发改委：部分地区工业用电每度涨约两分钱 13只股或井喷

2011年4月10日	上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价0.026元/千瓦时，河南上调上网电价0.015元/千瓦时，全国有11个省份的上网电价上调在0.01元/千瓦时以上。暂不调居民电价
2009年11月20日	全国销售电价每度平均提高2.8分钱；暂不调居民电价
2008年8月20日	全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整
2008年7月1日	全国平均销售电价每千瓦时上调2.5分钱
2007年12月	采取分步降价或转让部分发电量指标方式，下调吉林、湖北等八省（区、市）统调小火电机组上网电价
2007年10月1日	上调东北电网内部分电厂的上网和输电价格，以维持电力企业正常运营
2007年7月1日	山西省、内蒙古自治区内新投产电厂送京津唐电网上网电价分别调整为每千瓦时0.298元和0.297元（不含脱硫加价）
2006年6月30日	调整华北、南方、华中、华东、东北和西北电网的上网电价
2005年5月1日	全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱
2004年1月1日	全国省级及以上电网统一调度的燃煤机组上网电价统一提高每千瓦时0.7分钱。

　　电荒困局：电价上调一分传导电煤上涨四五十元

　　5月16日早晨，河南省郑州新力电力公司(下称“郑新公司”)的王建被宣布为郑新公司总经理。这一消息的公布，并未让王建面露喜色——他一整天都忙于上任的“三把火”——连续起草三份求援报告。

　　“紧急报告一定要在今天下班之前，送到河南省发改委、河南省工信厅和郑州市工信委。”王建告诉记者，郑新公司目前面临双重压力——电煤存储量和资金链都到了崩溃的边缘，“可能马上又要停一台机”。

　　新郑公司共有5台20万千瓦火电机组，已有两台停机。王建说，电厂存煤仅有7000吨，即使只按三台机组每天6500吨的用煤量计算，存煤也仅仅够用一天。

　　为了“跑煤”，新郑公司从负责燃料的副总经理到各部门的负责人，全部被派往各矿区;就连原新郑公司的总经理，在退休前的一个星期，还依然在“跑煤”。

　　煤炭大省的电荒

　　郑新公司王建发出紧急报告的同时，位于电荒“重灾区”的湖南华电长沙发电公司(下称“长沙电厂”)总经理办公室工作人员，却因三封分别来自省市县的会议通知挠头不已。

　　为保证煤炭供应，整个长沙电厂的领导层几乎全部奔赴矿区。面对同时定于5月19日、要求电厂重要领导参加的三封开会通知，长沙电厂的领导，一下子发生了“短缺”。

　　“县里的会议，只有派一位部门主任去了。”长沙电厂总经理办公室的夏秘书很无奈。

　　不仅是电厂职工，湖南地方官员也纷纷加入“跑煤”大军，省委副书记梅克保甚至领队入晋“跑煤”。

　　“希望山西能在电煤供应方面给予湖南更大支持。”在湘晋两省政府座谈会上，梅克保坦言受电力需求猛增、水电出力不足、大量火电机组缺煤停机等因素影响，湖南成为电荒重灾区。

　　不仅仅是湖南，这轮蹊跷的电荒潮，已经在用电的淡季中，席卷了中国的一多半省区。

　　“这是7年以来最严重的电荒。”国家电监会办公厅副主任俞燕山告诉记者，“从青海、湖北、湖南等传统缺煤省份，到山西、陕西、河南等产煤大省，都出现了缺煤停机现象。”

　　电荒席卷之下，重庆、湖南、安徽等地出现拉闸限电;浙江、贵州、广东、湖南、江西等地实行“错峰用电”。

　　“目前河南虽然还没有出现明显的限电情况，但像电解铝这样的高耗能产业已经开始限电。从最近几次省里召集的会议看，高层对今年迎峰度夏的工作心里也没底。”一位河南发改委官员对记者说。

　　国家发改委价格司一位官员在接受记者采访时表示，中国经济快速增长导致的电力需求大增，是此次多省出现电荒的主因。

　　去年第四季度，各地政府为了完成节能减排任务，对部分用电大户进行拉闸式限电。“十二五”开局之年，这些高耗能项目立即反弹。加上中国乃至全球都处于金融危机后经济复苏阶段，企业生产投资热情高涨。

　　来自电监会的报告显示，中国电力装机容量已从2006年的6亿千瓦，增加到了2010年底的9.6亿千瓦。但火电机组平均发电小时数却在逐年降低，从2006年的5600小时，跌到2009年的4800小时。去年虽小幅反弹至5000小时，但仍远低于2004年同期的6000小时。

　　“今年国内电厂的供电能力，其实并未发挥出来。”国务院发展研究中心市场经济研究所综合室副主任邓郁松告诉记者。从2003年开始，中国也曾出现过一轮波及20多个省份的“拉闸限电”，但今年的电荒与上轮电荒，却有明显区别。

　　最为蹊跷的是：今年电荒较严重的，很多反倒是传统的煤炭大省。

　　河南省因火电企业亏损、煤价走高、运费难降等因素，电厂频现买煤难，导致1/3火电装机停机“检修”。

　　传统上的水电大省湖南，受到来水萎靡和电煤采购困难的双重影响，也成为了此次电荒的重灾区。

　　数据显示，“五一”后整个湖南统调可供负荷只有1000万千瓦，而用电负荷维持在1400万千瓦，电力缺口高达400万千瓦。

　　专家指出，在更多地方，主要是不畅的“市场煤、计划电”价格传导机制，影响了火电企业的生产积极性。

　　据中电联统计，1月~4月，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元。其中，煤价上涨是企业亏损的根本原因。

　　国家发改委能源研究所能源经济与发展战略研究中心原主任吴钟瑚接受记者采访时认为，随着国内煤炭价格大幅上扬，火电上网电价在国家审批制下上调缓慢，电力企业已出现越来越多的亏损，这使得“停工检修”情绪不仅在五大发电集团蔓延，而且在地方发电企业中普遍存在。

