国家能源局副局长孙勤先后赴五大发电集团公司进行调研，此间五大集团提出的建议主要有：尽快启动“十二五”电力发展规划编制工作，指导我国电力建设；调整电力结构，鼓励清洁能源发展，加快核准“上大压小”项目，出台相关扶持政策；深化电力体制改革，适时启动煤电联动，解决燃煤发电亏损问题；允许华能、大唐、国电、华电集团控股投资核电项目，实现投资主体多元化，加快核电建设；向企业注入资本金、减免税收等。对此，我们的看法如下：
电价理论上仍应上调：第一季度发电企业虽整体扭亏，但区域差别显着，山西及东北等地火电受制于上网电价较低、煤价被行政垄断所操纵等仍处亏损状态，企业徘徊在亏损边缘，显示上网电价仍应上调；电网企业则首次全行业亏损，2008年8月单向上调上网电价元/kWh及负荷的下降是主要原因，按目前情况推算电网全年亏损或超400亿元，因此销售电价也应上调至少元/kWh。
短期电价上调有压力：煤电谈判僵局仍未化解，上网电价调整测算具有一定难度；目前宏观形势仍不明朗，上调销售电价对下*业复苏