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电力板块个股亮眼 华能国际涨6.7%
电力板块7月9日个股亮眼，截至13:35，华能国际上涨6.73%，现报6.66元，成交额为22293.70万元。
其他个股方面，华电国际上涨5.07%，粤电力A上涨4.50%，国电电力上涨3.40%，宝新能源上涨2.68%。
【机构视点】
兴业证券（微博） ：重申7月机会 首推受益利率改善的地产、电力等。
兴业证券近日发布研报重申三季度是符合反弹逻辑的时间窗口。三季度，A股市场面临着多因素改善共振的时间窗口，短期确定性因素强于风险因素，是投资者在熊市中可以操作的时间窗口，至少结构性机会仍将值得把握。
兴业证券认为，结合政策组合拳不断、5月份信贷超预期增长、中长期贷款占比回升、房地产销售持续回暖等因素，三季度有望确认经济阶段性见底，全年L型；根据兴业宏观预测，预计6月工业、投资增速仍处低位，但略有企稳。
兴业证券认为，通胀继续回落，6月份，全国居民消费价格总水平同比上涨2.2%，创29个月以来的新低，为稳经济政策进一步提供空间。
兴业证券建议参与反弹，首推受益利率改善的低估值板块。首先，超配地产、非银行金融、电力等受益利率改善的低估值板块。逻辑是：受益于降息等政策放松，受益于行业竞争环境的改善。其中，地产、保险、券商等行业弹性大，进攻性更强。第二，中报是验金石，淘金真正的成长股。关注经济低迷期仍能够维持高增长的细分行业和个股，关注稳增长与调结构的“公约数”板块，逻辑是需求仍在扩张、政策积极扶持，比如受益科技创新政策等。第三，愿意折腾的进取型投资者可以假装炒炒周期股。兴业证券强调是“假装炒炒周期股”，投资相关行业面临两端受挤压，产能大量投放，因此只是波段操作。假装炒炒，也要关注周期股板块的分化，寻找经济阶段性见底后需求企稳、成本改善的行业，在“同质化”周期股中寻找“差异化”。
广发证券（微博） ：央行二次降息利好电力板块 7股有望爆发。
广发证券9日发布研报称，1个月内连续两次降息，意味宏观经济比较差。自6月7日降息，央行7月5日再次采取非对称降息，对于高负债的电力行业是利好。但同时也意味着6月宏观数据比较差，政府希望通过连续降息刺激经济。在经济下行阶段后半期，电力板块变现会好于大盘。如2008年10月至2009年6月之间，电力板块显著好于大盘市场表现。宏观经济如在二、三季度触底，可以判断三季度电力板块将好于大盘。
广发证券认为，经济下行意味着发电原材料成本下降会比用电需求下降的更多。自今年5月以来，港口煤价从790元/吨下跌到目前630元/吨，下跌160元/吨，市场煤价连续快速跌破市场心理价位。从目前煤炭需求判断，市场煤价还将下跌。火电发电成本下降将对行业产生极大利好。
广发证券表示，如第一次降息推测，本次降息对黔源电力 、国投电力 、金山股份 、长源电力 、华银电力 、华电国际业绩弹性最大。目前对火电公司业绩影响最大的因素仍为煤炭燃料成本的下降，另结合煤价下降以及估值因素，目前看好华能国际、宝新能源、皖能电力 、国投电力、黔源电力、国投电力、金山股份投资机会。
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上调电价的消息在业内并不算意外。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示，上网电价调整2分左右，对实体经济造成的影响是有限的，但对目前“连连叫亏”的火电发电企业来说有扭亏为盈的可能。 “目前的确存在电价上调的可能，一是因为CPI的下降留出一定的涨价空间，二是要完成节能减排的任务，让高耗能企业节约用电，三是要保护发电企业的积极性，保证冬季用电供应。” 国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国在被媒体采访时表示，今年煤价上涨过快给发电企业造成的压力较大，不少火电发电企业借停机检修之名减少了机组运行时间，而水电减发使得对火电的依赖更大，因此，国家从保障冬季电力供应的角度上调上网电价也是必然之举。 据电监会透露，四季度和迎峰度冬期间，华北、华中、华东和南方等地区电力供应紧张，南方和华中部分地区用电形势严峻，全国电力缺口可能在2600万千瓦左右。预计今后一段时间煤价仍将维持高位运行，进一步上涨的风险较大，部分地区将出现电煤供应紧张的局面。如果电煤供应得不到保障以及遇到严寒气候条件，缺口有可能进一步扩大。 电价调控去行政化悬而未决 多种版本坊间流传 21世纪经济报道 王秀强 调，还是不调？ 在官方公布电价调整方案之前，市场预期已经火热。目前，已有多种调价版本在坊间流传，为亏损面不断挠头的火电企业热切盼望电价上调信息。 然而，即便发改委果真着手调整电价，也只能是权宜之计，国内还缺少市场化的定价机制，电价和煤价的去行政化干预进程，仍然路漫漫。目前上网电价、输配电价和销售电价都主要由政府定价。 国务院发展研究中心产业部部长冯飞建议：“电价改革的同时，应同步推进电力体制改革。建立以市场为主导，反映供求关系、资源稀缺性、环境成本的价格形成机制。政府应该从价格管理中退出。” 采访中业内人士也直言，市场化改革是缓解煤电矛盾的理想路径。 但一位不便具名的电力行业研究人士称：“目前没有迹象显示，国家将放手电价管理权，交给市场定价。电力体制改革停在半路上，厂网分开后，竞价上网没有实施；主辅分离、主多分离不彻底，输配电价核定办法没有出台。” 在市场化未竟前，以上调电价弥补电厂损失，变得迫切。 “如果上网电价不调整，火电因亏损停机规模将扩大，电力投资积极性下降。取而代之的是紧张的"电荒"局势，明年3、4月份水电出力不足，"电荒"将加剧”上述人士担忧。 电价调控“去行政化”悬而未决 “调价方案”多版本 电价调整与否仍迷雾重重。 此前，媒体引述国家发改委官员表述，称全国上调电价方案将于近期公布，市场对调价预期大为增强；随后发改委价格司官员出面辟谣，称尚无方案上报。 尽管如此，电力企业、舆论和机构对调价的期待未见消减。接近国家电监会人士向记者证实，电监会与相关部门的确在商定电价调整方案，调整时间及幅度，需要经过国务院最终审批。 在官方版本面世前，种种调价方案已经在市场流传。 有华能水电开发人士告诉记者：“业内流传上网电价每度将上调4分，用以清算历史旧账。”另有电力行业人士说，“12月1日，上网电价每度上调2.7分。” 山西电力协会人士告诉本报：“山西电厂上网电价每度上调6分钱才能实现盈亏平衡。南方上网电价普遍偏高，提高2-3分钱便可实现盈亏平衡。” 中电联行业研究人士认为，由于火电、水电发电成本上涨等因素，“十二五”全国上网电价和销售电价总体呈上涨趋势，预计，“十二五”煤电平均成本上涨约5分/千瓦时。 该人士称，参考“十一五”电价增长情况，预计“十二五”平均上网电价可能达到0.44元/千瓦时，平均销售电价可能达到0.64元/千瓦时。而2010年，全国平均上网电价0.38元/千瓦时，平均销售电价0.57元/千瓦时。 11月24日，投行花旗发布研究报告称，“预计发改委近期将上调电价，以改善发电企业火电业务亏损的现状。”同日，山西13电厂负责人进京反映调价诉求，但无功而返。 让他们挠头不已的火电亏损已经成为行业共识。不久前中电投出让旗下漳泽电力，成为电力行业亏损的代表事件。11月25日，有华能中层管理者向记者表示因亏损，而无法完成国资委业绩考核的担忧。 1-10月份，全国电力工程建设完成投资5334亿元，同比增长8.0%；但火电同比下降17.9%。同期，火电新开工规模比上年同期减少1443万千瓦，同比下降49.4%。 颓势之下，包括五大电力在内的电力企业希望通过调电价缓解矛盾。一位知情人士近日证实，最近国资委已派出工作组就电力央企巨亏问题调研并报国务院。 博弈煤炭“限价令” 在电价调整方案最终证实并揭幕前，发改委开始着手控制煤价。 近日，发改委会同神华、中煤等重点企业召开会议，要求2012年年度重点合同煤价格最高可上调5%；北方港口5500大卡热量的电煤现货价格不得高于800元/吨。 环渤海动力煤价格指数显示，自日以来，环渤海5500大卡动力煤综合平均价格均在800元/吨以上，最高价格在850元/吨以上。这意味着，如果煤炭企业执行限价政策，煤价将低于现行市场价格。 发改委希望神华、中煤等大型煤炭企业做出表率，“带头稳定煤炭价格稳定，承担社会责任”。在地方，贵州、新疆等地的煤价限制措施也接连不断。 然而这样的调控，市场会否买单？ 内蒙古一位煤炭中间商直陈：“现在出台限价措施只会扰乱目前的煤炭市场，受损的将是买卖双方。煤炭限价能否落实需要看明年经济增长情况，如果经济增速放缓，物价下降，煤价自然会下跌。” 之前的煤炭“限价令”也未必达到预期。2008年6月和8月，国家发改委曾连续两次限制煤炭销售价格；2010年底，发改委下发通知要求2011年煤炭重点合同价格不得高于2010年水平。从效果看，限价政策未能抑制煤价上涨。 双轨制的煤炭价格，外加行政干预让煤炭企业颇有怨言。粗略估算，2010年全国发电用原煤大概17亿吨，其中约30%左右为计划重点合同煤，价格比市场煤价低100到200元。据此计算，因执行重点电煤合同，煤炭企业将至少有500亿元价值流失。 行政干预带来的市场混乱显然，“由于计划煤价格低于市场，煤企合同兑现率低，且有掺杂使假行为，使煤质下降。”一位电力行业燃料管理人士说。 煤炭企业正通过不同途径反映自身诉求。中国煤炭工业协会在《关于“十二五”促进煤炭工业结构调整指导意见》中建议，国家应深化煤炭市场化改革和煤炭流通体制改革，推行铁路市场化配置，逐步取消取重点电煤合同。 未竟的煤电联动 在电力向市场化过渡时期，更多的呼声围绕“煤电联动”。 煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整上网电价。 