　　地方自保

　　面对来势汹汹的电荒潮，各地政府纷纷祭出有序供电的办法，拉闸限电的范围从工业用户到居民，无一幸免。

　　长沙市政府为了保证长沙电厂的煤炭供应，启动了调煤保电应急方案，宁乡、浏阳全力参与长沙电网的调煤保电，日供电煤2500吨。

　　湖南省规定了“以煤定电”、“以煤定用”的政策。民生用电优先保障，其次是公共服务用电、商业用电，最后是工业用电。为了加大限电力度，湖南还对钢铁、铁合金、电石、水泥、烧碱、电解铝、黄磷、锌冶炼等8个高耗能行业实行差别电价，对超过用电限额标准的企业实行惩罚性电价。

　　按湖南省政府的布置，除了要加强煤炭供应外，还相继出台了“启动煤电价格联动、停止执行峰谷分时电价政策、停止执行丰枯季节电价政策、对电煤实行临时价格干预措施和清理电煤中间环节”等5条强力措施。 “这些措施让我们看到了希望。”长沙电厂副总经理何辉告诉记者，“如果停止执行峰谷分时电价政策、停止执行丰枯季节电价能保持一年，我们电厂每年能少赔3000万元左右。”长沙电厂从2007年投产至今，已累计亏损近6亿元，负债率达108%。据悉，上述两条措施已从5月1日起开始实施。

　　“电荒”蔓延，导致各省份则想尽办法“自保”，严禁本省火电跨省交易。在湖南、河南等省份，地方政府愿意出资补贴当地发电企业部分资金，条件是电厂专保当地用户的电力供应。而在浙江等煤炭资源较匮乏的地区，政府和企业却在大喊“只要能保生产，宁愿高价到外省买电”。

　　“这不是长久之计”，国家电监会一位官员告诉记者，“省里出钱保电，必然导致省间壁垒。上一轮电力改革就解决了的问题，现在又回头了。”

　　头疼医头，脚疼医脚

　　整个5月，各电荒大省的求援报告雪片般上报国务院。有业内人士透露，国务院也在酝酿《关于改善火电企业困难若干办法的意见》(下称《意见》)。

　　一位接近决策层的投行人士透露，该《意见》关于解决火电企业困难的规定多达40余条，其中至少有10条涉及为发电集团提供补贴的内容，还有多条涉及“钉死”煤价。

　　“目前该文件还在征求意见的阶段。”上述投行人士告诉记者，目前国务院领导高度重视当前煤电领域的突出问题，多次要求国家发改委和能源局组织力量，提出治本之策。

　　“可惜这次的解决方案又是头疼医头，脚疼医脚。”曾经参与电改纲领“5号文件”制定的一专家指出，“没有解决电力体制的问题，仅仅靠财政对于发电企业补贴、上调电价，将再次陷入煤价、电价轮番上涨的怪圈。”

　　来自中电联的数据印证了这一说法。据其统计，4月份国家上调山西省内火电企业上网电价，但煤价立刻跟风上涨，导致当月火电企业亏损情况没有好转。

　　对于火电企业而言，心情非常复杂。“发电企业又想涨电价、又怕涨电价。”山西省煤炭协会一位专家调侃，“电价上调一分钱，总会引发电煤价格上涨四五十元，反倒亏得更多。”

　　目前国家发改委已由全面性上调全国上网电价，转为对各个地方有针对性、逐个、有需求地做上调。继4月上调山西、河南等16省上网电价后，国家发改委补充上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价2分/千瓦时。

　　电力改革药方

　　首席信息官韩晓平认为，在2004年以后，政府对电力系统“几乎什么办法都试了，唯独电力改革的药方尚未尝试”。

　　中国的电价，被称为“世界上最复杂的电价机制”：首先是纷杂的上网电价——一厂一价、一机一价现象非常普遍;中国也没有独立的输电价格和配电价格;而终端的销售电价则交叉补贴严重，让诸多业内人士也不知其所以然。

　　历来，上网电价和销售电价均由国家发改委行政审批来制定;而输配电价，则是行政制定的销售电价和上网电价之差得来。

　　2002年以来，国务院颁发了《电价改革方案》(5号文件)，国家发改委也出台了《电价改革实施办法》，明确了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革方向。

　　5号文件规定的电改步骤为四步：“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。然而，现在只完成了第一步“厂网分开”，后面的三步则遥遥无期。

　　电监会价财部一官员告诉记者，“输配分开、主辅分离”的目标，涉及各方面利益较多，一直难有进展，“而目前，连什么是电网的主业，什么是辅业，界限也变得模糊起来”。

　　“业界有人认为‘5号文件’也不是绝对的正确，需要修改，”上述官员说。

　　国家电监会另一位参与“5号文件”制定的专家告诉记者，目前输配分离改革“只能说是一种理念”，“包括主导改革政策制定的政府部门，手头都没有现成的实行方案。是按行政级别来划分输配电资产还是按电压等级来划分目前仍没有明确;甚至连基本的人数、资产数额等方面的统计都仍不健全。”

　　“这次上调上网电价，没有上调销售电价，表明决策层也觉得电网企业过‘肥’，需要向发电企业匀一些;这让电网很有意见，但是不搞主辅分离和输配分开，谁知道你‘肥不肥’呢”这位官员认为，还是应该把停滞的电改推行下去，“否则，谁都可能是受害者”。

　　短期搞煤电联动疏导“市场煤、计划电”矛盾;中期搞电力体制改革;远期要进行经济增长方式转型——这是诸多电力领域学者和官员的共同“药方”。

　　“现在火电行业已经到了崩溃的边缘，不改革的话，今年的电荒绝不是顶峰。”电监会价财部官员指出，目前火电机组的开工率低位徘徊，明后年可能出现更大的电荒，“不过，这也许不全是坏事，没有危机就没有改革”。

　　江浙电荒追踪 高新开发区暂无影响“电况”不均引导产业升级

　　离开苏州望亭镇，车行一路向南。数小时后，嘉海公路的西侧，上海漕河泾开发区海宁分区便呈现眼前。在上海产业转移咨询服务中心主任徐硕对记者介绍的两大沪企转移基地中，它便占据其一。

　　“园区设有专门对接企业的管理部，目前还没有接到缺电方面的投诉。 ”在连日走访各地小规模的工业园之后，听到分区总经理祁兆明对这场来势汹涌的“电荒”如此淡定的答复，记者也颇感吃惊。

　　“供电局一般是将限电的额度下放到开发区，再由开发区协助安排调度，对于导向支持的企业一定是有保护的。 ”祁兆明解释道。

　　大开发区“不差电”

　　记者注意到，在已经入驻海宁分区的光伏企业中，似乎并不缺乏光伏制造等能耗大户。在被称为“遭遇近7年最严重电荒”的浙江省，为何却能独善其身?

