中国电力行业研究报告

中国电力行业研究报告电力行业是基础的能源行业，就目前的技术来看还没有能替代电力的新能源具有可实际应用性。因此即使是2050年以后，预计电力行业仍然是全球经济发展的主要动力来源。所谓衰退期表示这个行业运行相当成熟，导致行业利润率远低于工业行业平均水平的状态。电力行业是基础行业，就目前的技术来看，还没有新的方式可以提到电力在社会生活各方面所发挥的巨大作用。随着新能源、环保等由概念转换成技术应用，我们的生活方式将继续发生深刻的变化，而电力将发挥越来越重要的作用。电力行业在不同国家其生命周期曲线并不同步。影响我国电力行业生命周期的重要因素则是工业化。这一判断的主要依据如下。中国经济的重工业化和城镇化不会永远持续下去，预计2020年前后我国的重工业化就能基本完成，到2030年城镇化也将基本完成。与此同时，中国承接国际产业转移的热潮也将逐渐冷却下来。从目前国内专利技术引进和原创的发展速度估计，2030年前后中国将逐步迈入技术输出国行列。届时，电力行业的需求增速将逐渐和居民内生需求靠拢，增长幅度比近几年的水平大幅下降。从竞争角度看，目前中国正在进行的电力市场改革已经取得了阶段性的成果，厂网分开进行的比较彻底，竞价上网已经开展多处试点，主辅分离和输配分离正在紧张的开展。预计到2020年前后，中国将形成一个比较完善的电力市场体系。通过破除垄断、充分竞争，电力行业的成本将大幅下降，行业利润也会逐渐下降。到2030年以后，行业运作更加成熟，利润率继续下降。2050年以后，中国电力行业利润情况将在各主要工业行业中排名靠后。我国在电力使用的历史几乎与世界同步，但初期发展非常缓慢。建国后尤其是改革开放30年间，我国电力工业发展迅猛，这得益于期间第二产业的高速增长。尤其是2000年后，重工业化促使我国电力进入高速发展期。而随着2020年前后重工业化基本完成，电力行业的需求增长将会明显减缓。行业进入成熟期。2030年左右城镇化也基本完成，行业进入饱和期。当然，这一进程仍存在着诸多变数。比如新能源动力的广泛应用。目前世界一次能源的4成用来转换成电力。而大量的石化能源用于交通运输。如果新能源动力汽车能得到广泛的应用，这也将成为一个电力需求增长点。第一章中国电力行业发展现状第一节我国电力行业发展现状电力行业概况电力行业特点第二节电力行业政策环境年电力行业主要政策及其影响分析电力行业政策调整趋势分析“十二五”规划期间电力行业新政策“十二五”电力产业规划第三节我国电力行业技术及其发展趋势火电技术小水电技术核电技术再生能源技术智能电网技术我国电力行业技术发展趋势第四节“十二五”规划对我国电力行业的影响第二章2009年中国电力行业发展分析第一节2009年中国电力行业总体运行情况1.2009年电力行业总体发展情况2.2009年电力行业盈利情况分析3.2009年电力行业市场规模情况分析4.2009年电力行业技术发展方向5.2009年电力行业的市场供需情况年中国主要电力企业及地区分布第二节2009年我国电力行业的不足和发展限制年我国电力行业存在的主要问题2.2009年我国电力行业的发展限制3.2009年我国电力行业应对策略分析第三节2009年我国电力企业的投资情况1.2009年电力企业主要融资渠道2.2009年上市电力企业融资现状3.2010年电力企业融资预测未来电力企业兼并重组趋势第四节重点电力投资企业监测华能国际电力股份有限公司3、2010-2012年经营业绩预测大唐国际发电股份有限公司国电电力发展股份有限公司华电国际电力股份有限公司第三章2010年我国电力行业发展形势及策略讨论第一节2010年我国电力行业发展分析1.2010年我国电力市场运行分析“十二五”规划对我国电力市场影响分析3.2010年电力企业的发展机遇4.2010年我国电力市场供需分析5.2010年我国电力市场运行趋势第二节电力行业投资环境行业政治环境因素分析行业社会环境因素分析行业技术环境因素分析行业经济环境因素分析第三节2010年中国电力市场的竞争分析电力行业的竞争分析2电力企业的营销策略“十二五”规划对企业竞争的影响电力行业竞争方式分析电力企业重组对电力行业竞争的影响第四节企业经营管理策略成本控制策略产品选择策略销售竞争策略海外融资策略企业竞争策略并购重组策略第五节2010年中国电力市场的发展策略分析我国电力市场的结构模式选择我国电力行业可持续发展策略国际电力市场模式比较以及对我国电力行业的影响我国智能电网新技术对电力行业发展的影响第四章中国电力设备行业发展环境分析第一节电力设备行业政策分析行业产业政策助力电力设备业发展国家首次提出出台余热余压发电上网电价节能环保产业即将规划上报国务院4.国网发布66-750千伏智能变电站设计规范《风电设备行业准入条件（初稿）》即将完成第二节我国发电设备整体发展状况分析我国发电设备行业发展现状输变电设备国产化获重大突破目前我国发电设备行业存在的问题第三节我国电力设备行业竞争状况分析新能源产业步入“而立之年”设备商机尽显智能电网建设推进设备加上“智能心”特高压国标发布电力设备采购量大增行业投资机会第四节2010年我国主要电力设备厂商监测特变电工东方电机国电南瑞许继电气国电南自第五章电网行业发展环境分析第一节经济环境分析1.2010年中国宏观经济发展情况2.2010年中国宏观经济形势分析3.2010年投资趋势及其影响第二节政策环境分析节能减排政策分析电网改革政策分析供电监管政策分析跨省区电能交易政策第三节煤炭供应情况分析煤炭整体供需分析煤炭价格分析电煤供应分析第四节新能源技术及设备情况分析风能发电技术及设备核能发电技术及设备水力发电技术及设备太阳能发电技术及设备第五节我国主要电网运营情况统计东北电网华北电网华东电网华中电网西北电网南方电网第六节中国电力行业竞争格局现状寡头竞争的发电市场完全垄断的输配电市场五大发电集团加快向综合性能源集团转型第六章我国电网建设分析第一节我国电网建设发展分析我国电网建设发展现状和战略分析我国电网建设的问题我国电网建设的基本思路我国加快电网发展建设的重点工作第二节电网发展策略分析我国电网企业资本运作策略分析协调电网建设关系的策略分析我国未来同步电网的战略分析电网公司资产证券化探讨第三节电网安全策略电网安全风险管理促进我国电网安全策略分析第四节我国智能电网建设分析智能电网概述中国版智能电网概述我国智能电网发展分析我国智能电网规划分析智能电网发展关键技术分析我国智能电网的发展及前景第五节中国智能电网产业区域格局分析中国智能电网各区域投资比例中国智能电网相关行业投资比例第六节中国智能电网产业提升竞争力策略分析减少电网固定资产投资支出减少电网运行费用提高供电可靠性提高运营管理水平第七节中国智能电网相关优势企业竞争力及关键性数据分析国电南瑞科陆电子思源电气东方电子第八节国外智能电网建设分析1.