一位资深电力研究人士说：“煤电联动是电力体制改革的过渡方案，曾经为煤企、电企和用户制定了明确的游戏规则。但在执行的过程中大打折扣，随着煤价一路飙升，决策部门因种种顾虑中止联动政策，这造成煤电企业连年亏损，而且错过了通过电价引导电力消费、推进煤电协调发展的机会。” 反映在价格上，近年来的电价并不能及时且灵活反映煤价变化。 本报记者从权威电力研究机构获取的资料显示，根据煤价涨幅、煤电联动机制和输配电成本增加等因素测算，目前销售电价欠账约5.29分/千瓦时，其中，煤电上网电价欠账3.38分/千瓦时，输配电价欠账2.41分/千瓦时。 专家指出，长远看来，加快能源经济体制改革是缓解煤电矛盾的根本方法。本报记者从参与能源“十二五”规划人士处获悉，规划突出强调制度和机制改革创新，改革思路是用市场手段解决资源、环境的约束，政府减少行政调控。 中电联在《中国电力行业发展规划研究报告2011》中提到，要发挥市场调节发电电价的作用，完成从标杆电价管理过渡到通过电源市场招标确定投资主体和发电容量电价，简言之，交易市场竞争形成电量电价。 无论煤企还是电企，市场化改革都是最终方向，但改革的决心还需在反复博弈中磨砺。 专家指出，在“十二五”期间能否最终出台行之有效的措施仍待观察，有资深电力人士看法悲观：“政府不会放手电力项目审批、价格管制，至少五年内电力不会完全市场化。” 传电价上调方案近期公布 据新快报报道，市场预计上网电价约涨0.02元/千瓦时，或缓解用电紧张局面 电价上调风声再起。周五有消息称，国家有关部门本周一开始组织地方相关部门及电力企业代表共同商议电价调整方案。市场普遍预计，此次上网电价调整幅度在0.02元/千瓦时左右，调整覆盖的地区较广，方案可能近期对外公布。业内人士认为，上调上网电价或缓解冬季用电紧张局面。 机构也纷纷给出上调电价预期。花旗于近期发布研究报告预计，发改委近期将会宣布上调电价，以改善发电企业火电业务亏损的现状。不过，瑞银的分析师徐颖真对媒体预计，明年第二季度是合适的上调窗口，涨幅可能为0.02元/千瓦时。 此前山西多家电厂负责人集体赴京，代表山西部分电厂向国家相关部门提出了调高电价的建议。而公开消息称，发改委态度摇摆不定。 今年4月10日曾上调11个省份的火电上网电价0.01元/千瓦时，两个月后，15个省市的工商业、农业用电价格平均上调了0.067元/千瓦时。市场人士说，这次调整也将会沿袭先调上网电价再调销售电价的规律，不会“惊动”居民的用电价格。 厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，上网电价调整2分左右，对实体经济造成的影响是有限的，但对目前“连连叫亏”的火电发电企业来说有扭亏为盈的可能。也有业内指出，因煤价上涨过快，不少火电企业借停机检修之名减少机组运行时间，为保冬季电力供应，上调上网电价也是必然之举。 电监会也指出，四季度和迎峰度冬期间，全国电力缺口约2600万千瓦。预计今后一段时间煤价仍将维持高位运行，部分地区将出现电煤供应紧张的局面。如果电煤供应得不到保障以及遇到严寒气候条件，电力缺口有可能进一步扩大。 记者了解到，广东省第四季度用电形势也较为严峻。据广东省经信委预计，继三季度用电紧张后，四季度西电送广东省电力电量仍将大幅减送，电力缺口在750万千瓦左右，电量缺口约35亿千瓦。 郎咸平PK中电联 电企是否亏损？ 第一轮 ●郎咸平点火：上市公司半年报根本没有亏损 ●中电联接招：上市公司效益不代表亏损现实 10月27日，中国电力企业联合会(下称“中电联”)发布报告，预测今冬明春全国最大电力缺口将达3000万-4000万千瓦，超出电监会预计的2600万千瓦。报告还称五大发电集团上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。 对此，经济学家郎咸平本月撰文炮轰“五大电厂根本没有亏损”，“涨价不是解决方案”。 郎咸平的依据为五大发电集团旗下的上市公司半年报。华电国际上半年净利润是1.18亿元，华能国际为11.78亿元，国电电力是11.4亿元，上海电力是1.83亿元，大唐发电是8.54亿元。“它们都是赚钱的。” 郎咸平表示，倒卖煤炭成电企的秘密之一。“签100吨的煤，实际上只用一半，另外一半的煤以每吨500元加价卖给中间商，然后这些中间商可能会加100元后再卖给贸易商……发电太麻烦，挣钱太慢，倒卖煤炭赚钱会快一些。” 同时他指出，电厂燃煤效率非常低。“意大利、日本、韩国每一千瓦用煤是300克，我们是350克。”他建议，取消计划内和计划外的用电，并大面积下降电价。 对此，中电联回应称“有失偏颇”。中电联认为这些资产优质的上市公司的效益情况不能完全反映出五大发电集团的火电业务整体亏损现实。 该机构称，这些上市公司属于五大发电集团中的优质资产，非上市部分电厂经营则普遍比较困难，这些资产大多分布在中部、东北和西部地区等上网电价较低的地方，无法承受煤价上涨的成本压力，绝大部分已陷入巨额亏损境地。 对倒卖煤一事，中电联负责人认为，7亿吨左右的全国重点电煤合同量，这些合同煤不到电厂全年耗煤的40%，还另需采购更贵的市场煤。在合同煤与市场煤价差拉大的情况下，合同兑现率呈现下降趋势，约50%左右。 第二轮 ●郎咸平再驳：中西部煤价成本低 ●中电联回应：应和标杆电价比照 对中电联中西部亏损的解释，郎咸平并不认可，并于21日在微博上继续回击。郎咸平称：“不同地方煤价不一样啊！别的地方电价虽然没华东贵，但煤价成本更便宜啊，以一吨5500大卡动力煤为例，华东的价格是852元，黑龙江双鸭山是690元……” 郎咸平还称，此前中国煤炭工业协会副会长姜志敏称重点电煤合同兑现率高达90%以上。“我非常好奇中间这50%进了谁的腰包？”他甚至认为，压缩电网利润，电费还有下降空间。 对此，中电联副秘书长欧阳昌裕接受媒体采访时指出，“如果郎教授能花时间仔细研究一下电力行业后再发表观点，效果会更好。” 欧阳昌裕称，煤价差异的确存在，但“郎教授应该把煤价和标杆电价比照起来看，才能真正了解问题的核心。”各地区的燃煤发电机组脱硫标杆上网电价是不同的，华东地区的标杆电价总体至少高于华中地区0.1元/度。过去中西部的标杆电价是依据更低的煤价而制定的，因此即使上述地区煤价再便宜，总成本还是要超过标杆电价的。 同时，欧阳昌裕指出，中国机组效率参差不齐，机组平均煤耗必然无法和上述发达国家的先进煤耗水平相比。 电价上调预期高涨 方案或近期公布 ⊙上海证券报记者 潘高颖 在火电企业的连天叫亏声中，上网电价上调的预期越来越浓。 据记者了解，国家有关部门本周一开始组织地方相关部门及电力企业代表共同商议电价调整方案。市场普遍预计，此次上网电价调整幅度在每千瓦时2分左右，调整覆盖的地区较广，方案可能近期对外公布。 资料显示，最近一次火电上网电价调整今年4月10日上调了11个省份的上网电价，上调0.01元/千瓦时，两个月后，15个省市的工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调了0.067元/千瓦时。市场人士说，这次调整也将会沿袭先调上网电价再调销售电价的规律，不会“惊动”居民的用电价格。 上调电价的消息在业内并不算意外。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示，上网电价调整2分左右，对实体经济造成的影响是有限的，但对目前“连连叫亏”的火电发电企业来说有扭亏为盈的可能。 “目前的确存在电价上调的可能，一是因为CPI的下降留出一定的涨价空间，二是要完成节能减排的任务，让高耗能企业节约用电，三是要保护发电企业的积极性，保证冬季用电供应。” 国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国告诉记者，今年煤价上涨过快给发电企业造成的压力较大，不少火电发电企业借停机检修之名减少了机组运行时间，而水电减发使得对火电的依赖更大，因此，国家从保障冬季电力供应的角度上调上网电价也是必然之举。 记者从电监会也了解到，四季度和迎峰度冬期间，华北、华中、华东和南方等地区电力供应紧张，南方和华中部分地区用电形势严峻，全国电力缺口可能在2600万千瓦左右。预计今后一段时间煤价仍将维持高位运行，进一步上涨的风险较大，部分地区将出现电煤供应紧张的局面。如果电煤供应得不到保障以及遇到严寒气候条件，缺口有可能进一步扩大。 电价改革呼声渐高 “市场电”将成未来方向 高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及发电企业整体业绩的下滑，使得今冬明春的用电形势很不乐观，也使得推进电价改革的工作更显迫切。 记者获悉，国家有关部门日前召集地方相关部门及各电力企业代表进京商讨电价调整方案，方案具体细则还未对外公布，但据透露，上网电价预计将上调0.025元/千瓦时。 此前，市场对电价上调的预期就十分强烈，除去现实中电企亏损、用电缺口较大等原因外，更有对推进资源价格改革的期待。“推进资源价格改革是"十二五"期间的重头戏，也是未来方向。”国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国向本报记者表示。 ⊙上海证券报记者 潘高颖 编辑 衡道庆 据统计，从2008年7月起，我国先后5次上调电价。目前在我国，无论是上网电价还是销售电价仍然实行政府统一定价。“电价改革的最终方向是实现电力价格市场化。”发改委能源研究所副所长李俊峰认为，电价改革是整个能源体制改革中的重要一环。“是"十二五"期间的重点工作，我们也在讨论和研究方案，这是牵一发而动全身的大变革。”他说。 李俊峰认为，若要实现电价市场化，需要从发电、输电、配电和售电四个环节都参与市场定价，从而形成最终电价。 