　　“每个省对政策导向性的产业都是有支持的，电力配置方面主要也是针对企业间能耗水平的差异，而大型开发区对能耗要求的把控非常严格，能进来的企业本身就已不在高能耗之列，比如我们分区的光伏企业就对高污染的拉帮等前道工序进行了限制。 ”祁兆明告诉记者。记者从海宁分区内部的一份 “十二五规划”看到，在经过一年的前期平台建设之后，“十二五”期间园区将万元工业产值能耗标准定在0.45吨标煤，而这明显低于海宁市政府设定的0.8吨标煤/万元门槛。

　　据祁兆明透露，目前分区正在拟建项目评估机制，就企业的投入产出比、技术水准、能耗水平、税收、产业前景等进行综合考量，其标准办法已经过几稿讨论，下一步将与海宁市经济开发区合作组建评估组。

　　另一方面，大型开发区较完善的服务也为更确保企业用电提供了助力。 “企业在建厂前都会有可行性报告，电、气、水等能源需求也在设计好方案后递交给主管部门，如果实际生产中发现电不够用了就可以重新申请，开发区方面则会帮助居中协调。 ”

　　而记者在小型工业园耳闻已久的“随时限电”、“只提前半天通知”等棘手问题，在大型开发区似乎也不复存在。 “一般都起码提前半个月告知开发区，给了企业充分的缓冲期，以便安排错峰生产。 ”祁兆明如是说。

　　转移的成本

　　不过，想要入驻具有成熟品牌的大型经济开发区，也并非易事。记者从公司拿到的一份截止5月5日的“引进项目情况表”显示，成立一年半，已经入驻的11家企业中，总投资金额最高的达到6000万美元，有5家均在2000万美元以上。

　　更明显的特征是，园区接纳的企业还必须通过一道产业类别的“预考”。 “我们的产业格局定位是‘一体两翼’，先进制造业是‘体’，新兴产业和生产型服务业是‘翼’。 ”祁兆明对记者表示，去年上海漕河泾开发区的第三产业产值已达到800亿，基本转型为商务区，海宁分区的存在就是为那些高端制造业寻找出路。据规划，到2015年区内高新技术企业占比要达到30%。

　　而廉价的商务成本即是这条“出路”的最大引力。据祁兆明介绍，在海宁开发一亩毛地的成本是35万元，开发净地的成本是50万元，大约是闵行浦江镇开发成本的一半，“工业用地挂牌价大概是上海的1/8。”公司招商经理陆大伟则补充道：“上海拿地成本大约是海宁的5-10倍。 ”

　　“海宁市政府对于投资500万美元以上、实到资本300万美元以上的企业还会有税收优惠，对外资企业则有所得税和土地增值税方面的奖励。 ”值得一提的是，去年入驻的企业中，只有一家是内资企业。

　　倒逼升级

　　“电况”的冷暖不均背后，折射出政府明显的产业结构导向。即使是以皮革、经编、纺织作为传统支柱产业的海宁，其发展低能耗、低污染、高附加值产业的决心也可见一斑。

　　而循着用电需求大幅攀升的线索，高能耗产业的卷土重来也被视作背后推手之一。 2010年底，临近“十一五”收官大关，地方政府强压高能耗企业，曾使重工业增速大幅减缓，但今年一季度，浙江化工、有色金属制造等高能耗产业的用电增幅却高达20%;全国五大高能耗行业用电量同比快增了11.3%。

　　电荒来袭则被解读为产业结构升级的契机。齐鲁证券研究所宏观分析师刘启元告诉记者，解决 “电荒”的根本措施就在于实现产业结构的调整。 “中国出现的电荒从根本上是粗放式发展模式的必然结果，做表面文章的节能减排并不能从根本上解决电力需求旺盛的局面。 ”

　　他认为，短期行政性的结构调整是不错的解决方法，即采取政策压缩高耗能行业的下游需求，同时支持处于非高耗能行业的中小企业的发展以对冲总需求的下降，“可以通过相关政策增加对符合产业升级方向的中小企业提供税收和资金方面的支持。 ”不过，银根的累次收紧已令多数中小企业不可避免地陷入融资之苦。即使是财力雄厚的漕河泾海宁分区，也不得不放缓地块开发的速度。 “原本今年将着力开发的东片区因为资金紧张而放缓，只能等一等政策。 ”祁兆明对记者坦言。

　　钢铁行业将减少微观调控 电荒影响6到9月显现

　　在29日上海期货交易所主办的“第八届上海衍生品市场论坛”上，有关部门人士表示，钢铁行业政策将保持连续性和稳定性，减少对钢企的微观调控。有专家预测，“电荒”对钢铁行业的影响难以避免，可能发生在6到9月这段时间。

　　跨区及区内重组都应尝试

　　工信部原材料工业司副司长骆铁军透露，在近期的一次高峰论坛上，参会的国务院各部门一把手都认为要减少对钢铁行业的微观调控。他说，应该用货币政策和财政政策调节社会总需求。而钢铁行业自身调控，要重结构、轻总量，重区域结构、轻产品结构。所以，现在就是要保证政策的连续性和稳定性，创造有利于钢铁工业市场调节环境。

　　他说：“现在不出钢铁优惠政策，也不出限制政策，争取保持政策的连续性和稳定性，这也符合去年年底中央确定的调控方针。”