美国2.日本3.欧洲第七章我国智能电网发展趋势和策略第一节智能电网发展趋势分析智能电网发展必然性我国智能电网发展的历史机遇智能电网发展趋势第二节智能电网的运作流程智能电网的结构智能电网的实现手段智能电网的实现需要的条件第三节中国智能电网市场竞争格局透析1•智能电网vs互动电网智能电网技术竞争分析电力设备竞争情况分析第四节中国智能电网的市场及盈利分析预测分析电力设备产业供给预测分析智能电网需求预测分析智能电网市场盈利预测分析第八章中国智能电网投资机会与风险第一节2010年中国智能电网投资环境分析宏观经济预测分析金融危机影响分析智能电网将成电网投资新目标第二节中国智能电网投资机会分析第三节中国智能电网投资风险分析智能电网属投资拉动型避免产能过剩风险第三节政策风险第九章“十二五”电力行业投资分析及建议第一节“十二五”中国电力行业投融资综述1.中国电力行业投资体制变革回顾2.“十二五”电力行业投融资体制与方法改革探究第二节“十二五”中国电力行业投资状况预测1.中国电力行业固定资产投资持续增长2.固定资产投资增长加速中国电力行业发展“十二五”中国电力行业投资价值彰显4.2010年中国电力行业投资增速预测电力行业投资趋势预测第三节电力行业投资风险及防范策略1.电力产业投资热引发安全经营双风险及防范策略2.电力行业政策风险及防范策略电力行业经营风险及防范策略电力行业技术风险及防范策略5电力业国际化延伸战略的风险及防范第四节华经纵横独家投资建议1.关注政策动向，积极参与中国智能电网标准的制定2.加强技术研发投入，引领智能电网发展方向加大新应用模式和盈利模式的分析，抓住成为伟大科技创新公司的机遇第二章2009年中国电力行业发展分析第一节2009年中国电力行业总体运行情况1.2009年电力行业总体发展情况2009年1-4季度，电力行业的景气指数为98.62（2001年=100），比1-3季度上升0.98个点，连续上升三个季度。与1-3季度相比，2009年1-4季度构成电力行业景气指数的5个指标中（经季节调整剔除季节因素和随机因素），有3个指标处于上升态势：利润总额发展速度、税金总额发展速度、发电量发展速度；有2个指标处于下滑趋势：年平均从业人员发展速度、产品出厂价格指数。2009年1-4季度，电力行业预警指数的10个构成指标中，有1个指标处于“红灯区”，为利润总额发展速度；有3个指标处于“绿灯区”：产品出厂价格指数、销存比、固定资产投资额发展速度；有1个指标处于“浅蓝灯区”：发电量发展速度；其余5个指标处于“深蓝灯”区，它们分别是：税金总额发展速度、从业人员年平均数发展速度、应收帐款周转率、销售收入发展速度。2009年，全国发电量36506亿千瓦时，同比增长7%，增速同比加快1.5个百分点。其中，火电增长7.2%，加快4.2个百分点；水电增长4.3%，减缓13.2个百分点。全社会用电量同比增长6%，增幅同比提高0.8个百分点。其中，一、二、三产用电量分别增长7.9%、4.2%和12.1%，提高6、0.4和2.4个百分点；居民用电量增长11.9%，提高0.1个百分点。工业用电量同比增长4.3%，提高0.7个百分点。全国发电设备平均利用小时数4527小时，同比下降121小时。其中，火电设备平均利用小时数4839小时，下降46小时。年末，全国发电装机容量8.74亿千瓦，同比增长10.2%。2.2009年电力行业盈利情况分析2009年1-11月，电力行业实现利润891亿元，同比增长2.3倍。其中，火电行业利润465亿元，增长2.2倍；水电行业利润231亿元，下降5.1%；电力供应业利润63亿元，下降77.8%。3.2009年电力行业市场规模情况分析1-2月新增装机情况呈现总体小幅增长，预计后期继续保持小幅增长态势：（一）发改委放缓对新建火电的审核进度，且2010年为“十一五”关停小火电机组大限；（二）从投运情况看，我国近两年已进入水电投运高峰期，水电开发核准处于停滞状态，后期水电发展面临“青黄不接”；（三）核电、风电将成为未来装机增速的主要贡献动力。1-2月累计新增装机容量955万千瓦，6000千瓦以上发电设备容量84660万千瓦，同比增速为11.5%；1-2月累计水电新增装机容量59万千瓦，6000千瓦以上水电装机容量16519万千瓦，同比增速为14.4%；1-2月累计火电新增装机容量801万千瓦，6000千瓦以上火电装机容量65243万千瓦，同比增速为9%；核电装机容量908万千瓦，与上月持平。图表2008-2010年电力累计新增装机容量资料来源：国家统计局图表2008-2010年累计水电新增装机容量资料来源：国家统计局图表2008-2010年累计火电新增装机容量资料来源：国家统计局图表2009年1-11月电源建设新增生产能力地区合计水电 火电 核电 风电 其他地区合计其中:抽水蓄能全国6902.811505.27251.84876.18520.450.91北京市天津市266266河北省544.735555455.434.33山西省445.270603696.2内蒙古401.62177.7223.92辽宁省212.561.31161.349.95吉林省2900.42249.739.88黑龙江30.60.123.2427.24上海市5.64.70.9江苏省186.7156.4530.150.1浙江省342.44403002.44安徽省197.435.63191.8福建省223.2910206.346.95江西省102.45993.45山东省340.47303.237.27河南省350.3360602882.33湖北省84.7420.6964.05湖南省22158.930162.1广东省620.83030590.8广西区57.2457.2416.8海南省43.15350.15重庆市19.5918.41.19四川省240.75240.75贵州省422.05272.05150云南省349.54289.5460西藏区陕西省253.41.4252甘肃省195.2