单葆国告诉记者：“输配电价独立形成应该是未来电价改革的方向，而现在采取的输配电价就是销售电价减去上网电价。”由此可知，加强输配电成本公开和审计，形成合理的输配电价将是“市场电”关键的一步。电监会今年11月出台的《输配电成本监管暂行办法》从多个方面对电网企业的输配电成本进行监管，也将输配电分开的过程往前推进了一步。 业内人士认为，目前电价上调预期日益增强，表面上看是煤电矛盾激化、电企积极性下降等原因造成的，但从更深层次来看，则反映出电价形成机制变革的需求日益强烈。 李俊峰坦言，“现阶段除了涨价之外，解决煤电问题可以有两个办法。一是实行煤电联动，在不能轻易调终端销售电价的前提下，上调上网电价，电网的涨价压力由国家补贴来消化。二是控制煤价上涨，可以对煤炭企业征收特别收益金，然后拿特别收益金补贴电网。” 不少人士担心，一旦电价上调，本就高位运行的煤价可能又借机涨价。对此，单葆国认为：“这种情况不大可能出现，国家会通过增加煤炭产能、保证煤炭运输能力等方式防止无序涨价。” 此前，发改委曾启动两次电价调整，一次是4月份针对12个省市的上网电价，另一次是6月份针对15个省市的农业和商业销售电价。业内人士预期，未来的电价调整，可能也会采取分步走的策略。著名学者武建东教授对本报记者表示：“无论是上网电价还是销售电价的调整，都会产生一定影响，因此建议在涨价的同时采取一定对冲措施。” 武建东提出了三方面的对冲措施。一是实施区别电价，工业企业和个人用电分开、高峰和低谷用电价格分开，这样能利用错峰使用电更加合理和满足需求；二是加快修改《电力法》允许工业企业自己发电，这样能避免小微企业受到电价上调冲击；三是推动多联产技术和智能电网的发展，提高发电和用电效率。 电荒步步紧逼 电价蠢蠢欲动 电力设备行业“坐享渔利” 经济学家说：电荒是忽悠出来的。有经济学家近日放言，“五大发电集团并未亏损，而是嫌钱赚得不够多，为了"忽悠"加价，找各种理由推脱发电，人为制造电力紧张的景象。” 消息一出，电力企业联合会坐不住了，第一时间站出来回应：如此观点有失偏颇。中电联更是预测：今冬明春，全国最大电力缺口在4000万千瓦左右，其中既缺煤又缺水的华中和华南地区电力供需矛盾最为突出。“一定程度上可以说，多年累积的煤电矛盾在今年有趋于恶化之势。”中电联有关负责人的一番话，暗示新一轮电荒山雨欲来。 眼看电荒步步紧逼，电力企业开始叫苦。有消息称最近电力企业频频上书发改委，请求上调电价以缓解火电巨亏的现状。而截至目前，调价方案仍未揭开面纱。 是“忽悠”也好，是“真荒”也罢，在这个年年都见，年年无解的行业怪圈里，有一个细分市场可谓因祸得福，坐享渔利，那就是电力设备行业。 纵观年初至今的资本市场，从特高压到智能电网再到新一轮农网改造，无不掀起波澜阵阵。临近年底，首次迈入全产业链模式的非晶合金变压器，更向市场奉上了一台“压轴好戏”。 ⊙上海证券报记者 潘高颖 编辑 艾家静 市场 需求 100度电白白浪费80度 设备换代刻不容缓 变压器，大家都很熟悉。这种电网配电侧再常见不过的电力设备，无论在城网、农网，或者路桥、隧道，抑或大型企业和居民小区等终端用户，每年需要更新换代及新增的配电变压器都以百万台计数。 可是有一组数据鲜为人知。在我国，配电网损耗占全网损耗的70%，是整个电网损耗的“大头”。而配电变压器损耗占配电网损耗的30%-70%，是配电网损耗的主要部分。这其中，配电变压器空载损耗又占配电变压器总损耗的50%-80%。 如果说，配电变压器每损耗100度电，空载损耗就达80度。可见，降低配电变压器空载损耗，是降低配电网，乃至整个电网损耗的重要途径之一。 “不只要转变电压，更要有效率地变。” 一家大型配电变压器厂负责人的话，反映出新型节能变压器非晶合金变压器面临的巨大市场空间。 据介绍，与传统的S9型硅钢变压器相比，非晶合金变压器的空载损耗可降低80%左右，同S11型相比，可降低65%左右。空载电流也下降了一半。 “我们测算过，如果采用非晶合金变压器，购买时较传统产品新增的费用足以与未来4-5年节省的电费相平衡。”一位生产厂商告诉记者。 值得注意的是，国家节能降耗政策的落实，比如目前进入实质资金投入及示范工程建设阶段的智能电网、财政支出力挺的新一轮农网改造等政策“暖风”，也让电力设备行业增长可期。 更为关键的是，由于成本下降造成的价格走低，这种节能性能较高的变压器的市场认可度正与日俱增。记者在采访中得知，目前非晶合金变压器的价格平均为普通硅钢变压器的1.2-1.3倍，未来成本降低的动力主要来自非晶带材使用实现全国产化。 进口替代效应显现、节能降耗80%、4-5年节电费用可以收回购买时新增成本……一系列优越条件，令非晶变压器的前景更加清晰。 按现有市场规模计算，市场人士预测，未来十年非晶变压器的市场规模将达千亿元。 【名词解释】非晶合金变压器 非晶合金变压器是上世纪七十年代开发研制的一种节能型变压器，世界上最早研发非晶合金变压器的国家是美国，当时由美国通用电气（GE）公司承担了非晶合金变压器的研制项目。到上世纪八十年代末实现了商品化生产。由于使用了一种新的软磁材料非晶合金，非晶合金变压器的性能超越了各类硅钢变压器。 政策轮动 智能电网+新一轮农网改造 非晶合金变压器市场规模望千亿 蛰伏十年终迎破茧一刻。 “从我国具备独立生产非晶合金变压器的能力，到实现规模量产，历经十年漫漫长路。”在不久前的一次电力企业会议上，记者了解到，目前业内已经达成了一种共识，即电网的高速建设和投资必将有力拉动输变电设备的需求。 眼下，多家厂商已将视线投向了成长性明显的输变电设备领域。“既有益于公司成长、又符合节能减排要求，何乐不为。”一位从事非晶合金变压器生产的企业代表向记者表示。 据国内生产非晶合金变压器的龙头企业，置信电气公司负责人介绍，“仅一年时间，配网端就有将近40万台变压器需要更新，再加100万台左右的新增量。其中，如果20%是非晶变压器，市场空间就不小了。” 在该负责人看来，未来非晶合金变压器的主要增长点将来自于智能电网和农网改造工程的推进。“非晶的空载损耗非常低。农网、城市配电网在相当一部分时间内是处于低负载情况的（35KV以下），此时使用非晶变压器是符合节能需求的，这已经得到各级政府、用户的支持和认可。” 国网电科院高级工程师来小康则指出，具体而言，农网的波动性最为明显，农忙时配变使用频率高，农闲时几乎空置。 也正因此，今年5月中旬，国务院正式批准了发改委制定的《关于实施新一轮农村电网改造升级工程意见》，根据《意见》，未经改造地区的农村电网将按新标准全面改造、已改造部分但不符合新标的、可靠性较低的电网也将实施升级改造。 “十二五”期间，覆盖全国农村的电网升级改造大幕正式拉开。 “更重要的一点是，《意见》提出实行城镇农村同网同价，原来的县级供电所代管制度将被取消。”来小康认为，这一政策将直接促使电网公司更加注重节约用电、提高农网用电效率，“因为农闲时产生的巨大空载损耗将由电网公司直接埋单。” 从具体实施过程来看，本轮农网改造升级的重点正是农村电网中最薄弱的中低压配电网。根据我国“十二五”期间单位GDP能耗要降低16%的目标，农网改造配电端的节能环保需求也将进一步提高。 投资方面，记者此前从国家电网获悉，在特高压建设和智能电网之外，“十二五”时期，农网改造也将是国家电网的投资重点。据悉，新农网改造自2010年起为期三年，去年由国家财政支出120亿元资金，今后每年投入还将递增。 种种利好因素刺激下，去年非晶合金变压器的市场规模达18亿元，据中商情报网发布的《年中国变压器市场调研及投资前景预测报告》预计，未来10年，非晶合金变压器市场容量将达千亿元，年均市场容量有望达到100亿元。 蛰伏十年，非晶合金变压器有望迎来一轮黄金增长周期。 产业 看台 进口替代前景广阔 全产业链模式雏形初具 电力设备行业“钱”景广阔，相关企业也摩拳擦掌，动作频频。 继2010年上半年成功入主平高电气、许继电气之后，我国最大的电网运营企业国家电网再次将触角伸向了其上游的设备供应商置信电气。 在业内看来，这一动作也意味着非晶变压器产业链的上下游被打通，未来将进入“非晶带材—变压器—电网”的全产业链发展模式。 不过据记者了解，目前非晶合金变压器制造的最大瓶颈在于，非晶带材难以全部实现国产化。 “这主要是从质量性能和规模两方面考虑。”上述一位企业负责人告诉记者，尽管国内已有安泰科技规模化生产非晶带材，但在性能和规模化上仍然难以与进口带材抗衡。 记者查阅资料发现，安泰科技于2007年建成我国首条、世界第二条万吨级非晶带材生产线，并于2009年投入生产运营。根据建设规划，二期3万吨生产线已于2010年一季度全部完成热试，并正式转产，非晶带材的产能已达4万吨，并计划在“十二五”期间将年产能扩大到10万吨。 而目前国内非晶变压器主要的带材进口商日本日立金属，于2003年收购美国Honeywell公司的子公司Metglas，并取得非晶合金带材技术，2009年其产能已扩大到8万吨，预计到2015年，日立金属的产能将达到15万吨，目前在非晶合金带材领域仍处于全球领先地位。 不过，11月15日晚间的两则公司公告，则可能将“非晶带材主要依靠进口”这一产业发展障碍逐步排除。 置信电气的最新重组公告显示，国家电网电科院预计将持有置信电气约24.98%的股份，成为该公司第一大股东。同时，非晶带材上市公司安泰科技也于当天与国网电科院在北京签订合作协议，双方将设立合资公司，实现电力用非晶材料产业化。 也就是说，国家电网将成为国内生产非晶合金变压器的龙头企业的第一大股东，并且在上游材料采购上占有优势。该领域上下游最具先发优势的两家企业聚拢联合，有望为今后非晶合金变压器市场的增长打下了坚实基础。 随着应用领域不断开拓，非晶合金变压器进入高电压等级应用场所以及风电、太阳能等新能源领域是一个必然的趋势。 