　　对于市场关心的钢铁行业兼并重组问题，骆铁军表示，希望通过市场竞争形成十几家有国际竞争力的钢铁企业，在此过程中，跨地区及区域内两种重组方式都应该尝试。他还表示，钢铁行业结构调整的重点是淘汰落后、兼并重组、技术改造三结合。

　　“电荒”影响近期显现

　　当前市场普遍关心“电荒”对钢铁行业造成的影响。中国钢铁工业协会党委副书记罗冰生认为，在钢铁生产总量及用电大幅增长的情况下，对一些钢铁企业实行限电难以避免。在他看来，“电荒”对钢铁行业的影响可能发生在6到9月这段时间。

　　他建议，在当前钢铁生产总量过高的情况下，由于供电不足，适当限制钢铁生产总量过快增长，有一定的积极意义。通过限电来控制钢铁生产总量，有利于缓解国内市场供大于求的矛盾。但他也直言，希望限电不要采取一刀切的办法，应该重点限制能耗高、污染严重、不符合国家产业政策的落后产能。

　　对于高价铁矿石，罗冰生认为，铁矿石难以长久维持高价。他表示，要针对国际铁矿石海运贸易高度垄断的局面，坚持“走出去”发展战略，加大海外矿山的投资、开发、参股，并且提高国产矿的自给率，规范进口铁矿石市场秩序。

　　此外，罗冰生还向上海期货交易所建议，鉴于巨大的市场需求，希望能推出中厚宽带钢期货。

　　电荒有利于抑制产能过剩 中钢协称限电不要一刀切

　　自下月起，除了要面对维持高位运行的矿价以及钢价上涨空间受限这两个老大难问题外，钢企还将迎来“电荒”的考验。在昨日闭幕的“第八届上海衍生品市场论坛”上，中国钢铁工业协会党委副书记罗冰生预测，6月进入夏季用电高峰后，供电不足的矛盾将会集中体现，对钢铁行业的影响可能在6-9月这一段时间内显现。

　　据供电部门预测，今年夏季用电高峰时，电力缺口将超过3000万千瓦，并存在进一步上升的可能。一直以来，钢铁行业都属于耗电高、能耗高的重点行业之一，今年3月全行业的耗电量占全国总量的11.5%，占工业用电量的15.3%。

　　“在目前国内钢铁生产总量过大、用电量不断增长的情况下，对一些钢企实行限电，是在所难免的，这有利于缓解国内市场供大于求的矛盾，”罗冰生指出，“同时，我们也希望实行限电不要采取一刀切的办法，而应该重点限制能耗高、污染严重、不符合国家产业政策的企业，加快淘汰钢铁行业的落后产能”。

　　不久前，宝钢相关人士表示，公司已从电力部门得到确认，在6-9月的用电高峰期，其上海生产基地将受到一定的限电影响。业内人士普遍认为，由于4月国内粗钢日均产量再创历史新高，这必将导致国内多地对钢企这一用电大户进行限制。

　　谈及今年提早来临的限电风暴对钢铁行业的影响， 兰格钢铁分析师张琳称，“限电”不仅对全靠外购电的钢厂产生巨大影响，而且也将波及到钢铁产业链条上的采选矿厂、铁合金厂、焦化厂等等。直接引发的后果将是国内矿、铁合金等炉料由于供应短缺加上资金炒作而涨势凶猛，进口矿也会顺势而上。未来几个月内，在“电荒”和“节能减排”的双重压力下，很可能使钢铁企业通过不断提高钢价来应对产量下降、成本提高的困境。

　　由此，兰格钢铁网资讯总监马力也警示，由于限电，一些钢贸商可能出现“赌涨”式囤货，但值得注意的是，近段时间来，由于钢价已经有较大幅度上涨，钢厂利润丰厚，即使限电也会在入夏对钢价产生支撑，但是具体影响多少还无法确定，所以钢贸商还需警惕钢价大调整风险。

　　国泰君安证券：电价调整将为煤炭股注入强心剂

　　本轮电荒症结在于煤电网之间价格机制的不畅,高耗能行业反弹、煤价上涨、干旱等多重因素激化了这一积弊,通过电荒的形式暴露出来。

　　因此如果电价调整是电企“逼宫”的胜利,但如果煤电价格传导机制不发生根本变化,调价仅解一时之急。

　　上调电价打开动力煤的上涨空间。在目前的供需格局下,电价上调的空间就是煤价的上涨空间。4月10日国家发改委价格司上调部分亏损严重火电企业上网电价,16个省平均上调上网电价约1.2分/度,相当于2.5%左右的涨幅,而期间秦皇岛6000大卡、5500大卡动力煤的涨幅分别为5.39%和7.50%,因此整体来讲,电价上调的并为改善电力企业的盈利空间。在煤炭供需格局未现拐点前,再次上调电价只是扬汤止沸,于事无补,反而增加了下游的成本、推高和延长通胀。

　　合同价格年内冻结,动力煤企获益寥寥。在电价涨煤价涨更多的尴尬局面下,发改委可能会继续严格限制年内合同煤价涨幅,合同煤通常占比70%之多,价格冻结使动力煤公司获益寥寥,所以近期产地价格的涨幅并不大,截至5月23日,动力煤港口价格连续8周的上涨,平均涨幅为7%,而同期山西坑口14个地区动力价格的平均涨幅仅为1.71%,尽管煤企可以通过下调合同煤比例、降低履约率、降低煤质等手段微调利润,但在发改委趋严的监管下空间不断缩小。

　　现货与合同的巨大价差成为贸易商和寻租者的大餐。不断拉大的现货与合同价存在套利空间,为中间商和寻租者获得。中国神华由于拥有完备的运输体系,是依靠贸易获得套利的重要受益者之一,3、4月份公司外购煤占自产煤比重分别上升至42%和48%(1月份为30%),通过第三方港口下水量占总下水量的比重达到62%和48%;合同价与现货之间吨煤250元(40%以上)的价差也为寻租者提供了丰厚的利润空间,尽管这一点尚无法从数据上说明,但价格管制的历史经验我们都懂的。