749.3212619.95青海省210210宁夏区127120新疆区61.46.5459.9全国6902.811505.27251.84876.18520.450.91北京市天津市266266河北省544.735555455.434.33山西省445.270603696.2内蒙古401.62177.7223.92辽宁省212.561.31161.349.95吉林省2900.42249.739.88黑龙江30.60.123.2427.24上海市5.64.70.9江苏省186.7156.4530.150.1浙江省342.44403002.44安徽省197.435.63191.8福建省223.2910206.346.95江西省102.45993.45山东省340.47303.237.27河南省350.3360602882.33湖北省84.7420.6964.05湖南省22158.930162.1广东省620.83030590.8广西区57.2457.2416.8海南省43.15350.15重庆市19.5918.41.19四川省240.75240.75贵州省422.05272.05150云南省349.54289.5460西藏区陕西省253.41.4252甘肃省195.2749.3212619.95青海省210210宁夏区127120新疆区61.46.5459.9资料来源：国家统计局4.2009年电力行业技术发展方向4.1发电技术随着新材料、新技术的不断出现和一次能源转换成电能的比重不断提高，提高能源利用效率、保护环境不断开发利用新的能源发电技术装备，将是我国电力技术新的发展方向。（1）继续提高火力发电技术。以大容量化和高参数化为核心，继续研究超临界、超超临界等高效率发电技术，整体煤气化联合循环（IGCC）和循环流化床技术，提高我国机组制造和运行水平，实现节能降耗。循序渐进地开展自主燃气轮机整机的研究，并以此为基础发展燃氢的燃气轮机，发展燃氢的燃气轮机与燃料电池一体化发电技术。重点研究高效除尘和脱硫技术以及高效、低成本的脱氮技术等污染物排放控制技术，以及二氧化碳捕获、处理等应对气候变化的控制技术等。（2） 提高核电装备国产化率。发展核能是优化能源结构、减排温室气体和保护生态环境的有效措施。尽管目前引进的都是国际上最先进的核电技术，但消化、吸收与再创新能力却亟待增强。由于在核电工程中，设备费用约占总投资的一半，因此自主设计、自产设备是推动核电国产化，进而有效降低电价、大规模发展核电的关键。当前将重点研发第三代先进压水堆、先进核燃料循环等关键技术，形成系统化、标准化的百万千瓦级核电机组。自主研究发高温气冷堆、固有安全压水堆和快中子增殖反应堆技术等，形成先进、高效、清洁、安全的核能技术。（3） 研究大型水力发电的建设和运行技术。进一步提高和完善水电勘测、设计、施工、管理和设备制造技术水平，重点加强300米级高坝及复杂地质条件下高坝筑坝技术、大型地下洞室及高边坡锚固技术、高水头大流量泄洪消能关键技术等坝工技术研究；继续推进大型常规水电机组和抽水蓄能机组的国产化，在消化吸收国外先进技术的同时，强化自主创新，加强技术改造，开展6万千瓦以上贯流式、百万千瓦级混流式水轮发电机组和30万千瓦以上抽水蓄能机组的设计、制造技术研究，形成具有自主知识产权的水电设备制造技术。开发水电建设环境保护技术，提出环境友好的水电设计施工技术和环境保护措施，解决好水电建设的生态用水、低温水、鱼类洄游、野生动植物保护等问题。研究老电站更新改造技术和流域优化调度技术，开展老电站更新和技术改造工作，进行流域优化调度政策研究，制定流域电站的优化调度机制，提高水电运行的经济效益和社会效.、人益。（4） 研究可再生能源和新能源发电技术。充分利用水电、沼气、太阳能热利用和地热能等技术成熟、经济性好的可再生能源，加快推进风力发电、生物质发电、太阳能发电的产业化发展，逐步提高优质清洁可再生能源在能源结构中的比例。“十一五”时期，继续促进已批量生产的国产化风电机组的规模化应用，并实现向兆瓦级风电机组的升级换代；在初步形成国内制造装备能力的基础上，采用技术引进、联合设计、自主创新等方式，掌握1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术，并开发3兆瓦级的海上风电机组。提高太阳能热水器效率，重点发展高纯度多晶硅材料的生产技术和工艺，以及太阳能热发电关键技术。抓好秸秆生物质气化、沼气发电技术和生物质固体成型燃料技术的研发与示范，通过技术创新，形成以生物质能为核心的资源利用新模式，建立生物质能工程研发与技术集成平台，研究开发适合农村用能特点的可再生能源设备。（5） 继续研究电力环保关键技术。重点研究适合我国国情的烟气脱硫技术，发展完善面向大机组的主流湿法脱硫技术、面向中小机组的高性价比脱硫技术，开发高效除尘技术及设备，加快脱硫产业和低氮燃烧技术的发展，发展碳的捕捉与封存技术（CCS技术），开发应用火电厂废水零排放技术，研究水电开发流域和库区生态保护技术等。4.2输配电技术电网技术的发展方向应该是更可靠、更有效、更安全，以及与环境更友好。重点研究开发大容量远距离直流输电技术和特高压交流输电技术与装备，间歇式电源并网及输配技术，电能质量监测与控制技术，大规模互联电网的安全保障和防御体系，西电东输工程中的重大关键技术，电网调度自动化技术，高效配电和供电管理信息技术和系统。5.2009年电力行业的市场供需情况5.1发电量2009年完成发电量36506亿千瓦时，同比增长7.1%，增幅同比上升1.9个百分点。分季度来看，受国际金融危机影响，1季度发电量明显下滑；2季度在经济回暖及夏季高温用电需求带动下，发电量下滑速度趋缓；3季度发电量增速实现由负转正；4季度以来受工业强劲复苏及08年同期基数较低等因素影响，发电量加速回升。2010年1〜2月份，发电量6090亿千瓦时，同比增长22.1%。图表2008-2010年2月全国各月发电量及增长情况资料来源：国家统计局至09年底，全国全口径发电设备容量87407万千瓦，同比增长10.23%。与08年同期相比，发电机组结构不断优化，清洁能源快速发展。其中，火电设备容量占总容量的比重下降1.45个百分点，水电、风电比重分别提高0.74、0.78个百分点，核电没有新投产机组，所占比重略有下降。