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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*业复苏造成的影响难以估计，这两点均使得短期内电价上调具有较大难度。

对煤价进行适当干预或对电力企业进行财政扶持仍有可能：目前火电赢利出现明显的区域分化，部分优秀公司面临由于政策性因素导致的连续两年亏损，并可能因此被ST；销售电价不到位引发的亏损也使得电网遭遇投资资金紧张困境，甚至可能出现资金链问题。从此角度观察，在短期电价调整有难度的情况下，政府部门对煤价进行适当干预或对电企进行补贴及税收减免仍有可能。

新能源改变的不仅是发电对于电力规划而言，未来电源结构的调整将成为重中之重，降低常规火电比例，提高水电、风电等清洁能源比例将是大势所趋，按2020年全国装机15亿kW目标，我们预测各类电源的可能调整方向如下：

火电：由“优化发展火电”调整为“积极推进电力工业上大压小，加速淘汰落后产能”，原则上不再批准300MW以下火电，国家核准的大型火电机组总量也将严格控制，关停机组单机规模可能扩大至200MW；预计到2020年火电装机约9亿kW，占比降至60％。

水电：由“有序开发水电”调整为“积极推进水电开发”，重点开发金沙财富预言全国顶级分析师的投资预测080江、黄河中上游、怒江等，做好开发雅鲁藏布江拐弯处的准备；预计到2020年水电装机约3亿kW，占比超过20％。

第九篇　电力行业：资产重组风起云涌（5）

核电：由“适度发展”调整为“积极发展”，最近又调整为“大力发展”，加强沿海核电发展，科学规划内陆地区核电建设，打破核电投资主体单一的问题，实行投资主体多元化；预计到2020年核电装机超过7000万kW，占比达到5％以上。

可再生能源：由“大力发展可再生能源”调整为“加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设”，重点建设甘肃河西走廊、苏北沿海和内蒙古三个千万千瓦级的大风场；争取到2020年风电装机达到1亿kW，使我国除水电以外的可再生能源，比重提高到6％以上。

图1：2020年全国装机构成预测火电水电核电风电其他资料来源：中电联，中信证券研究部对于未来增长迅猛的新能源发电而言，由于目前电价机制尚未到位，因此除水电及核电外，发电企业投资风电及太阳能等新能源发电的回报相对较低，短期内对公司业绩贡献很小。

需要特别指出的是，新能源占比提高改变的不仅仅是电源结构，而且也对我国集中式的电源分布提出挑战，由于常规电网所能承受风电等波动较大的新能源比例大多在10％左右，因此新能源的大规模开发势必意味着电源由集中式向分布式的转变，与之相对应的电网结构也或将由远距离输电为主向兼顾分布式方向发展

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