　　对12年合同价格上调有积极意义。上调电价对煤炭企业的积极意义在于:拉大的港口现货价格与重点合同价格之间的价差,为12年合同价格的上调留出空间。我们测算了重点公司合同煤价上调对业绩的敏感性分析,见附表3。

　　中国神华是上调电价的直接受益者。受益来自两个方面:一是电价的上调带来直接的盈利提升;二是通过自有铁路获取煤炭贸易价差。

　　维持行业中性评级。如果电价调整带来的煤价上涨预期会给煤炭股注入一针强心剂,但在经济回落预期下,价格上涨持续性不足,不能改变对行业景气下滑的担忧,维持中性评级。

　　湘财证券：全年电荒、电价上调间接利好新能源

　　今年电力供需情况偏紧。根据中电联1~4月份的数据统计,今年1、3、4月份的用电量已经非常接近去年7、8月份的夏季用电高峰。对2011年的最新预计为:全国电力供需总体偏紧,部分地区持续偏紧,迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大。

　　上网电价已经上调,销售电价上调时机趋近。4月份发改委上调了16省的上网电价,从0.4~2.6分/度不等,近期消息称发改委拟补充上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价2分/度、河南和湖北0.5分\度。而电价的调整最终将传导至销售电价端。根据《电力工业“十二五”规划研究报告》的预测,2015年我国的平均销售电价将达到0.71元/千瓦时,2020年将突破0.8元/千瓦时,因此年均2~3分/度的销售电价上调在合理预期中。我们认为今年电价上调的时机正趋于成熟。

　　区域性电荒利好特高压发展。由于近期发生电荒的地区主要集中于东部、南部的经济发达地区,而特高压建设有利于解决电煤运力不足的缺陷,因此我们预计特高压在短暂的停滞后,后期可能会加速上马。利好特变电工600089、中国西电601179、平高电气600312、思源电气002028等公司。

　　时段性电荒利好储能电站建设。发生电荒的时间主要集中于夏季、冬季等用电高峰期,在某一时段可能会形成峰值输出,造成供应不足。因此我们认为具有削峰填谷功能的储能电站建设将会逐渐提上日程,利好比亚迪、成飞集成002190等储能电池制造商和浙富股份002266、东方电气600875等抽水蓄能电站的供应商。

　　上网电价提升利于光伏装机。此次火电上网电价的提升,以及后期电荒情况加剧可能导致的电价提升,将对光伏装机产生相对利好作用,体现在:1.短期光伏、火电的发电成本差距缩小,相对竞争劣势获得弱化。2.中期出台标杆上网电价的时点可能提前(国内市场将获高速增长)。3.长期光伏实现平价上网的时点可能提前(光伏发电完全市场化)。

　　工业电价提升利好光伏装机。从目前的情况来看,CPI依然处于高位、高耗能行业有所抬头,因此普遍认为销售电价应该从工业电价上调开始,而对居民用电采用阶梯电价的方式,这样一方面可以抑制高耗能产业、鼓励居民合理用电,另一方面也不会对CPI雪上加霜。在沿海经济发达省份的工业区中,工业电价较高,一般在1元/度附近,在厂区安装太阳能电站可以解决一部分工业用电需求,考虑金太阳和光电建筑补贴的话项目已经具有了经济效益。

　　因此我们认为工业电价的进一步提高,将促进厂房屋顶光伏电站的建设,加速国内光伏装机市场的启动。

　　投资建议。近期光伏价格依然处于下降通道,行业的投资机会在处于进口替代阶段的设备、辅材领域。建议关注天龙光电300029、恒星科技002132、科士达002518、苏州固锝002079等公司。

　　凯基证券：电价上调利好兑现, 煤炭板块仍有季节性行情可期

　　重要讯息

　　中国华东、华中和华南在3月份淡季出现电力紧张局面,并且淡季“电荒”呈现蔓延之势,随着夏季用电高峰到来,中国供电缺口在3000万千瓦左右,缺口可能进一步扩大的趋势。

　　评论及分析

　　1、“十一五”末节能减排压力影响结束,3月份开始中国高能耗行业保持快速增长,国内淡季出现电荒并向全国蔓延。表面为火电企业发电亏损,电厂发电意愿不强,实质为近几年持续高煤价挤压电厂利润,而煤电联动机制无法有效实施。

　　2、2011年1Q国内原煤产量累计同比增长18.8%,供应相对充足。电厂煤炭库存可用天数从3月份13天回升到目前15天,距离季节性库存峰值18天仍存在差距。同时4月份煤炭进口回升200万吨达到1100万吨,其中增长主要为无烟煤部分,动力煤进口并无恢复迹象。短期电厂补库存和进口需求向国内转移将是推升现货煤价的主要动力。

　　3、继4月份政府上调十余省上网电价后,5月18日再次上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价,从实质看上调的电价大部分被近两个月上涨的现货煤价吞噬。湖南省为应对缺电采取了一些措施,其中包括实行电煤临时价格干预措施,如果6月中下旬国内煤价继续上涨,不排除其它省份出台临时干预措施。

　　投资建议

　　从以往煤价季节性运行规律来看,我们认为中国秦皇岛港市场煤价格攀升势头将延续至6月中旬至7月份。5月18日三省上调火电上网电价后,动力煤板块股价表现强于火电板块符合我们之前的判断,即上调电价的效应将大多被煤价上扬所侵蚀。在季节性因素下,我们认为近期煤价仍将持续坚挺,煤炭基本面短线仍有支撑,我们维持兖州煤业「增持」的投资评等。

　　投资风险

　　不排除其它省份出台临时煤价干预措施,将影响煤炭板块股价表现。

　　高华证券：电价上调可能令行业盈利走出低谷

　　报道称发改委已经批准上调全国16个省份燃煤电厂的上网电价(平均上调幅度为人民币0.012元/千瓦时,上调幅度介于0.004-0.026元/千瓦时的区间)。虽然我们认为终端用户电价目前还不会相应上调,但电网公司最终可能会像往年一样试图将成本的上涨转嫁出去。