从科技部、能源局等部委制定的“十二五”规划中可以看到，未来风电、太阳能等可再生能源发电装机容量都将成倍增长，非晶合金变压器进一步发展的空间不言而喻。 【名词解释】非晶合金材料 非晶合金是一种集制造节能和应用节能于一身的高科技绿色材料。我国的非晶合金材料研究起步于上世纪70年代中期，国家科技部从“六五”开始连续五个五年计划均将非晶、纳米晶合金研究开发和产业化列入重大科技攻关项目。 非晶合金材料的制造采用先进的快速凝固技术，在制造过程中节约能耗80%左右，而且制造过程无污染排放，实现了绿色制造。 电价上调方案近期可能获批 范围或不再限于局部 中国证券报 力企业正面临着2008年以来最为严峻的运营压力，局部地区电荒苗头再现，部分省市或再次面临拉闸限电考验。在通胀压力有所缓解的背景下，电价近期在全国范围内上调的必要性、可能性正进一步加大。同时，明年1月1日开始实施的火电厂排放新标准，也增加了上调电价的紧迫性。 电力企业正面临发电亏钱的窘境。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%。企业面临的资金压力巨大，有部分电厂负债率已经接近150%。 在这种情况下，电监会近期预警称，中部六省份今冬明春或将面临有史以来最严重的电力短缺，部分省市将再次面临拉闸限电的考验。目前已进入供电供暖旺季，推升动力煤价格季节性上涨的因素增加，这将使电力企业的日子更加难过。 另外，《火电厂大气污染物排放标准》将于明年1月1日起实施。据中电联初步测算，环保标准的提高将每年增加火电厂900亿-1100亿元的运行费用。在脱硝电价尚未出台的情况下，电力企业很难在已经严重亏损的情况下承担如此之大的运行成本。 基于上述因素，短期内保障电力安全供应的必要性大增。如不及时上调电价，已经亏损严重的电力企业将更加缺乏发电积极性，而缺电对宏观经济的影响是显而易见的。 有关部门近期已将电价调价方案上报。考虑到通胀下降趋势已经确立，电价调价方案近期获批的可能性较大。 业内人士推测，此次调价或延续此前上调电价逻辑。今年4月10日，发改委上调了12个省份上网电价，上调幅度在2分/千瓦时左右。6月1日，发改委又上调15个省市工商业、农业用电价格。因此，此次调价仍有可能先上调上网电价，后上调销售电价。考虑到电力企业的亏损是全国范围的，因此调价范围可能不再限于局部。 据测算，1分/千瓦时的上网电价提升可以覆盖约25元/吨原煤价格上涨的成本压力。以平均水平测算，上网电价上调2分/千瓦时，电力企业盈利可恢复至2010年末的水平。 若此次调价预期落实，将对缓解短期电荒，提升电力企业业绩有一定积极作用。但根据以往经验，电价提升带来的利润空间很快又会被上涨的煤炭价格所吞噬。因此，基于行政手段的煤电联动只是缩小煤电矛盾的一个过渡办法，解决煤电顶牛的制度难题，还需要进一步深化电力体制改革，理顺上下游之间的症结，这将是一项长期而又艰巨的任务。 【公司报道】 关联交易悬而未决 粤电力75亿收购方案年前上报 21世纪经济报道 经过两个多月停牌后，粤电力（000539.SZ）于11月23日再度抛出了回炉再造的重大资产重组暨关联交易报告书（草案）。 此前的2010年7月，粤电力曾公告重组预案，拟发行股份购买控股股东粤电集团持有的广前LNG电厂60%股权、惠州LNG电厂35%股权、石碑山风电40%股权、云浮电厂90%股权、平海电厂45%股权、云河电厂90%股权及台山电厂20%股权，该次交易由于最终未能取得中国证监会的核准而未予实施。 对于此次回炉再造，粤电力董秘刘维对本报记者表示，针对证监会上次提出的公司重组方案未能彻底解决同业竞争，以及未就今后避免产生新的同业竞争问题提出明确保障措施的问题，公司此次重组方案做了大的调整和修改。 “此次重组草案在注入资产规模、收入规模、装机规模等方面均有所提高。其中，目标资产规模由前次方案的60.40亿元增加至本次交易方案的74.63亿元。粤电集团已将截至目前能够基本符合注入上市公司条件的发电资产均注入到了公司。”刘维称。 “重组完成后，公司可控装机规模由前次方案增加502万千瓦时提升至本次交易方案增加646万千瓦时。收购资产对于公司2010年度备考合并财务报表营业收入增幅也由38.90%提升至53.07%。” 当天早盘，粤电力以一字涨停板开盘直至终盘，全天收报5.09元。 年前上报新方案 刘维告诉本报记者，如果顺利的话，新重组方案在公司临时股东大会通过之后，三个工作日内即可上报中国证监会。12月8 日公司将召开2011年第四次临时股大会对此次资产收购事宜进行审议。 其重组草案披露，公司拟向粤电集团发行 15.58 亿股，交易价格为不低于 4.79 元，用于购买粤电集团所持平海电厂45%股权、红海湾电厂40%股权、LNG 电厂60%股权、惠州 LNG 电厂35%股权、石碑山风电40%股权、燃料公司 15%股权以及台山电厂20%股权。 以日为评估基准日，公司上述目标资产账面价值万元，评估价值 万元，评估增值率56.94%。目标资产的交易价格为其评估价值万元。 对于此次资产重组方案能否获放行，刘维不愿过早作评判。其强调，公司已对新方案作出了大改进。 刘维表示，交易完成后，公司电源结构将进一步多元化。此次交易目标公司中包括2家燃气发电企业、3家燃煤发电企业、1家风力发电企业。考虑到本次交易注入的在建项目后续即将投产，届时，公司已投产可控装机容量将增至1304 万千瓦时、权益装机容量将增至 936万千瓦时，较本次交易前分别增长98.18%及 76.6%。“如果原重组方案没被否的话，公司今年年内就可完成资产收购。现在，资产收购进程只得延期。新方案若顺利获批的话，希望明年能完成资产收购。” 海通证券分析师陆凤鸣表示，新方案备考盈利预测偏保守，估值明显偏低。其估计，按目前粤电力下属电厂的盈利状况，及本次拟收购资产的 盈利，年合并后归属母公司净利润至少也应该在12亿-14亿元之间。 根据经普华审核的粤电力2012 年度备考合并盈利预测报告，本次交易后粤电力2012 年度备考合并报表营业收入预测3217770万元，较2011年增长26.45%；备考合并盈利预测归属母公司所有者净利润为 88159万元，较2011年增长5.42%。 此外，公司此次资产收购草案中，原方案中的云河电厂 90%股权、云浮90%股权变更为新方案中的红海湾电厂 40%股权和燃料公司15%股权。 对此，刘维称主要是考虑到云浮电厂、云河电厂单机容量偏小，并且地处山区，燃料运输成本相对偏高，其经营业绩受煤价波动影响较大。2010 年下半年以来由于煤价不断攀升，2011 年上半年云浮电厂及云河电厂业绩均出现亏损，并且预计短期内较难改善，已不具备注入上市公司的条件。 关联交易悬而未决 不过，本报记者注意到，对于证监会提出的前次重组方案未能彻底解决关联交易问题一事，新方案中对于关联交易的解决问题仍悬而未决。 粤电力称，为充分降低未来关联交易的风险，本次交易拟将燃料公司15%的股权注入粤电力，使本次交易完成后粤电集团和粤电力各持燃料公司50%的股权，与粤电力向燃料公司采购燃料金额占粤电集团全部下属电厂向燃料公司采购燃料金额的比例基本相当，实现对燃料公司的共同控制，有利于进一步确保关联交易定价的公允性。 但即使将燃料公司控股权注入粤电力，暂时也无法减少关联交易。据经普华审计的公司2010年度及2011年上半年备考财务报告，本次交易完成后，粤电力2010年度及2011年上半年向燃料公司采购燃料金额仍分别约为84.57亿元及49.18亿元，仅略低于粤电集团剩余发电资产2010年度及2011年上半年向燃料公司采购燃料的金额100.01亿元及53.58亿元。 值得一提的是，此次拟新注入资产红海湾电厂3号、4号2×66万千瓦超临界燃煤发电机组，系未批先建项目，国家发改委虽同意核准，但对该项目将给予相应处罚。 此前，红海湾电厂3、4号机组刚于日取得国家发改委立项核准。目前尚需取得环保部门关于试运行的批文、办理电力业务许可证以及按照环保部门的要求办理后续建设项目环保验收手续。 同样，日，由于平海电厂1号机组配套建设的环境保护设施未经验收，主体工程擅自投入生产，国家环境保护部责令平海电厂于日之前对一期工程1号机组停止生产，在通过环境保护部环保竣工验收之前，不得擅自恢复生产，并处罚款人民币10万元。此前，平海电厂在项目建设过程中曾因未经批准将废石、废料进行填海而被行政处罚，并处罚金216.09万元。 此外，本次交易完成后，粤电集团仍有剩余部分发电资产由于目前暂不符合注入上市公司条件而尚未注入粤电力。粤电力与粤电集团仍存在一定程度的同业竞争。对此，粤电集团提出了拟分两步实施的计划，最终用5年的时间将下属通过整改能够符合上市条件的优质发电资产全部注入上市公司。 在粤电集团分两步实施的资产注入完成后，粤电力将成为粤电集团旗下的唯一境内发电资产运作平台。如确有粤电力无法实施的新增发电项目，将待条件具备后及时注入粤电力，最终实现彻底解决同业竞争。 “涨停板敢死队”抢入粤电力A开盘封涨停 唐强 每日经济新闻 长达近三个月的时间，粤电力A(000539，收盘价5.09元)终于再度推出了重组预案。此次重组预案注入资产74.63亿元，较此前方案新增14亿元，由于市场对重组的良好预期，机构与游资纷纷抢入，股价开盘就遭遇涨停。 粤电力A最新重组草案披露，公司拟以4.79元/股的交易基准价，向公司大股东粤电集团发行15.58亿股公司股份，购买其持有的深圳市广前电力、广东惠州天然气发电、广东粤电石碑山风能开发等7家公司部分股权，涉及交易总金额为74.63亿元。 与其之前的重组草案相比，重组新版本除股票增发价大幅下调之外，注入资产规模有所提高，由前次方案的60.40亿元增加至74.63亿元，此次重组预案增加资产注入14.23亿元。 受到上述消息影响，粤电力A在昨日的交易中也吸引了市场的关注，开盘就现一字涨停，成交量也有所放大，该股报收于5.09元/股。 