但是，从电源结构来看，由于09年冬季以来主要流域来水严重偏枯，特别是西南地区持续干旱，导致水电占比略有下降；为缓解部分地区电力供应紧张局面，火电生产快速增长，占比略有上升；核电占比与08年同期持平。2010年1〜2月份，火电同比增长26.8%（去年同期下降7.8%）；水电下降7.2%（去年同期增长25.5%）。图表2009年全国电力结构中各种电源发电量所占比重资料来源：国家统计局09年全国累计容量为8.74亿千瓦，同比增长10.23%；其中火电、水电累计装机容量分别为6.52、1.97亿千瓦，分别同比增长8.2%、14.0%。图表2004-2009年全国累计装机容量情况资料来源：国家统计局5.2用电量09年，全社会用电量呈现“低迷启航、企稳向好、逐月回暖、加速增长”的特点。全年用电量36430亿千瓦时，同比增长5.96%，增速同比提高0.47个百分点。1〜4季度用电量增幅不断提高，分别增长-4.02%、-0.59%、7.97%、20.72%。2010年1〜2月，全社会用电量同比增长26%（去年同期下降5.2%）。图表2008-2010年2月各月全社会用电量及增长情况资料来源：国家统计局年全国工业用电量26664亿千瓦时，同比增长4.27%，增速同比提高0.36个百分点。重工业在“四万亿投资计划”和“十大产业振兴规划”等政策拉动下，用电量快速回升。全年重工业用电量同比增长4.97%，明显高于轻工业1.01%的增速。年1〜2月，工业用电量同比增长30.1%，其中，钢铁、有色金属冶炼及加工、建材、化工行业用电量分别增长33.8%、51.2%、31.5%和36.2%（去年同期下降8.7%、16.8%、2.6%和15.3%），合计占工业用电量的46.9%，比重同比提高2.4个百分点。图表2008-2010年各产业用电量单月同比增速情况资料来源：国家统计局6.2009年中国主要电力企业及地区分布从电力行业的集中度上可以看出，目前五大集团是主导中国电力市场格局的主要因素，本节将主要分析五大集团和四小集团及其所主导的竞争结构华能集团以火电和水电资产为主，初始时，火电多分布于江苏、山东、上海等经济发达电力需求旺盛的地区，水电则主要分布在四川省境内。另外，在东三省，京津冀，浙江、福建、广东、海南等沿海省份也有少量布点。2005年华能控股北方联合电力以后，内蒙古境内的大量火电资产也正式划归华能旗下。截至2009年底，华能集团的主要资产分布在内蒙古、四川和沿海诸省。就发展趋势来看，大量建设坑口电厂，再利用大电网西电东送已经成为国内电力行业的共识。华能下一步将在西北煤炭资源丰富的地区例如宁夏、新疆等地加速投资，提高装机份额。华电集团发电资产分布较为均衡，在全国大多数省份均有装机。华电集团原有装机主要集中在山东，电力体制改革后，开始全国布局。目前火电在山东的装机相对其他省份仍然最多，超过一千瓦千瓦。此外，在黑龙江、四川、贵州、江苏和福建省装机500万千瓦左右。在内蒙古、新疆、湖北、陕西、辽宁、浙江、云南和广西装机200万千瓦左右。华电集团的发电资产单机功率较小，但是公司发展的潜力较大。公司总体进步很快而且势头可以继续保持。国电集团发电资产总体质量较好，火电、水电、风电并举。从地区分布来看，南方多于北方，火电资产主要分布在宁夏、四川、湖北、云南、贵州、广西和辽宁、河北等地。水电资产分布在云南、四川等省，风电分布在内蒙古西部以及辽宁、浙江、福建的沿海地区。就发展方向来看，国电除了将加强在辽宁、四川、湖南等地的火电装机外，还将大举进入江苏、河南福建和山东。大唐集团最早从京津唐地区起步，全国布局，装机规模增速很快，一度可以挑战华能装机第一名的地位。目前集团主要的火电站分布在京津冀、陕甘宁、山西、河南、内蒙西。另外，黑吉两省、安徽和湖南也较多。沿海诸省如辽宁、山东、沪苏浙闽粤等地装机很少。水电资产分布在川渝云桂等地。大唐装机增速较快。未来大唐也将增加在宁夏、新疆等西部省份的投资，另外公司在西南地区的流域水电开发也将加快步伐。另外大唐在煤炭生产方面的优势将更加凸现。中电投集团火电资产主要分布在东北、江西和河南。水电主要分布在黄河上游以及湖南。核电则在山东和辽宁。未来中电投火电将向西北地区扩展，水电向国外尤其是大湄公河流域国家扩展，发展势头很强劲。华润电力的发电资产集中在河南、江苏、京津唐和广东地区，湖南、湖北、辽宁、安徽、浙江和云南等省也有少量装机。未来公司将加强河北、山东和广东的装机容量。国华电力的装机主要集中在内蒙古、山西、陕西地区多为坑口电站。国开投集团电力板块主要由水火电构成，水电分布在四川、云南和广州。火电分布在京津唐、山西、福建、云南、安徽和广西等地.，未来将加强在西北地区的火电布局。其他地方电力集团的发电资产大多集中在本省区内。第二节2009年我国电力行业的不足和发展限制1.2009年我国电力行业存在的主要问题由于在整个电力装机中，火电占有较大比重，而在火电机组中，能耗高、污染重的小火电机组比重又偏高，所以结构不合理的矛盾十分突出。加快关停小火电机组，是调整电力结构的一种有效途径。《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》,我国近期将进一步发挥市场配置资源的基础性作用,充分发挥法律法规的约束作用和技术标准的门槛作用,在电力2010年底前,我国电力行业将淘汰小火电机组5000万千瓦以上。2.2009年我国电力行业的发展限制我国电力行业是一个典型依赖煤炭生存的行业，每年开发的煤炭有近一半用于发电，这也意味着通过燃烧煤炭排放的二氧化碳，有一半来自于电力行业。而全国70％的能源来自于煤炭，如果按照现有的火电比例推算，全国至少四分之一的二氧化碳排放来自于电力行业。“富煤、少气、缺油”的资源条件又决定了中国能源结构以煤为主，低碳能源资源的选择有限。水电占比只有20%左右，火电占比达77%以上，“高碳”占绝对的统治地位。每燃烧一吨煤炭会产生4.12吨的二氧化碳气体，比石油和天然气每吨多30%和70%，未来20年中国能源部门电力投资将达1.8万亿美元。火电的大规模发展对环境的威胁，不可忽视。“节能减排”与“低碳经济”其实是两个相辅相成的概念。强抓节能环节做好减排工作则有助于低碳的发展。而电力行业作为污染排放的大户，走低碳之旅的压力着实不小，在世界“低碳”呼声一片的形势下，可谓如履薄冰，因此，节能减排也就刻不容缓。由于我国火电厂烟气脱硫设施建设呈“爆炸式”发展态势，近两年平均每年增加约1亿千瓦，脱硫设施国产化率达到90%以上。