　　电力供应短缺加剧可能会促使电价进一步上调。

　　我们在4月28日发表的报告“全国电力短缺的地方性原因;独立发电股的推动因素”中讨论了华北、华东和华南地区电荒日益加剧的威胁。电荒的主要原因如下(按影响程度降序排列):1)电厂财务亏损加剧;2)部分省份(如江苏和浙江)发电装机容量增长不足;及3)华中/华南地区水电供应可能下降。我们认为电荒加剧是电价进一步上调或政府补贴增加的推动因素。在我们看来,若无电价上调和政府补贴,独立发电企业可能会进一步削减资本支出,进而将危及长期电力供应的充足性。

　　电价上调后盈利可能从一季度谷底逐步反弹。

　　华能、大唐和华电公布一季度净利润平均环比下滑94%,主要原因是煤炭成本增加。为弥补小型电厂发电量的下滑,三家公司一季度机组利用小时数普遍同比提高。在计入2010年业绩、我们调整后的电价/煤炭成本/机组利用率预测以及利率等因素后,我们将5家H股独立发电企业的2011-2013年每股盈利预测和基于市盈率的目标价格进行了调整。主要上行/下行风险:电价、机组利用率和煤炭成本不同于我们的假设。

　　因煤炭资产被低估买入华润电力;因水电业务较强买入中电国际。

　　即使电价不出现进一步上调,我们仍认为华润电力和中电国际在研究范围内企业中风险回报状况最佳。对于华润电力,1)我们将2011-2013年煤炭年产量预测从1,600万吨、2,300万吨和2,300万吨分别上调至1,800万吨、2,200万吨和2,600万吨,整合煤矿每吨净利润约为人民币110元;2)我们预计其风电装机容量将每年增加800MW(2010-2013年预期年均复合增长率为72%)。对于中电国际,我们预计2011年水电业务的税前利润贡献将从2010年的65%提高至87%。

　　露天煤业:业绩符合预期,公司拟办理应收账款保理业务

　　露天煤业 002128 煤炭开采业

　　研究机构：申银万国证券 分析师：詹凌燕 撰写日期：2011-04-18

　　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)。

　　平庄能源:集团资产短期内难以注入,上市公司业绩靠提价拉动

　　平庄能源 000780 煤炭开采业

　　研究机构：广发证券 分析师：谢军 撰写日期：2011-05-10

　　历史负担沉重,集团资产短期难以注入

　　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。

　　老矿产能难以提升,未来业绩依靠提价拉动

　　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。

　　风险提示

　　经济下滑超预期压低蒙东、辽西、河北地区电厂发电量

　　投资评级

　　我们预计公司11年、12年、13年EPS分别为0.74元、0.8元、0.83元。

　　考虑到集团资产注入预期,给予20倍PE,目标价14.8元。按现股价来看上升空间不大,给予“持有”评级

　　潞安环能调研报告:喷吹煤量价上涨优质资产待注入

　　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。

　　投资风险提示:下游钢铁需求低于预期,矿井改扩建进度滞后,政府资源税征收等政策风险。 (海通证券)

　　中国神华:不确定性已消除

　　中国神华 601088 煤炭开采业

　　研究机构：中银国际证券 分析师：刘志成 撰写日期：2011-05-03

　　1季度中国神华的盈利同比增长17%,基本符合我们预期,扫除了近期从母公司收购的资产盈利能力所面临的不确定性。我们微调了该股盈利预测,对其A股和H股均维持买入评级。

　　支撑评级的要点

　　明确的产量增长目标将有力支撑未来几年的盈利增长;

　　虽然近期从母公司收购资产的盈利低于预期,但是其面临的盈利不确定性已经消除;

　　海运业务将成为新的增长点,预计2011年海运量将翻两番。

　　评级面临的主要风险

　　煤价大幅下挫;

　　新项目推迟。

　　估值

　　考虑到未来增长较快,我们将该股2011年预期市盈率从15倍提高至16倍,相应的将目标价从39.65港币提高至41.28港币;

　　我们将A股目标价从35.26人民币下调至33.75人民币,对应16倍2011年预期市盈率。

　　西山煤电:1季度煤炭收入快速增长,11年看兴县业绩增长

　　西山煤电 000983 煤炭开采业

　　研究机构：长江证券 分析师：刘元瑞 撰写日期：2011-04-26

　　第一,1季度业绩同比环比大幅上涨,不考虑京唐焦化,营业收入成本分别增长52%和18%

　　第二,1季度公司上调煤炭售价提升业绩,中性假设下增厚全年业绩0.25元

　　第三,2011-2013年煤炭产能扩充主要来自兴县矿逐步达产和整合矿产能释放

　　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。

　　煤气化:将在无烟煤的蓝色火焰中升华

　　煤气化 000968 煤炭开采业

　　研究机构：华宝证券 分析师：王广举 撰写日期：2011-05-04

　　不同之处:

　　晋煤集团托管煤气化集团后,市场对晋煤集团通过煤气化实现煤炭板块上市预期较高,为此我们重点对晋集团煤炭业务进行了梳理,帮助投资者更好的理解晋煤集团的基本面,不作为投资决策依据。

　　2010年晋煤集团原煤产量是煤气化的14.9倍。晋煤集团2010年原煤产量4932万吨,煤气化产量预计330万吨。而十二五末晋焦集团的产量将是煤气化现有规模的30倍以上。

　　晋煤集团资源储量是煤气化的13.6倍。晋煤集团现有煤炭资源储量146.88亿吨,煤气化预计资源储量10.8亿吨。

　　我们估算晋煤集团市值是煤气化12.2倍。晋煤集团和兰花科创同处山西晋城,主营产品均为无烟煤及尿素,具有可比性,根据兰花科创测算晋煤集团当前的动态市值为1921亿元,煤气化当前市值157亿。

　　晋煤集团煤炭成块率最高。晋煤集团煤炭成块率高达28%,高于同业水平。无烟煤成块率主要由煤质、开采工艺、和井上下管理水平决定,而煤质是自然因素,无法改变。

　　投资要点:

　　公司焦炭及煤气业务景气见底。山西焦炭业整合及气化山西将使焦炭行业好转。

　　龙泉矿项目将引发质变。龙泉矿是1/3焦煤矿,一期规划500万吨,预计2012年投产。

　　关键假设:

　　2012年龙泉矿产量达300万吨,2013年500万吨。

　　风险提示:

　　1、龙泉矿投产进度低于预期。2、本文虽详细阐述了晋煤集团,不代表晋煤集团一定会对公司重组,即便有重组可能,时间上有重大不确定性。

　　国阳新能:2季度煤炭售价难上涨,等待集团资产注入的突破

　　国阳新能 600348 煤炭开采业

　　研究机构：银河证券 分析师：王国平，赵柯 撰写日期：2011-05-23

　　2011年销量计划4800万吨,2季度售价预计与1季度持平

　　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)。

　　国贸公司收入大幅增长,有助公司实现做大产值目标

　　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。

　　公司改名,未来将专注煤炭业务,关注集团煤炭资产注入

　　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。

　　投资建议

　　公司目前安全费为35元/吨,对于安全费的会计政策调整,预提费用不得税前抵扣,对公司盈利影响不大。

　　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。

　　预计公司2011-2013年营业收入分别为450亿元、469亿元、488亿元,净利润分别为29亿元、33亿元、37亿元,EPS分别为1.21元、1.37元和1.55元,对目前股价PE分别为19X、17X、15X。

　　公司目前股价已包含部分资产注入预期,估值处历史均值水平(2004年以来约19X),建议投资者趁市场调整可逢低介入,从未来6-12个月期限来看,维持“推荐”的投资评级。

　　靖远煤电:受益于西部开发的煤炭股

　　靖远煤电 000552 煤炭开采业

　　研究机构：山西证券 分析师：张红兵 撰写日期：2011-05-30

　　投资要点:

　　公司规模较小、产量较稳定。2009年收购集团一深部矿井约70万吨产能后,公司产能260万吨,2010公司产量245万吨,同比增长27%,未来两年如果没有资产注入,公司产量将相对稳定。

　　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。

　　成本上升压力较大。公司煤层属于急倾斜煤层,且开采深度越来越深,同时人工成本也在不断上升,公司成本压力较大,近两年毛利率有下滑趋势,2010年毛利率20.34%,下滑1.13个百分点。

　　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。

　　中煤能源:华晋分立提升公司控制权,王家岭审批进度有望加快

　　中煤能源 601898 煤炭开采业

　　研究机构：中金公司 分析师：蔡宏宇 撰写日期：2011-05-30

　　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。

　　风险:王家岭煤矿投产进度具有不确定性。

　　山煤国际:清晰的增长,时间的朋友,中长期目标价50元

　　山煤国际 600546 煤炭开采业

　　研究机构：申银万国证券 分析师：詹凌燕 撰写日期：2011-05-30

　　投资要点:

　　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。

　　天龙光电：收购提升晶硅设备产业链协同效应

　　收购石英坩埚业务，进一步完善晶硅生长设备业务链

　　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。

　　石英坩埚为晶硅生长用一次性易耗品，市场供不应求

　　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。

　　收购资产盈利能力强，成长性好

　　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，坩埚年产能4万只。2008-2010年、及1Q2011实现营收分别为1,523万元、1,623万元、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。

　　收购成本合算，并表后静态增厚业绩约10%

　　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%。

　　建设多晶硅铸锭用方坩埚项目，进一步提升收购协同效应

　　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。

　　维持“强烈推荐_A”的投资评级

　　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。

　　(本文来源：国都证券 作者：肖世俊)

　　科士达:UPS稳步发展,光伏逆变器成为新亮点

　　科士达 002518 机械行业

　　研究机构：湘财证券 分析师：刘正 撰写日期：2011-05-24

　　核心观点:

　　一、国内外UPS市场将稳步增长。2010年全球UPS市场规模已达69.5亿美元,预计2011年全球市场规模将达到74.1亿美元。随着中国、印度等亚洲国家信息化程度的提高,亚太地区在未来十年将很有可能成为全球UPS市场增长最快的区域。金融危机过后,我国金融、电信等传统行业开始逐渐恢复对信息化固定资产投资的力度,预计未来三年增速将维持在8%-10%之间。

　　二、公司是UPS行业的内资龙头,未来进口替代市场潜力巨大。公司2010年销售额在内资企业中排名第一,产品覆盖全面。目前,外资巨头艾默生、APC-MGE和伊顿市场占有率近60%。随着公司产品服务及知名度的提升,公司市场产品性价比优势将得到充分体现,有望抢占部分外资企业市场。

　　三、公司产品结构进一步优化,综合毛利率未来有望保持稳定。公司2010年通过扩展直销渠道,毛利率较高的大功率UPS营收占比从2008年22.7%提高至2010年的32.6%,公司综合毛利率从2008年22.6%提升至2010年30%。预计未来3年内,大功率UPS占比将超过50%,在考虑到UPS产品价格下降的情况下,仍能维持综合毛利率的稳定。

　　四、积极布局欧美中小功率UPS市场,未来中小功率UPS出口毛利率有望提升。

　　公司通过ODM模式迅速打开国外市场,近年海外收入占比稳定在50%。稳定的销售收入说明公司产品质量已得到国外市场认可,也为公司未来在海外从事品牌经营打下了良好的基础。公司未来将定位对价格敏感程度较低的欧美市场,因此出口产品毛利率有望有所提升。

　　五、入围金太阳工程,光伏逆变器将成为公司盈利新亮点。公司光伏逆变器已入围金太阳工程,成为8家逆变器供货商之一。公司拿到的意向书或者订单总量约为20-30MW,其中包括大型集成式逆变器订单。虽然尚未形成规模化生产,但我们认为各国光伏政策已日趋明朗,看好公司未来获得批量订单。