根据龙虎榜数据显示，粤电力A共完成交易556万股，成交总金额为2830万元。其中，买方齐聚机构和游资席位，买入前五席共计买进该股1361万元。“涨停板敢死队”五矿证券深圳金田路营业部高居买1，该营业部净买入粤电力A967万元。紧随其后的是1家机构专用席位，买入141万元。不过，粤电力A的卖出前五席合计卖出1573万元，并且席位全部被游资所占据。 豫能控股出售亏损电力公司股权 证券时报 张莹莹 豫能控股（001896）今日公告称，为了优化公司的资产结构，减少郑州新力电力有限公司投资损失对公司经营业绩的影响，公司拟将郑新公司50%股权出售给控股股东河南投资集团有限公司，郑新公司50%股权评估价值为2.81亿元。 公告称，此次交易可以提高资产质量和盈利能力，但是在交易的同时，也会导致公司控股股东投资集团与公司之间的同业竞争。因此，根据2009年公司重大资产重组时投资集团所做出的承诺，以及2010年8月公司与投资集团签订的《股权委托管理协议》，在郑新公司股权转让给投资集团后，投资集团应将其拥有的股权委托公司管理，以避免和减少同业竞争。 【券商视点】 中金公司：电力行业11月月报:电价上调预期强烈 类别：行业研究 机构：中国国际金融有限公司 研究员：陈俊华，陈舒薇 日期： 数据点评: 10月完成发电量3640亿kwh,同比增长9.4%,略低于我们之前的预期(11%)。水电进入枯水季,来水情形恶化,当月水电电量同比回落达21%,环比回落12%。市场份额由火电弥补:当月火电发电量2990亿kwh,同比增长17%,环比下降5%。 发电端:火电运营商运营压力进一步攀升,火电基建投资额快速下滑。 (1)火电电量增加推升电煤价格上涨。目前,已有14个省市点火价差较3季度继续收窄,9个省份点火价差较08年3季度进一步恶化,3个省份点火价差降至负数。 (2)火电投资积极性明显不足。1-10月火电基建投资完成额818亿元,同比降18%,预计全年将下滑20%以上。 用电端:10月份,化工行业用电增速持续反弹,有色金属行业增速再次回落。 (1)10月,全国用电量环比降3.1%。 居民和第三产业用电下滑是主因,用电环比分别下滑2.5和2.0个百分点;工业用电量同比增速高于全国,同比增12.9%。 (2)10月,化工行业用电增速达到21%,连续3个月反弹。有色行业用电增速再次回落至13%,源于主要有色金属产量环比下滑。 (3)其他主要用电行业:建材行业、黑金属行业用电增速同比增速分别为14.5%、14.8%,增速与上月基本持平,符合预期。 预计 11月发电量同比增长9-11%,环比上升3%-5%。 (1)发电端: 11、12月双重动因推升动力煤价格季节性上涨,火电运营压力将加剧。首先,四季度火电电量环比提升,电煤需求增加;其次,北方全面进入供暖季,保守测算供暖增加用煤动力煤需求约10%。我们预计:目前火电亏损严重,承受煤价上涨能力弱,调升上网电价预期渐强。 (2)用电端:低基数效应显现,预计工业用电增速表现仍好于全国平均水平,第三产业和居民用电增速企稳反弹。 (3)维持全年用电量增长11%-12%的预测。 投资建议: 短期,建议关注电价调整预期带来的交易性机会选取业绩弹性高的发电商:华电国际,华能国际;中长期,仍建议选取业绩确定性高,且有增长预期的公司。 发电板块:审慎推荐内蒙华电(600863.SH)和广东地区的火力发电商。目前A 股市场,电力上市公司平均估值:2011年PB 1.7x,与08年底部持平。市场对于电力股的担忧主要是煤价持续上涨、业绩增长乏力。我们认为2012年,火电区域差异化进一步显现:电煤自给率高的企业,将获得优于行业的盈利;此外,自身资产负债率低、注入资产业绩稳定性强的公司有望获得超额收益。 节能环保板块:长期看好龙源技术(300105.SZ)和碧水源(300070.SZ)。目前A 股市场,节能环保类上市公司平均估值为2011年PE 为30x,未来股价风险主要来自于订单结算(业绩)的兑现程度。我们看好脱硝领域的龙头龙源技术,源自: (1)下游电力企业脱硝改造压力大,企业自主改造动力足; (2)公司在对于2004年之前投产机组的改造方面具有垄断优势,利润率有保障; (3)公司已开拓水与气的余热回收业务,为业绩持续成长开辟新空间。看好碧水源,源自: (1)处理技术顺应十二五污水处理产业发展趋势。 (2)拥有膜技术一体化产业链,利润率优于同行。 (3)以合资公司为平台快速实现异地扩张。 风险: 四季度电煤价格上涨超预期。 华泰证券：电价上调应无悬念,行业估值有待修复 类别：行业研究 机构：华泰证券股份有限公司 研究员：程鹏 日期： 电力作为资源性产品,定价偏低,资源价值实现不完全。在目前煤价高企、电价受到压制的环境下,我们认为2011年过半数火电厂将出现亏损。持续多年的盈利不佳也导致电力行业整体估值偏低,其资源性未充分得到体现。 我们用重臵成本法对电力公司重新估值,根据我们的计算,当前主要上市公司重臵价值普遍高于当前市值,其中折价最大的是黔源电力、国投电力、桂冠电力,折价率超过60%;华电国际、国电电力折价率超过45%。 近几月煤价波动幅度减小,有走低迹象,而以往年份四季度是传统的价格上涨时期,我们认为煤价目前已到峰值,上涨动力减弱,预计未来煤价基本保持平稳。 1-10月,全国全社会用电量38951亿千瓦时,同比增长11.87%。其中,10月份用电量同比增长11.36%,增速比较稳定,显示出电力需求的旺盛。我们预计全年增速为11%-12%。 虽然目前电力行业业绩表现不尽如人意,但若上网电价得到调整,行业盈利能力将大为改善,我们认为电价调整应无悬念,行业整体估值有待修复。我们上调电力行业评级至“增持”,关注折价率以及业绩弹性两个指标,重点推荐国电电力、金山股份、上海电力、桂冠电力四家公司。 招商证券：用电增速继续回落 关注电价上调 类别：行业研究 机构：招商证券股份有限公司 研究员：彭全刚 日期： 全社会用电量累计同比增长11.9%。1~10月份,全国全社会累计用电量达到38951亿千瓦时,同比增长11.9%。10月份当月用电量3797亿千瓦时,同比增长11.4%,增速较上月回落0.8个百分点。其中第一、二、三产业和居民用电累计增速分别为4.4%、12.2%、13.6%和10.1%。 全国累计发电量同比增长12.3%。1~10月份全国累计发电量38181亿千瓦时,同比增长12.3%。其中:水电发电量5175亿千瓦时,同比下降2.2%;火电发电量31525亿千瓦时,同比增长14.3%;核电发电量723亿千瓦时,同比增长20.8%;风力发电量583亿千瓦时,同比增长56.9%。 全部机组利用小时累计增加60小时。1~10月份全国全部机组平均利用小时为3971小时,比上年同期增长60小时,增长幅度为1.6%。其中,水电设备平均利用小时为2639小时,比去年减少379小时,火电设备平均利用小时为4391小时,比去年同期增长214小时。 全国装机容量达9.85亿千瓦。截至10月底,全国全口径装机容量达到98466万千瓦,同比增长10.5%。其中:水电、火电、核电、风电装机容量分别达到1、万千瓦,累计增速分别为8.5%、9.1%、10.1%、60.9%。 大秦铁路检修完毕,秦皇岛库存回升。11月14日秦皇岛5500大卡山西优混最高售价865元/吨,较上月同期上涨25元/吨;石洞口二厂5500大卡电煤到厂价900元/吨,较上月上涨10元/吨。秦皇岛煤炭库存588.5万吨,与上月同期相比已有所回升。 建议重点关注未来成长性较为确定的公司,及在电价调整中业绩弹性较大的公司:近期市场电价上调预期逐渐强烈,电力行业整体盈利情况有望改善,建议重点关注:(1)具有优质煤矿资源及水火电资源配比较好,未来成长性较为确定的公司,如国电电力,国投电力;(2)业绩对电价调整弹性较大的火电龙头公司,如华能国际,华电国际。(3)股价对电价调整尚未充分反映,有补涨需求的公司,如金山股份、建投能源等。 长城证券：上调电价预期强烈 看多电煤 类别：行业研究 机构：长城证券有限责任公司 研究员：刘斐 日期： 必要性:火电企业盈利下降,电荒面积扩大。受年内电煤价格持续上涨等因素的影响,电企盈利能力持续下降,截至10月末,14个省点火价差较二季度缩窄,9省点火价差小于08年三季度,3省点火价差已经为负。电企发电意愿下降,“电荒”面积扩大。截至目前,拉闸限电已经扩大到17省市;中电联预计,今冬明春全国最大电力缺口将达3000万至4000万千瓦,其中华中和华南地区将最为严重,超出此前电监会2600万千瓦的预测。 时机成熟:CPI下行,打开电价上调通道。10月CPI同比增长5.5%,比9月CPI回落0.6个百分点,连续三个月通胀处于下滑轨道,通胀拐点已经基本确立。此前受制于通胀高企,虽然电企盈利能力持续下降,但政府一直不敢上调电价。当通胀向下趋势确立后,上调电价的时机已经充分。 结论:电价上调最终利好煤企。煤炭行业集中度提升导致煤企的话语权持续增强,电价上调最终将实质利好煤企。1分/度上网电价提升可以覆盖约25元/吨原煤价格上涨的成本压力,假设电价上调2分钱,即可覆盖50元/吨的煤价上涨,使电厂回到10年的盈利水平。电企盈利能力改善打开了煤价上涨的空间,考虑到中间环节流失以及煤企议价能力,预计煤价上调空间在25元/吨、5%左右。 12年合同煤上涨预期更加强烈,占比大的煤企收益较多。电价上调首先将带动市场煤价的上涨,继续加大市场-合同煤价差,使得明年重点合同煤的上涨更具条件。我们预计12年合同煤港口下水价将上调30-50元/吨,同比上涨5%-9%。假设12年合同煤价上涨8%,市场煤均价上涨5%,则主要动力煤公司煤炭销售均价将上涨6-7%,好于此前预期。个股方面:受海外冶金煤价下跌以及国内喷吹煤价格不景气影响,兖州煤业、潞安环能、大有能源等公司均价涨幅不大;以电煤销售为主、合同煤占比较高的大同煤业、靖远煤电、国投新集等公司煤价涨幅在7%左右。