而部分脱硫设施的设计、建设质量不高，脱硫设施运行不正常、脱硫效果达不到要求的现象还比较突出。因此必须提高脱硫设施建设质量及运行效果，加强对脱硫装置的运行管理，提高脱硫石膏品质，同时加强与建材部门合作，积极为脱硫石膏综合利用创造条件。积极发展绿色煤电的技术。例如延伸拓展等离子点火、汽轮机通流改造、锅炉干除渣、机组检测、燃烧优化、变频节能改造等技术和产品，着力提高能源转换和利用效率，减少环境污染物和二氧化碳的排放。3.2009年我国电力行业应对策略分析从“十五”开始，我国开始着手关停小火电机组工作，但由于多方面原因，“十五”期间，全国只关停了小火电机组830万千瓦。“十一五”期间，小火电关停进度逐步加快。2006年，全国关停小火电机组314万千瓦，2007年关停容量达到1436万千瓦，2008年关停1669万千瓦，2009年上半年1989万千瓦。至此，“十一五”关停小火电机组任务提前一年半完成。面对气候变化和环境保护的巨大压力，未来一段时期我国电力工业发展主线仍将是加快电源结构调整，在继续推进“上大压小”、积极合理发展热电联产的同时，大力促进清洁能源发电，推动我国电力工业走向清洁、节约和可持续发展的轨道。但是，作为发展中国家，能源选择有限，以煤为核心的发电模式在今后相当长时期内还很难改变。图表十一五小火电淘汰机组结构资料来源：国家统计局图表十一五小火电淘汰企业结构资料来源：国家统计局图表十一五小火电淘汰地区结构资料来源：国家统计局图表2010年我国电源结构调整思路资料来源：中国产业竞争情报网第三节2009年我国电力企业的投资情况1.2009年电力企业主要融资渠道1.1银行贷款融资银行贷款是电力公司使用最普遍一种间接融资方式，是电力公司最主要的长期和短期资金的融资渠道。与其它融资方式相比，银行贷款的优势在于比发行债券、股票的程序较简单，融资速度快;银行长期贷款的利息在税前支付，通常比债券融资利息率低，而且没有发行费用，融资成本较低。银行贷款的缺点是还本付息压力加重了企业的负担，存在较高的财务风险;限制性条款较多，一般要提供抵押或者担保且筹资数额有限。我国很多电力企业资产负债率较低，资本结构合理，总体偿债能力强，进一步举债能力空间较大，电力公司在利用银行贷款方面，还可以采用短期借款反复循环，起到短贷长用、根据企业资金需求情况调整负债结构，最大限度地发挥资金的使用效益。1.2商业票据融资与商业票据市场比较发达的西方国家比较，虽然我国电力行业有许多公司信誉卓着，盈利能力强，财务状况优良，但目前由于受限于法律规定，还不能利用发行商业票据融资方式来解决短期流动资金的困难，我国的商业票据融资方式还有待于发展。未来在国家政策允许的情况下，电力公司可适当拓宽融资渠道，尝试通过发行商业票据来筹措短期流动资金。可根据生产经营资金需求状况，直接发行或者经由交易商间接发行无担保短期商业本票。电力公司可以采用连续滚动发行办法，将商业本票在市场上予以流通，用新发行的票据筹措的资金去偿还到期票据，从而保证公司始终具有一定的现金流量，满足公司正常电力生产经营资金周转，当然同时还要发展有效的避险工具和公平公正的信用评级机制，积极为公司发行商业票据创造条件。1.3融资租赁电力生产企业属于技术、资金密集型行业，利用融资租赁可以防范设备过时的风险。一方面，融资租赁期满后，设备归还出租者，风险由出资人承担;另一方面，承租者不用承担自己购买固定资产的全部风险。融资租赁能使电力公司迅速获得所需设备，比其他融资方式更易形成生产能力。企业在运用银行贷款、发行债券等长期融资方式时，有许多附加的限制性条款，而融资租赁限制性条款少，因此，采用融资租赁方式可以较低成本为公司添置设备、更新过时、技术落后的电力生产设备。为了减轻环境污染，国家正在逐年加大对环境治理的力度，根据新的环境保护的要求，采用融资租赁的方式更新企业设备融资成本较低，融资租赁在不改变公司负债比率的情况下，既能解决公司的融资困难，并保存了企业的举债能力。1.4股权融资电力公司为进一步加快公司发展步伐，参与市场竞争，提高整体竞争力和可持续发展能力，有必要通过股票上市融资，为电源建设项目筹措资金，促进公司进一步按照现代企业制度的要求规范运作。我国企业上市主要有直接上市(IPO)和买壳上市两种途径。我国很多电力公司是由国有企业改制而来，产权清晰，公司治理结构规范，资产质量优良，盈利能力稳定，股份可以完全上市流通，如果电力公司采取直接上市，预计所有费用将在融资数额的6%左右，而壳公司一般资产损耗较大、市场价值较低，运营成本较高，无论是通过股权转让还是二级市场直接收购买壳上市，成本将远超直接上市的融资费用。因此，建议电力公司采取直接上市发行股票的方式进行股权融资。1.5债券融资电力债券融资与股权融资、银行贷款相比较，债券融资具有筹集资金规模大、期限长的优势，非常适合电力公司电力工程项目建设周期长，投资回报期长，投资规模大的特点。2008年1月4日，国家发展改革委下发了《通知》。将企业债券发行核准程序由原来的先核定规模后核准发行两个环节，简化为直接核准发行一个环节，规模上没有上限，这也对企业融资有利。而且随着电力市场的竞争和企业对电力建设资金需求的快速增长，未来电力公司应充分利用公司的产业优势，积极利用公司盈利能力稳定，发展前景良好、信誉评价等级高的企业形象，促进产业资本和金融资本的结合，扩大公司债券融资规模，为加快公司发展、提升企业价值不断注入新的活力。1.6财政性资金长期以来财政预算基本建设资金及国债是电力建设资金的重要来源。政策性优惠资金主要来源于某些特殊项目及地区性的优惠政策，如“关于实施西部大开发若干政策措施的通知”中有关信贷优惠政策、税收优惠政策、西部地区农网发行国债资金“贷改拨”政策等。财政性资金提供给企业无偿使用，但随着电力行业市场化的改革，国家财政性资金已逐渐减少对电力的投入。虽然财政性资金在电力公司的工程建设投入比例少，但是，这部分资金成本低。电力公司从属于国家政策扶持的基础性产业，今后电力公司在更多运用市场化融资手段筹集建设资金的同时，仍应充分利用企业的产业优势，积极争取政策性资金。2.2009年上市电力企业融资现状国资委在业绩考核中要求电力企业的负债率每年降低1个百分点，而且2010年还新增对央企负责人的EVA(指企业稅后净经营利润减去投入的全部资本)考核。