　　六、2011年一季度公司综合毛利率较低是由于公司短期出口产品结构调整所致。

　　公司加大了在东南亚中小功率UPS的出口规模以占领更大的市场份额,而银行及电信行业的大功率和在线型UPS销售确认一般在下半年。因此,我们相信,公司全年毛利率仍能保持在29%。

　　七、预计公司2011年EPS1.01元,目标价格35.35元。随着信息化的不断深入,公司UPS业务也将稳步提升。公司通过调整自身产业结构与营销模式,毛利率逐年大幅提升,盈利增长可观。国内光伏市场启动,公司光伏逆变器有望在未来成为公司盈利新的增长点。我们预计,公司2011年、2012年、2013年的EPS分别为1.01、1.41、1.73,给予“买入”评级,按照2011年EPS的35倍PE给予目标价35.35元。

　　苏州固锝:产品结构改善,盈利能力增强

　　苏州固锝 002079 电子行业

　　研究机构：国泰君安证券 分析师：魏兴耘 撰写日期：2011-03-23

　　公司10年实现营收8.19亿元,同比增长47.48%。实现营业利润8794万元,同比增长129.22%。实现净利润6888万元,同比增长83.83%,对应EPS0.25元。

　　公司产品结构逐步优化、募投技改项目规模效应显现,在原材料价格上涨和人民币升值的压力下,综合毛利率同比上升0.92个百分点至17.92%。期间费用率同比下降1.29个百分点至8.37%。其中,管理、销售费用率同比分别下降0.03、0.59个百分点。

　　分产品来看,分立器件实现收入6.66亿元,同比增长52.6%;集成电路实现收入1.53亿元,同比增长28.8%。毛利率分别同比增长0.7、3.5个pt。募投QFN技改项目已于10年6月投产;QFN-COL导入量产,产值同比增加6倍,预计11年将推出系列COL,产值再翻番。

　　公司OEM/ODM占有较大比重,国外收入占比达79.2%。日本及欧美地区大客户的开发使得收入分别同比增长101.0%、48.5%。

　　拟收购美国明锐光电100%股权,获得其MEMS-CMOS三维集成制造平台技术及八寸WLP封装技术;其第一代加速传感器已研发成功、样品投放市场,借此切入高端传感器领域。子公司晶讯科技的太阳能电池导电银浆项目获科技部科技型中小企业技术创新专项资金资助。

　　公司拟非公开发行股票不超过3400万股,募资不超过5.78亿元,投入“基于QFN技术的SiP封装项目”、“新节能型SMD功率器件项目”和“光伏旁路集成模块系列项目”,达产后对应年产能分别为1.8亿只、36亿只、3000万只,建设期均为1年。

　　我们预期公司2011-2013年销售收入分别为11.64亿、16.00亿、21.22亿;归属于母公司所有者的净利润分别为0.94亿元、1.36亿、1.85亿元;对应EPS分别为0.34元、0.49元、0.67元。

　　15省市销售电价上调1.67分 居民电价不调

　　5月30日下午消息，新浪财经从发改委获悉，6月1日起15省市上调销售电价，平均每度电上调1.67分，其中最高的山西销售电价每度电上升2.4分，最低的四川每度电上调0.4分。本次电价调整不涉及居民用户，分析认为不会直接影响CPI。

　　据悉，本次电价调整涉及15个省市，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。

　　上网电价平均上调2分左右，最高的山西每度电上调3.09分，最低的贵州每度电上网电价上调1.24分。

　　15省市销售电价平均每度电上调1.67分，其中最高的山西销售电价每度电上升2.4分，最低的四川每度电上调0.4分。

　　销售电价6月1日开始上调，居民电价不上调，上调涉及工业、商业、农业用户。

　　分析认为，本次调整因居民用电价格不上调，不会直接影响CPI，但可能对CPI构成间接影响。

　　电力行业：细分板块盈利分化 荐8股

　　1～3月份全国工业企业利润同比增长32%。1～3月份，全国规模以上工业企业实现利润1.07万亿元，同比增长32%。我们认为，全国宏观经济实现了稳健开局，高耗能行业快速反弹，带动了上游行业利润大幅增长，预计全年工业企业利润仍将保持稳定。

　　电网撑起行业盈利，清洁能源领跑发电板块。1～3月份电力、热力的生产和供应业实现利润总额275亿元，同比增长9%;3月当月实现利润总额114亿元，与去年同期基本持平。其中，供电业务占到了整个行业利润的69%，而水电、风电等清洁能源快速崛起，利润比重占到发电业务利润的49%。

　　电力需求淡季不淡，电网盈利稳步增长。供电业务1～3月份实现营业收入6284亿元，同比增长16%;3月当月营业收入2131亿元，同比增长20%。良好的电力需求带动电网业绩稳步增长，3月虽为用电淡季，但用电量已接近去年夏季用电高峰峰值，全年宏观用电环境预期良好。

　　火电盈亏平衡，调价改善盈利。火电业务1～3月份实现营业收入2926亿元，同比增长13%;3月营业收入1051亿元，同比增长12%。虽然火电发电量同比增长10%，但受煤价翘尾影响，企业增收不增利，处于盈亏平衡状态。

　　水电业绩大幅增长，全年盈利值得期待。水电业务1～3月份实现营业收入352亿元，同比增长32%;3月当月营业收入108亿元，同比增长10%。一季度水电电量大幅增长32.9%，从而带动业绩快速增长，全年盈利值得期待。

　　受益电力紧缺，关注供电业务，看好清洁能源。今年旺盛的用电需求以及电力紧缺的状态，使得全行业均有受益，特别是供电业务以及清洁能源将有不错的表现，另外，电力紧缺使得供需关系发生逆转，未来宏观政策或将向电力行业倾斜，从而利好行业发展。

　　重点推荐公司

　　长江电力 强烈推荐A

　　国电电力 强烈推荐A

　　京能热电 强烈推荐A

　　国投电力 强烈推荐A

　　金山股份 审慎推荐A

　　深圳能源 审慎推荐A

　　粤电力A 审慎推荐A

　　内蒙华电 审慎推荐A