目前A股动力煤公司11、12年PE16、13倍,估值较低,电价上调可带来相关上市公司估值修复式的上涨,建议可买入中煤、神华、同煤、国投新集、恒源煤电等公司。 招商证券：电价调整预期强烈 等待调价时机 类别：行业研究 机构：招商证券股份有限公司 研究员：彭全刚 日期： 近期,受媒体有关电价调整报道影响,电力板块走势良好。我们通过对煤电联动条件、CPI走势以及电力行业盈利情况分析,判断电价调整的条件已经具备,但调整时间上存在不确定性。我们测算了电价调整对电力行业及上市公司的影响,建议投资者关注业绩弹性较大的三类上市公司,并注意投资风险。 媒体报道纷至沓来,电价调整再成焦点。近期,受多家媒体有关电价调整的报道影响,电力板块走势良好,11月份以来,跑赢市场3.5个百分点。我们认为,电价调整牵涉相关利益部门较多,调价程序相对复杂,调价时机也有考究,仍需对媒体报道进一步分析,但是媒体报道并非空穴来风,一定程度上反映行业的需求。 满足煤电联动调价,调价需求较大。目前,火电企业亏损加剧,有调价的需求,同时,煤电联动条件已经满足,CPI开始回落,电价调整条件趋于成熟,时至“迎峰度冬”的关键节点,为保障电力供应,减少电力缺口,在电力体制改革未能有效推动的环境下,煤电联动成为解决煤电矛盾的重要手段,火电上网电价上调的概率较大。 电价调整方向明确,时机尚需等待。在电价上调大方向确定的情况下,具体的实施时间是较难判断的。除了涉及国务院的审批和电价调整的工作流程,我们分析,电价调整还将在重点合同煤谈判基本确定后、CPI回落至合适位置时进行实施。 电价调整对行业及公司的影响。我们测算了电力行业及重点上市公司对电价的敏感性分析。对发电行业而言,当火电上网电价每变动1%,行业的利润总额增加17%,可有效增提升盈利水平,改善经营状态。对上市公司而言,华电国际、华能国际等公司业绩对电价最为敏感,是电价调整最直接受益公司。 重点上市公司推荐。在电力股的投资上,我们建议关注以下三类公司:1)业绩对电价调整弹性大,在电价调整中业绩改善明显的公司,如华能国际、华电国际等。2)长期成长性确定,业绩稳定增长的公司,如国电电力、国投电力等。3)股价对电价调整尚未充分反映,有补涨需求的公司,如金山股份、建投能源等。 风险提示。在把握电价上调投资机会的同时,我们建议投资者应注意防范市场整体回落的风险,以及电价上调预期反映充分后,股价回调的风险。 【个股掘金】 “迎峰度冬” 主力资金追逐34只电力股 市场人士指出，时至“迎峰度冬”的关键节点，电力股在调价预期推动下或受到资金关注。 证券日报记者孙华 昨日，两市大盘继续维持着前期缩量震荡的走势，上证指数全天围绕2400点展开争夺，最终，尾盘失守2400点。但从盘面上看，电力板块逆势上涨，位居行业排名前列，行业资金呈净流入状态。 市场人士指出，由于目前火电企业亏损加剧有调价的需求，同时，煤电联动条件已经满足，CPI开始回落，电价调整条件趋于成熟，时至“迎峰度冬”的关键节点，电力股在调价预期推动下受到资金关注。 逾八千万资金追逐34股 据《证券日报》市场研究中心统计，电力指数收盘1966.72点，成交27.35亿，涨幅达0.57%，跑赢大盘1.3个百分点。 资金流向显示，行业资金净流入8368.61万元，其中，56只电力个股中，资金净流入的个股有34家，净流入家数占总家数的61%。净流入超过100万元的个股有24家，包括的个股有： 国电电力、华银电力、赣能股份、粤电力A、长江电力、上海电力、华电国际、哈投股份、内蒙华电、大唐发电、韶能股份、文山电力、华能国际、九龙电力、西昌电力、京能热电、深圳能源、宝新能源、豫能控股、皖能电力、华电能源、建投能源、闽东电力、滨海能源。 电价上调预期加强 中金公司的数据显示，10月完成发电量3640亿kwh，同比增长9.4%。水电进入枯水季，来水情形恶化，当月水电电量同比回落达21%，环比回落12%。市场份额由火电弥补：当月火电发电量2990亿kwh，同比增长17%，环比下降5%。 业内人士指出，今冬明春，受火电新增规模下降，新增装机区域分布不平衡，煤质下降导致机组非计划停运增加、电源和电网建设不协调等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧。中电联的数据显示，由于成本持续高企、财务费用上涨等因素，火电行业长期严重亏损。中电联对五大发电集团今年1-7月的经营情况统计显示，五大集团合计亏损74.6亿元。 同时，由于10月份CPI增速较大幅度回落至5.5%，市场预期11月份将进一步回落，这将打开资源能源价格上涨窗口，火电亏损加剧以及环保压力也使电价上调预期加强。日前发改委价格司副司长周望军表示“考虑到10月CPI的数据已有所回落，会对部分价格矛盾择机予以梳理，其中包括供暖、天然气以及电力价格”，加强了市场对价格调整的预期。 所以，市场人士表示，对于昨日的电力行情仍主要是基于电价上涨预期的交易性机会，但其持续时间仍取决于A股市场的活跃程度。 具备调价预期公司是首选 中金公司认为，目前A股市场，电力公司2011年市净率1.7倍，与2008年底部持平。市场对于电力股的担忧主要是煤价持续上涨、业绩增长乏力。2012年，火电区域差异化进一步显现，电煤自给率高的企业，将获得优于行业的盈利；此外，自身资产负债率低、注入资产业绩稳定性强的公司有望获得超额收益。 短期，建议关注电价调整预期带来的交易性机会—选取业绩弹性高的发电商：华电国际，华能国际；中长期，仍建议选取业绩确定性高，且有增长预期的公司。同时，审慎推荐内蒙华电和广东地区的火力发电商。 招商证券测算了电力行业及重点上市公司对电价的敏感性分析。对发电行业而言，当火电上网电价每变动1%，行业的利润总额增加17%，可有效增提升盈利水平，改善经营状态。对上市公司而言，华电国际、华能国际等公司业绩对电价最为敏感，是电价调整最直接受益公司。同时，建议重点关注未来成长性较为确定的公司，及在电价调整中业绩弹性较大的公司。近期市场电价上调预期逐渐强烈，电力行业整体盈利情况有望改善，建议重点关注： 1.具有优质煤矿资源及水火电资源配比较好，未来成长性较为确定的公司，如国电电力，国投电力；2.业绩对电价调整弹性较大的火电龙头公司，如华能国际，华电国际。3.股价对电价调整尚未充分反映，有补涨需求的公司，如金山股份、建投能源等 电价上调 券商纷纷唱多电力股（名单） 据深圳商报报道，随着电价上调的预期愈演愈烈，电力股的做多热情也被逐步点燃。昨日，电力板块整体上涨，多数个股逆市红盘报收。研究机构几乎一致认为，近期电价上调将是大概率事件，受此影响，电力股短期将迎来较好的交易性机会。 受消息面关于电价调整报道的影响，电力板块近来走势良好。招商证券统计，11月以来，该板块跑赢市场3.5个百分点。其研报表示，当前火电企业亏损加剧，有调价的需求，同时，煤电联动条件已经满足，CPI开始回落，电价调整条件趋于成熟，时至“迎峰度冬”的关键节点，为保障电力供应，减少电力缺口，在电力体制改革未能有效推动的环境下，煤电联动成为解决煤电矛盾的重要手段，火电上网电价上调的概率较大。 华泰证券提出，电力作为资源性产品，定价偏低，资源价值实现不完全。在目前煤价高企、电价受到压制的环境下，预计2011年过半数火电厂将出现亏损。持续多年的盈利不佳也导致电力行业整体估值偏低，其资源性未充分得到体现。 据华泰证券计算，当前主要上市公司重置价值普遍高于当前市值，其中折价最大的是黔源电力、国投电力、桂冠电力，折价率超过60%；华电国际、国电电力 折价率超过45%。 华泰证券研报表示，煤价目前已到峰值，上涨动力减弱，预计未来煤价基本保持平稳。同时10月用电量同比增速稳定，显示出电力需求旺盛。预计全年增速为11%~12%。虽然目前电力行业业绩表现不尽如人意，但若上网电价得到调整，行业盈利能力将大为改善。 华泰证券认为电价调整应无悬念，因此电力行业整体估值有待修复，报告上调电力行业评级至“增持”，建议关注折价率以及业绩弹性两个指标，重点推荐国电电力、金山股份、上海电力、桂冠电力 四家公司。 在电价调整对行业及公司的影响方面，招商证券测算了电力行业及重点上市公司对电价的敏感性分析。认为，对发电行业而言，当火电上网电价每变动1%，行业的利润总额增加17%，可有效增提升盈利水平，改善经营状态。对上市公司而言，华电国际、华能国际等公司业绩对电价最为敏感，是电价调整最直接受益公司。 银河证券分析，若电价上调实施，有助于改善火电行业盈利状况，但是否能彻底扭转行业景气度，上调范围和力度是关键。另外，需密切关注后续燃煤价格走势。银河证券维持对行业“中性”的投资评级，继续看好安全边际高且对电价上调敏感度高以及储备煤电联营项目的火电企业，继续关注华能国际、华电国际、国电电力、内蒙华电 等。 另外，中金公司也建议短期关注电价调整预期带来的交易性机会，建议投资者选取业绩弹性高的发电商，如华电国际，华能国际；中长期，仍建议选取业绩确定性高，且有增长预期的公司。 国泰君安建议择机增持华能国际、国电电力、国投电力，建投能源、皖能电力亦可择机配置。同时建议在2011年年底前后增持长江电力、桂冠电力 ，并密切关注桂冠电力、黔源电力的外延扩张预期。 电厂要求调高电价 发一天电亏损65万 据《新闻晚高峰》24日报道，高煤价致山西多家电厂亏损严重，多家电厂负责人集体赴北京要求调高电价。山西河津电厂经营程姓副总经理坦然，日子非常难过。守着丰富的煤炭资源，山西火电企业却买不到煤、买不起煤。目前，山西部分火电企业的电煤合同履行率低至10%，他们不得不去内蒙古和陕西等地买煤。 河津电厂坦言，目前发一度电亏五分钱，越发越亏。正常发一天的电，亏损65万。随着气温逐渐走低，形势非常严峻。 据报道，和河津电厂一样，连日来，进退两难的山西中南部13家电厂正在不断上书求援，希望得到“资金”和“煤源”两方面的帮助。 