因此，在未来的一段时期内，电力企业将把降低负债率、提高资本运作效率作为工作重点之一。今年2月份电力行业又现全行业亏损，目前电力央企资产负债率普遍超过80%，电力行业已进入风险攀升阶段。电力企业近几年的投资增速较快，电力集团的经营规模扩张步伐加大，此外，煤电价格形成机制长期未理顺，盈利能力偏低，导致电力企业的资产负债率居高不下。而高资产负债率对企业正常经营埋下风险隐患，不少在2008年全行业亏损中幸存的电力企业很有可能因资产负债率过高而出现致命问题。2009年中央电力企业累计实现利润453.8亿元，销售利润率仅为2%，远低于中央企业6.3%的平均销售利润水平。在中央企业资产负债率最高的前十位企业中，电力企业就占了五家。国电集团表示，旗下五个上市公司将交替融资，保证集团的负债率稳步下降。目前国电集团的资产负债率为81.8%，同比降低3.46个百分点，自集团公司组建以来首次出现下降，是五大发电集团最好水平。国电集团的资产负债率下降主要归功于龙源电力（00916.HK）在香港的成功上市，融资200亿港元，降低集团公司资产负债率超过3个百分点。国电系旗下拥有国电电力、长源电力、龙源电力、英力特、平装能源五家上市公司，以及刚被批准创业板上市的新能源公司烟台龙源。目前，市场关于国电电力等再融资的传闻不时传来。华电集团的旗舰上市公司华电国际3月29日则公告，拟在未来适时一次或分次发行本金不超过70亿元的短期融资券（包含已发行的30亿元短期融资券），以及发行本金不超过70亿元的中期票据（包含已发行的30亿元中期票据）。大唐集团也表示，要改变资产负债率偏高的状况，必须加大股本融资比例。要进一步发挥上市公司的融资窗口作用，努力扩大股本融资规模。大唐集团在今年工作报告中表示，将尽快完成大唐发电的A股增发，以及将岩滩资产注入桂冠电力的工作；在保持集团公司合理持股比例的前提下，积极推进大唐发电、桂冠电力的再次增发。3.2010年电力企业融资预测图表2010年电力上市公司融资预测资料来源：中国产业竞争情报网4.未来电力企业兼并重组趋势随着我国经济的发展，电力需求的增加，我国电力行业的兼并重组将加速进行。由于我国目前的电力行业中国有企业占有绝对的垄断地位，民营及外资企业只占有不到百分之十，随着电力市场的放开，国有电力行业的垄断地位将会渐趋减弱，民企、外资地位将增强。电力行业未来将趋于集中态势，虽然我国电力行业国企占有垄断地位，但有75%是中小企业，五大发电集团的装机份额和发电量份额也都没有超过10%。对于未来的发展趋势，通过兼并重组，我国的中小国企的数量会逐渐减少，同时大型国有电力集团的市场占有份额将不断增加，因为5大发电集团由于具备在融资、项目审批、规模经济等方面的优势。而外资及民营企业的数量及市场份额也会随着兼并、整合的进行而相应增加。第四节重点电力投资企业监测华能国际电力股份有限公司1.1企业经营业绩截至2009年末，华能国际的可控发电装机容量为4812.8万千瓦，权益装机容量为4505.3万千瓦，较2008年底分别增加648.2万千瓦、和514.3万千瓦，新增装机容量主要来自于自建项目的投产。图表2009年华能国际装机容量投产及变化（单位：万千瓦）资料来源：公司公告2009年公司实现营业收入797.42亿元，同比增长10.45%；实现归属于母公司的净利润50.81亿元，同比增长242.61%。公司境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量2035.20亿千瓦时，同比增长10.23%，境内发电量增长的主要原因是公司新收购电厂和新投产机组带来的电量贡献。新加坡大士能源有限公司2009年累计发电量市场占有率为24.3%，与去年同期持平。图表2009年华能国际年度业绩资料来源：公司公告由于2009年下半年电力需求大幅回升，收入环比实现强劲增长。新加坡电厂发电量增长0.5%。2009年4季度，燃料成本上升，主要是因为煤炭价格上涨导致4季度利润率下滑。这符合我们的预期。部分电厂甚至在2010年前两个月出现亏损，因为在连续上涨之后，发电量增长终于停滞，且结转煤炭价格依然很高。图表2008-2009年华能国际发电量资料来源：公司公告图表2008-2009年华能国际毛利率和经营利润率资料来源：公司公告2009年，单位燃料成本降低13.5%至215.73人民币/兆瓦时，比我们预期低2.3%。2009年4季度，华能国际成本控制好于预期，主要是因为合同完成率提高（大部分2009年合同已经签署）及进口煤炭占比提高。同时，煤炭消耗率降低1.8%至320克/千瓦时（优于我们的预期），有助于控制煤炭成本。深入的季度数据分析显示，4季度华能国际的标煤成本仅上升8.3%，而秦皇岛现货煤价格上涨17.6%。图表华能国际的煤炭价格和点火差价趋势资料来源：公司公告1.2企业竞争力华能集团将发展新能源（风能、核能和天然气等）视为重要的战略目标。集团拥有约2,690兆瓦的风电权益装机容量，位列中国第三（截至09年底）。通过整体上市和其他融资渠道，华能集团计划积极收购风电资源，并在2010年底建成5,000兆瓦装机容量。事实上，华能国际国内非公开发行募集资金的46%都将用于甘肃和河北的风电项目。我们认为母公司、华能国际及未来的风电上市公司将共同合作进行项目开发。目前阶段，我们尚不清楚集团内部的独家协议会对华能国际有何影响。图表华能国际09下半年10上半年高参数机组大量投产资料来源：公司公告公司深入贯彻国务院关停小火电机组的政策，小机组关停加速，09年公司共计关停辛店和威海电厂780兆瓦，累计关停1677兆瓦，是公司“十一五”关停小火电计划装机的3倍。目前公司200兆瓦以下机组有限，仅占总装机容量2.47%，预计10年关停机组速度将有所放缓，对业绩影响有限。图表华能国际10年初收购山东电力煤电联营机组情况资料来源：公司公告公司09年下半年及10年上半年约有900万机组投产，贡献境内装机增长20%；其次投产的机组大都为超超临界或热电联产以及风电机组，我们判断这将进一步降低供电煤耗7g/kwh（公司07年标煤单价上涨12%,而07年业绩却和06年持平，除06年年中电价上调4.5%，供电煤耗大幅下降7g/kwh对业绩起到决定作用）。基于此我们仍坚持公司10年EPS与09年持平或微降。