山西多家电厂赴京要求调高电价 煤电博弈升级 经济参考报 冬季供暖开启，煤价居高不下，原本就面临亏损的火电日子更加难过，在多次“联名上书”无果后，近日山西多家电厂负责人集体赴京，代表山西部分电厂向国家相关部门提出了调高电价的建议。 作为年产超8亿吨的煤炭大省，山西却是全国发电企业亏损最严重的省份，其中南部地区更是“重灾区”。山西省中南部13家电厂上报山西省电力行业协会的文件提到，13家火电企业今年1至10月累计亏损32.89亿元，平均资产负债率已达111%，资不抵债企业数量上升至10家。电厂无钱买煤，无钱存煤，平均存煤量仅够一周左右，一些电厂因缺煤停机现象严重。 在火电企业巨亏背后的则是煤电价格严重倒挂。在火电发电成本中，煤炭占到总成本70%左右。自2008年以来，煤价持续上涨，今年进入10月以来更是一直高位运行。以环渤海动力煤价格指数为例，截至11月23日，5500大卡动力煤价格平均综合价格报收850元/吨，累计上涨25元/吨，而此前五周环渤海动力煤价格都在这一高价位之上运行。 火电企业到厂标煤价格也是随之一路水涨船高。据介绍，从2008年至2011年10月，山西火电企业的到厂标煤单价从340多元/吨涨到800多元/吨，涨了130%以上。然而，电价涨幅却不大，上网电价仅上涨了37.5%。 “2007年以前，我们电厂一直处于赢利，2008年9月开始亏损，至今累计亏损达11亿多元，由于煤价上涨，每发一度电要亏损0 .085元，导致越发越亏。”13家电厂中的一家向《经济参考报》记者介绍说。 值得注意的是，守着丰富的煤炭资源，山西火电企业却买不到煤。据报道，山西部分火电企业的电煤合同履行率低至10%，他们不得不去内蒙古和陕西等地买煤。 “山西因为是产煤省，所以其电厂基本上很少占据国家重点合同煤名额，一般都是市场购煤，煤是市场的，但上网电价还是计划的，定价一直偏低，电厂购煤时出的价格也低，煤炭企业当然不干，更愿意卖给购煤价格高的外省以赚大钱。”中国电力企业联合会统计部主任薛静告诉《经济参考报》记者。 据了解，山东、河南、湖北的电价分别为4.219、4.112、4.45角/度，而山西上网电价为3.562角/度，每度电比上述省份要低5到8分钱。这意味着这些省份比山西发电企业能够多承受125到200元/吨的煤炭价格。 临近年底，由于燃料欠款、工程欠款、职工欠薪以及银行到期还贷压力各个方面的矛盾愈发突出，一些企业不得不过起了“逃债”和“躲债”的日子。在局势继续恶化之下，山西多家电厂进京，希望上调电价以解当前困境。 而作为这次煤电博弈的另一方，煤炭企业也是大喊冤枉。中国煤炭工业协会政策研究部张勇表示，煤炭企业在全力供煤，而且作为市场的一部分，煤炭企业具有选择权。“煤炭企业凭什么要低于市场价格供煤？”张勇反问记者。在他看来，还是体制的问题。 山西13家电厂只是当前国内煤电矛盾的一个缩影。据薛静介绍，分布在中部、东北和西部地区等上网电价较低地方的火电企业，由于无法承受煤价上涨的成本压力，绝大部分已经陷入巨额亏损的境地。 随着煤电博弈升级，电价上调预期也进一步增强。虽然此前发改委否认将全面上调电价，但其价格司相关负责人在接受媒体采访时表示会对部分价格矛盾择机予以梳理，其中包括供暖、天然气以及电力价格。 某知情人士也表示，现在煤电矛盾越来越严重，引起了国家相关部门的重视，电厂这次赴京后，电价有可能于年内上调。 在煤价高企、电企巨亏的形势下，明年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》也增加了上调电价的紧迫性。据中电联初步测算，环保标准的提高将每年增加火电厂900亿至1100亿元的运行费用。在脱硝电价尚未出台的情况下，电力企业很难在已经严重亏损的情况下承担如此之大的运行成本。 “上网电价肯定得上调，此前局域调整效果不理想，这次要全网调整而不是分区域。不过这次调整的话，幅度应该也不大，估计在两分钱左右。”厦门大学中国能源研究中心主任林伯强表示。他同时指出，上调电价只是权宜之策，最关键的还是重启煤电联动机制。 山西低电价高煤价博弈：五大集团输血难继 21世纪经济报道 广西、江西、贵州、河南等地陆续出台政策帮助发电企业缓解经营困难，火电亏损大省山西却“按兵不动”。 山西中南部地区13家发电企业亏损严重的情况，已通过多种途径反映给山西省有关部门，山西省方面目前未有具体举措。 高煤价、低电价对于以煤炭为经济支柱，以钢铁、冶金、玻璃、水泥等高耗能产业为主的山西经济来说是个有利局面。因此，煤价与电价的矛盾在山西尤为激烈，而这背后则隐藏着，多为央企的发电企业与山西省之间围绕电煤展开的利益博弈。 煤价与收费携手 山西对煤炭征收的各项费用也推高了电厂的燃料成本 身居内陆，坐拥煤海。山西在全国煤炭市场的重要地位难以撼动。 虽然内蒙古的煤炭年产量已经超过山西，达到全国首位，但由于运煤通道建设不及山西完备，内蒙古的煤炭外运倚重公路运输，铁路运力瓶颈始终制约其煤炭产量和外运量的增长。 而公路运输成本更高，因此即便煤质相当，考虑到运费的成本，内蒙古的煤价必须比山西便宜才有竞争力。 “50块钱一吨的5000大卡煤也能买到，但都在山里，你运不出来。”山西煤炭业内人士对本报记者说。 以大秦线为代表的运煤铁路是山西煤炭行业的一大优势，可以使其用高煤价、低运价将煤炭销往对煤价承受能力高的地区。尽管这同时也推高了山西省内的煤炭价格，但对山西整体经济发展来说却是有利的。 山西省统计局数字显示，今年1-10月，山西规模以上工业累计实现增加值4763.8亿元，其中煤炭、焦炭工业分别累计实现增加值2792.1亿元，占比达到58.61%。 发电企业在这样的环境中经营困难可想而知。 《山西省统调机组电煤基本情况调查汇总表》显示，今年6-9月，山西统调机组的到厂标煤价已经达到708.82元/吨。如果去掉煤电一体化的发电机组，进厂标煤价已达到781.51/吨。1-10月份，在电煤价格更高的山西省中南部地区，电厂的平均进厂标煤价则已经超过了816元/吨。 除了煤价上涨外，山西对煤炭征收的各项费用也推高了电厂的燃料成本。 山西发电企业不允许直接从当地煤矿直接买煤，而是必须经山西省煤炭运销集团公司（下称“煤运公司”），煤运公司从中赚取差价，还要征收多项费用，这些费用因煤矿所在地不同而不等。一位山西电厂人士给记者提供的数据显示，这些费用包括电煤管理费：5.2元-27.04元/吨；地销费：6-52元/吨；信息费：0.2元/吨；交易费：1元/吨。此外，电厂还要负担每吨46元的煤炭可持续发展基金。只有交齐上述费用，电厂才能获得齐全的手续。 “煤运公司派人驻守在每个电厂里，没有手续的煤不让进。”上述电厂人士说。 2010年，煤运公司实现销售利润45亿元，今年上半年销售利润27亿元。按煤运公司的计划，其今年计划实现销售利润55亿元，力争60亿元。而今年1-10月，山西中南部13价电厂亏损额达32.89亿元。 央企注资难再来 山西发电装机中大约有75%属于五大发电集团，相当于五大发电集团贴钱为山西供电 “国家统一上调电价有难度，这我们可以理解。”一位山西发电企业人士对本报记者说，“可是山西省内可以出些政策啊。” 事实上，从今年9月份以来，广西上调了大工业及商业用户电价、江西上调了限制类、淘汰类产能用电价格、贵州给予发电企业电价财政补贴。而山西的不同之处在于，其省内火电厂的亏损虽然严重，但缺电问题尚不突出。 本报记者从山西省电力行业协会了解到，山西省电力装机容量超过4600万千瓦，火电机组占97%。其中，山西电网可调配的装机容量约3300万千瓦，而山西用力负荷通常在1800万千瓦左右，用电高峰可达2200万-2300万千瓦。这意味着山西的电力装机有一定的富裕，只有在用电高峰期，缺电问题才能凸显出来。 “现在电厂买不起品质好的煤，看起来装机不少，但带2200万千瓦的用电负荷都很费劲。”山西省电力业内人士对本报记者说，“供暖季又有一些已经停机的机组重新转起来，山西缺电的问题就又被掩盖住了。” 更为重要的一点是，山西的发电装机中大约有75%属于五大发电集团，其余则是当地能源公司参股或控股。因此，如果五大发电集团旗下电厂能在山西亏损发电，就相当于五大发电集团贴钱为山西省内供电，这为山西省发展高耗能产业创造了低电价优势。 山西省统计局的数据显示，2010年，山西省工业产品产量增长较快的分别为氧化铝、水泥、原煤、钢材、平板玻璃等产品，这些产品都是耗电大户。 如果上调电价，则相当于山西当地收入的一部分就将通过电价转移到央企手中。而不涨电价，虽然山西地方电厂也处于整体亏损状态，但其中一部分是煤电一体化，情况稍好，另一部分就为山西经济的“大局”作出了牺牲。 “我们向省里反映问题，但省里认为你们都是大型央企，让北京的领导给你们投资。”一位五大发电集团的山西电厂领导对本报记者说，“可是集团给我们输血，我们自己止不住血。几年下来，集团也就不想再注资了。” 本报记者了解到，目前五大发电集团在山西的电厂中，只有太原第一热电厂获得了国电集团支持仍保持较高发电量，其余电厂都因缺少资金出现停机现象。 宁波居民阶梯电价“起步档”有望大幅提高 新华网 据宁波日报报道，经过一年时间的听证，国家发改委关于对居民实行阶梯电价的方案呼之欲出。 在宁波，“阶梯电价”已试行了7年多。而此次国家发改委向社会公开征求的两种阶梯电价意见，均高于宁波目前试行的50度（千瓦时）阶梯电价标准，显然，宁波的“起步价”已经不合时宜了。 “阶梯电价”与“分时电价”交互施行 8年前，为缓解当时较为严重的“电荒”，国家在浙江、福建和四川三个省份试点施行阶梯电价。根据《国家发改委关于调整浙江省居民生活电价的通知》，我市居民生活用电价格作了调整，并从日起执行。 当时正式确定的电价方案为：安装“一户一表”的居民用户，按月抄见电量实行阶梯式累进加价，其中低于50度部分电价不调整；51度至200度部分每度电价上调0.03元；超过200度部分每度电价上调0.1元。居民合表用户和学校等集体用户的电价每度上调0.02元。 据当时相关部门对全市400户居民家庭生活状况调查，2003年度我市居民户月均用电量不到100度，因此大部分居民家庭电价上调0.03元，平均每户每月需多支付电费1.5元左右。 “阶梯电价是针对用电总量而言，分时电价则是针对不同时段的。”宁波电业局调度部门相关负责人介绍，除了用电总量上引导居民节能，为了调节电力峰谷差，引导居民合理利用能源，在施行“阶梯电价”同时，也在施行分时电价。即在用电高峰时实行高电价，用电低谷时实行低电价。分时电价主要适用于低谷电量超过10%的居民，目前我市大部分居民申请了分时电价。 “阶梯电价”标准应覆盖八成以上居民 在国家发改委实施阶梯电价的征求意见稿中有两种方案，其中的第一档标准覆盖了八成以上的居民用户。业内人士表示，对居民实行阶梯电价政策，主要是有利于节约能源、保护环境，保障低收入居民的用电需求。阶梯电价的实施，对居民电费支出影响不大。 然而目前我市试行的阶梯电价明显跟不上社会经济发展的步调。“起步档”为每个月50度，对于当前我市每户月均用电量约200度的居民来说，大部分家庭会超出这个标准，特别是到了酷暑和寒冬，不少家庭月用电量更是突破了300度。 在笔者随机采访的10户居民中，提高基本生活用电的标准额度，成为共同的呼声。“随着国家阶梯电价政策的实施，我省的阶梯电价标准也会跟着变化，50度的"起步档"有望提升至100度至150度。”宁波电业局相关负责人说，电价是由省物价局制定的，预计不久之后会收到阶梯用电额度提升的通知。 低碳生活成大势所趋 相关专家表示，“阶梯电价”方案推出的初衷是为了促进资源节约和环境友好型社会的建设，引导居民合理用电、节约用电。从环保角度考虑，合理使用电力资源，减少浪费，是实现低碳生活的重要理念。那么如何应对“阶梯电价”呢？ 电力部门提示：首先要树立能源危机意识，电能是由其他能源转化而来，节电就是节能，在日常家庭生活中必须养成节约用电的良好习惯，做到“人走灯关”、空调等电器“随用随开”；其次，有条件的家庭可以使用太阳能、沼气、秸杆等生物清洁能源。 兰州民用电价气价 阶梯收费暂无时间表 据西部商报报道，昨日，记者在采访兰州市物价局有关负责人时了解到，今年国家发改委对调价政策有严格规定，也是兰州市提出的生活用电收费阶梯式制度一直没有实施的原因。该负责人称，要是制定有关方案，也应由省发改委牵头制定本省方案，然后召开听证会。 随后，记者致电省发改委相关部门了解到，还没有接到任何通知，暂时没有消息，当然，如果国家要求推行阶梯电价，我省将会按照相应程序执行。 十省市用电缺口将高达170亿度 主要原因为供应不足 郭淼 中国广播网 冬季用电高峰已经来临，各地用电形势严峻，有消息显示，贵州等十省市的用电缺口将高达170亿度，分析人士表示，目前因水电产能不足，加大了对火电的需求，预计将支撑煤炭价格保持强势。 24日，国家发改委的网站上刊登了一个广西今冬明春电力供需的一个臆测情况，根据提供的数据广西今冬明春它是存在240万千瓦的电力稀缺缺口。再加上湖北、贵州还有江苏、山东、河北、湖南、浙江等省，十个省市今冬明春电力缺口就会累计达到170.30亿千瓦。 那么，这样一个用电形势是否会对煤炭的价格带来什么影响？据记者了解，由于不少省市都提前做好了今冬煤炭的储存工作，就使得今年年底的煤炭价格是旺季不旺，部分品种的价格还逆势走低。二级市场上的煤炭应该说煤炭股市跌跌不休，不过业内人士也表示多数电厂煤电的存储是偏低的，加上北方急剧的降温这个没办需求会明显的增加，可能会支撑煤炭价格的向上。 记者对比也发现，缺电的主要原因就是电煤供应不足，以湖北为例，近期湖北全省的电煤库存比去年同期减少了100万吨。如果按照2012年2月末，湖北省最低警戒库存180万吨的这样一个预测的话，预算迎峰度冬的期间的电煤的缺口就会达到227万吨。 煤炭大省山西也表示，截止到今年10月中旬，27家电厂的库存电煤是228.71万吨，同比是下降了将近4成。值得注意的是虽然电煤的缺口比较大，但是煤炭的价格还是比较稳定的，出现了淡季不淡，旺季不旺的这样非常反常一个态势。中煤煤炭运销协会市场处的处长赵建国他就认为，今年煤炭的价格呈现了小幅的波动，而且和国际的煤炭价格变化是比较紧密的。 电价上涨在争议中潜行 火电或最受益 据金融投资报报道，今年以来，鉴于火电企业日益亏损严重，各大电力集团提价预期继续升温，而不久前财经人士郎咸平与中电联爆发论战，再度将电价改革推上了舆论的风口浪尖。在成本上升的影响下，火电企业的利润率持续下降是不争的事实，在提价预期下，近期电力股多次爆发，渐渐成为市场关注的焦点。接受记者采访的分析师皆表示，今年底明年初电价上调的可能性很大，业绩弹性较大的火电企业后市仍有一定的表现机会。 郎咸平舌战中电联意味长 一直口无遮掩的郎咸平本月撰写了一篇名为《谁在忽悠电力紧张》的文章质疑电厂并不是真亏损，拉闸限电，电力紧张，是因为电厂赚钱赚得不够多，为了加价而忽悠。中国电力企业联合会(下称“中电联”)也在第一时间站出来反驳了这个的观点。并称，在目前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，建议适时启动煤电联动机制，将欠账的电价联动到位。然而，目前却有消息称，进入四季度以来，火电企业再次陷入巨亏的深渊，电价上调的呼声也越来越强烈。近日，山西多家电厂负责人集体赴京，代表山西部分电厂向国家相关部门提出了调高电价的建议。 对此，中电联不点名地以“有失偏颇”回应。就此拉开了一系列充盈着火药味的隔空对话。在“市场煤、计划电”、电网企业暴利与否以及宽带反垄断等新老争议的背景下，郎咸平的打抱不平为公众加深了解电力行业以及电价改革路径打开了一扇舆论大门。 一位不愿在媒体具名的知名券商电力行业分析师很坦然的告诉记者：“我个人认为，五大发电集团的上市企业的盈利数据并不能代表整个集团乃至其他火电企业的盈利情况。而且前期我们也去了实地调查，多数净火电企业因煤价大幅上涨，成本压力较大，亏损现象普遍存在。可以说，目前火电行业已经处于最困难的时候了。” 成本推动电价上调大趋势 虽然目前市场上关于电价改革舆论纷纷，但不可质疑的是，在煤价居高不下、用电缺口日益加大的背景下，电价上调已是大势所趋。 公开信息显示，今年四季度和迎峰度冬期间，华北、华中、华东和南方等地区电力供应紧张，南方和华中部分地区用电形势严峻，全国电力缺口可能在2600万千瓦左右。预计今后一段时间煤价仍将维持高位运行，进一步上涨的风险较大，部分地区将出现电煤供应紧张的局面。其中，作为年产超8亿吨的煤炭大省山西却是全国发电企业亏损最严重的省份。据悉，山西省中南部13家火电企业今年1至10月累计亏损32.89亿元，平均资产负债率已达111%。 对此，大同证券电力行业分析师蔡文彬指出：“其实，在2005年前，火电企业盈利情况还是挺不错的，但随着山西煤矿整合及煤价的持续上涨，已在不断的吞噬发电企业的利润。而今年煤价上涨过快更是给发电企业造成较大的压力，再加之丰水期水电减发也使得对火电的依赖更大。今年11月初，我们也做了相关调查，火电企业确实是亏得太狠了，电价上调已经是大势所趋，除此外，亦不排除国家给予相关火电企业补贴的可能性。我估计电价调整方案在年底出台的可能性比较大。” 长城证券一位分析师对上述意见表示赞同：“在火电发电成本中，煤炭占到总成本70%左右，可以说，煤价对发电企业盈利影响极大。而从2008年开始，煤价持续上涨，今年进入10月以来更是一直高位运行。且火力发电企业整体盈利能力进一步下滑已是不争的事实，由于火电机组属于传统、常规能源，对于我国经济安全有着至关重要的作用。因此，电价上调只是时间问题。” 电力板块受益匪浅机会多 受电荒影响及市场对电价上调预期持续的升温，从10月底起，电力股的做多热情也被逐步点燃。研究机构几乎一致认为，近期电价上调将是大概率事件，受此影响，电力股将迎来较好的投资机会。 长江证券在日前发布电力行业研究报告称，冬储煤期间，火电行业毛利率仍将维持较低水平；进入冬季枯水期，水电利用小时数将继续下降，水电企业全年业绩难以保证。预计随着电价改革系列政策的陆续出台，行业盈利可能逐步恢复至正常水平。维持行业“看好”评级。报告还指出，电价最早将在明年一季度调整；长期看，能源结构调整趋势已定，未来1-2年内非火电能源将加快项目审批和投产进度。可适当关注估值较低和各子行业内龙头品种：华能国际、国电电力、凯迪电力、通宝能源和桂东电力。 中金公司亦指出，11、12月双重动因推升动力煤价格季节性上涨，火电运营压力将加剧。而目前火电亏损严重，承受煤价上涨能力弱，调升上网电价预期渐强。建议关注电价调整预期带来的交易性机会选取业绩弹性高的发电商：华电国际；中长期，仍建议选取业绩确定性高，且有增长预期的公司。蔡文彬亦对记者表示：“目前A股市场，电力股估值优势显著，已经处于相当安全的区间。再加之其不受经济周期下行影响的盈利稳定特征，其防御价值非常显著，具有一定的长期投资价值；从短线看，鉴于调价预期持续升温，市场对电力股也比较关注，在调价方案出台前，电力股都有表现的机会，但预期兑现后，不排除见光死的可能性，因此，短线投资者最好是获利了结为上。” 电价上调预期明显 电力板块现交易性机会 据金融时报报道，今年发端于淡季的电荒现在越来越严重，煤电倒挂已经让火电企业难以承受。在多次“联名上书”无果后，近日山西多家电厂负责人集体赴京，代表山西部分电厂向国家相关部门提出了调高电价的建议。原因是冬季供暖开启，煤价居高不下，原本就面临亏损的火电企业日子更加难过。 作为年产超8亿吨的煤炭大省，山西是全国发电企业亏损最严重的省份，其中南部地区更是“重灾区”。山西省中南部13家电厂上报山西省电力行业协会的文件提到，13家火电企业