图表华能国际供电煤耗情况资料来源：公司公告3、2010-2012年经营业绩预测从中长期看，公司相对单一的火电经营结构必然会不断得到改善，水电、核电以及其他新能源发电资产将成为公司未来长足发展的原动力；电价改革加速的趋势下，大型发电商的成本优势、规模经济效应将显露无疑。图表2010-2012年华能国际资产负债表预测资料来源：中国产业竞争情报网图表2010-2012年华能国际现金流量表预测资料来源：中国产业竞争情报网图表2010-2012年华能国际利润表预测资料来源：中国产业竞争情报网大唐国际发电股份有限公司2.1企业经营业绩2009年公司及子公司已累计完成发电量1418.685亿千瓦时，比去年同期增长11.98%，累计完成上网电量1335.523亿千瓦时，比去年同期增长12.13%。由于在役机组容量的增加，2009年发电量较去年同期增长，截止2009年12月31日，通过新建与收购使在役机组容量与2008年同期相比，新增5645兆瓦，其中新增火电机组4660兆瓦，水电机组735兆瓦，风电机组250兆瓦。由于公司平均上网电价的提升及单位燃料成本有所下降，公司预计2009年归属于公司股东的净利润将比去年同期的公司股东的净利润（经重述）增长120%以上。2009年1-9月份，公司实现归属于母公司所有者的净利润为10.27亿元，其中三季度实现归属于母公司所有者的净利润为3.74亿元。由于行业景气度的回升，大多数电力公司三季度业绩出现环比增长，但公司业绩却逆市而下，三季营业收入增长环比增长23.7%，净利润环比下降-39.4%，三季度公司的毛利率为16.1%，比二季度下降4.2个百分点。这是由于公司对前期暂估合同价格进行调整、和水电机组出力下降所致。三季度公司大部分重点合同煤敲定，公司对前期暂估价格进行调整，导致燃料成本上升；另外，今年三季度多数地区来水偏枯，导致水电出力下降，公司彭水电站、青海直岗拉卡电站发电量环比分别减少35%和30%。其次，投资收益减少。三季度公司的投资收益比二季度减少在于投资收益的下降。三季度公司的投资收益比二季度减少1.28亿元。2009年1-9月，公司实现营业收入357.04亿元，同比增加30.1％；营业利润21.28亿元，同比增加572.1％；归属于母公司所有者净利润10.27亿元，同比增加7464.4％。其中7-9月实现营业收入150.20亿元，同比增加49.4％；营业利润9.15亿元，同比增加191.4％；归属于母公司所有者净利润3.74亿元，同比增加186.5％。电力需求回暖及煤炭业务量大增促使公司三季度营业收入较快增长。公司上半年末装机容量同比增加21.4%，由于电力需求不足，火电机组利用小时出现同比大幅下滑，导致上半年发电总量同比下降1.51%，新增产能没有得到有效释放；上半年平均结算电价同比提升抵消了电量下滑的负面影响，使得营业收入实现19%的增长。三季度，平均结算电价同比提升的效应较上半年有所减弱，但是机组服务地区电力需求逐渐回暖，公司可比火电机组的利用小时降幅出现不同程度的收窄，以河北、山西、福建地区的电厂最为显着，导致前三季度发电总量同比增长5.63%。根据我们测算，发电量增长和电价提升两个因素对于公司前三季度营业收入的增长贡献应小于10个百分点，而公司前三季度出现营业收入增幅30%主要得益于公司煤矿项目投产导致煤炭销售量同比大幅增长。毛利率环比回落或由报告期核算的燃料成本上涨所致。受季节性因素影响，公司水电机组前三季度贡献发电量8.06%，环比上半年提升0.76个百分点，高毛利水电项目电量贡献增加有利于毛利率环比提升。公司前三季度实现毛利率17.32%，比上半年回落0.88个百分点；其中第三季度实现毛利率16.13%，环比第二季度下降4.17个百分点，我们认为可能的原因有二：1）市场煤价走高，公司部分合同煤价格尚未签订，第三季度核算的单位发电燃料成本环比上涨；2）煤炭销售业务量增加拉低整体毛利率水平。2.2企业竞争力收购渝能集团资产涉及重庆市范围内及周边省市的水电建设、开发、运营等业务，总装机容量约82万千瓦。房地产方面渝能集团具有房地产开发二级资质，具备房地产自主开发能力。渝能集团同时还从事水泥制品、电工电器、仪表生产经营等业务。以2009年9月30日为评估基准日，归属渝能集团现有股东权益的评估值为13.45亿元，较经审计的渝能集团净资产账面值12.16亿元增值1.29亿元，增值率为10.59%。渝能集团的资产（特别是电源项目资产）质量较好，资产规模较大，有利于公司的可持续发展。公司是中国最大的独立发电公司之一，2008年装机容量25096.7兆瓦，发电业务主要分布于华北电网、甘肃电网、浙江电网、云南电网、福建电网、广东电网、福建电网及江西电网。由于宏观经济减速，电力需求增长回落，高煤价、低电价的格局难以改变，发电利润空间受到严重制约。公司在火电、水电、风电、核电等电力项目，以及煤炭、煤化工、铁路等围绕电力的上下游产业相关项目的拓展工作，为公司的可持续发展提供保证。截至2008年底，公司发电装机容量中火电、水电、风电容量所占比例分别为89.29%、10.55%、0.16%。与上年同期比较，火电比重下降7.03%，水电和风电比重分别提高6.87%和0.16%，电源结构进一步优化。公司前期工作在火电、水电、核电、风电等方面进展顺利，有16个项目获得国家核准。火电5个项目：托克托发电四期工程2台600兆瓦机组；锦州热电工程2台300兆瓦机组；云冈热电二期工程2台300兆瓦；张家口热电工程2台300兆瓦；丰润热电2台300兆瓦，容量总计3600兆千瓦。水电2个项目：银盘水电工程600兆瓦；丹达河水电工程100兆瓦，容量总计700兆瓦。风电8个项目：山西左云风电二期工程49.5兆瓦机组；河北丰宁骆驼沟风电一期工程48兆瓦机组；山东东营风电工程49.5兆瓦机组；内蒙古红牧风电一期工程49.5兆瓦；坝头风电项目48兆瓦；重庆四眼坪风电项目49.3兆瓦；卓资三期风电项目48兆瓦；大河西风电项目49.5兆瓦，容量总计391.3兆瓦。福建宁德核电项目一期工程4台1000兆瓦级获得核准并正式开工建设。非电产业方面：胜利东二号煤矿一期（年产能1000万吨）、白浩铁路（73公里）以及虎丰铁路二期（48公里）获得核准。国家发展和改革委员会以发改能源[2009]2163号文件核准了克旗煤制气工程项目，核准项目总投资为人民币257.1亿元，其中项目资本金为人民币77.1亿元。项目的股东构成及出资比例分别为：大唐能源化工有限责任公司（全资子公司）出资项目资本金51%，北京市燃气集团有限责任公司出资项目资本金34%，中国大唐集团公司出资项目资本金10%，天津市津能投资公司出资项目资本金5%。克旗煤制气工程位于内蒙古赤峰市克什克腾旗，该工程利用内蒙古锡林浩特西北5公里处的胜利煤田的褐煤作为原料和燃料，并使用成熟可靠的煤气化技术，投产后生产的产品为合成天然气40亿方/年及其它副产品。主产品天然气采用长输管道输送，管线由项目厂址（克什克腾旗站）至末站北京密云，输气管线全长440公里。克旗煤制气工程计划分三期建设，该项目2012年可望全部建成，投产后可生产天然气40亿方/年。项目第一条年产13亿立方米的生产线计划2010年底建成，该项目有望成为中国第一个投产的煤制天然气项目。据称，北京燃气公司已经与大唐签订了1.6元/立方米的收购价格。公司董事会审议批准向大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司提供不超过3亿元的一般委托贷款及30亿元的循环委托贷款，并按项目建设进度分次安排。这表明，大唐发电煤烯烃项目正在加速推进。多伦煤化工是大唐发电“非电化”的大手笔。多伦煤化工项目是大唐发电多元协同战略以来发展的第一个大型煤化工项目，为我国首例大型煤制烯烃示范工程，也是国家能源战略石油替代工程煤基烯烃类示范性项目。该项目2005年开工建设，总投资180亿元。项目以内蒙锡林浩特胜利煤田生产的褐煤为原料，最终年产46万吨聚丙烯及多种副产品，年产值60亿元。2009年11月，项目聚丙烯装置一次投料试车成功。大唐发电煤烯烃项目位于内蒙古多伦县，多伦县委、县政府对大唐项目非常重视，提出以大唐煤化工项目为核心，建设多伦新型工业化化工区循环经济示范区，园区以煤基烯烃项目为核心，围绕聚丙烯、甲醇、汽油、硫磺、粉煤灰等煤化工下游产品，重点实施煤路电化管产业链、煤化工下游产业链、氟化工产业链、煤化工与氟化工相联系的产业链、“三废”综合利用产业链5条循环经济产业链。此外，大唐发电还在辽宁阜新规划了年产40亿立方米的煤制天然气项目，预计总投资234亿元。项目投产时间2013年，目前在做前期工作。2.32009-2011年经营业绩预测图表2009-2011年大唐发电资产负债表预测资料来源：中国产业竞争情报网图表2009-2011年大唐发电利润表预测资料来源：中国产业竞争情报网图表2009-2011年大唐发电现金流量表预测资料来源：中国产业竞争情报网国电电力发展股份有限公司3.1企业经营业绩国电电力是是中国国电集团公司控股的全国性上市发电公司，是中国国电集团公司在资本市场的直接融资窗口和实施整体改制的平台。截止2009年末，公司的控股装机容量为1630.55万千瓦，权益装机容量为1299.92万千瓦。公司的电源结构较优，水电、风电合计占比21.5%；资产优良，火电机组中60万或以上机组已占火电总容量的50.8%（按权益容量计算）图表国电电力电源结构（2009年）资料来源：公司公告近几年来，公司采用“基建与收购并举”的发展战略，发展迅速。近五年来（2005年-2009年），公司的装机容量、营业收入和归属于母公司所有者的净利润年均复合增长率分别18.2%、15.4%和14.5%，超过了发电行业整体的装机容量、销售收入和利润总额的平均增速。（发电行业2005-2009年的装机容量平均增速为14.0%，销售收入平均增速为13.3%，利润总额平均增速为7.9%）图表国电电力装机容量（单位：万千瓦）资料来源：公司公告国电电力2009年实现营业收入194.47亿元，较上年同期增长18.29%；营业成本159.50亿元，较上年同期增长7.87%；实现营业利润24.18亿元，较上年同期增长37.57%；归属于上市公司的净利润21.24亿元，较上年同期增长869.83%。图表2003-2009年国电电力主要经营数据资料来源：公司公告公司营业收入和净利润均实现大幅度增长，主要是因为上网电价上调、燃料成本下降、投资收益大增以及新增化工业务的影响。2008年下半年国家两次上调上网电价，在2009年完全贡献收入。同时，燃料成本较2008年也出现下降，单位煤价下调了8.33%。而英力特集团从2009年开始合并报表，也增加了公司的营业收入和利润。图表2008、2009年影响国电电力税前利润指标资料来源：公司公告2009年公司实现投资收益10.66亿元，较去年大幅增长346.37%，对公司税前利润的贡献达到了43.40%。投资收入激增主要是公司参股电厂盈利大幅度改善，以及公司出售国电南瑞科技股份有限公司、远光软件股份有限公司股权收益增加所致。其中，外高桥第二发电、外高桥第三发电以及北仑发电分别贡献投资收益2.23亿元、1.82亿元、1.55亿元。考虑到绝大多数投资收益由子公司经营改善所贡献，加上参股煤矿步入投产期，因此我们认为公司高投资收益具有可持续性。此外，2009年下半年开始，公司机组利用小时数提升也增强了公司的盈利能力。2009年公司（不含外二、英力特）发电设备平均利用小时数为4982小时（全国平均利用小时数为4527小时），同比下降8小时。其中火电平均利用小时数为5249小时，同比增加98小时；水电平均利用小时数为3873小时，同比下降361小时；风电完成2144小时，同比增加326小时。2008年国电电力出资12.66亿元以增资方式成功重组英力特集团，持有后者51%股权，而且公司间接控制了上市公司宁夏英力特化工股份有限公司，从而以高起点迅速进入煤化工领域。英力特集团2009年全年纳入合并报表范围。2009年公司实现化工业务收入18.29亿元，营业利润3.48亿元，营业利润率19.03%，与公司电力业务水平相当。考虑到化工业务的强周期性，公司未来的业绩弹性将增强。图表2009年国电电力营业收入组成资料来源：公司公告截至2009年底，国电电力控股装机容量达到1630.55万千瓦（不含英力特、外高桥二期的装机容量为1526.55万千瓦），其中：火电1280.40万千瓦、水电298.55万千瓦、风电51.60万千瓦。公司可再生能源占控股装机容量的比重已经上升至21.47%，随着国电大渡河流域水电开发有限公司瀑布沟水电站剩余4台60万千瓦水电机组投产，非火电机组比例将进一步提升。由于2010年合同煤价格上调了30-50元/吨，市场平均涨幅在12%左右。同时，进入2010年，市场煤价格也出现了较大幅度的上升。因此，国电电力高比例的非火电机组无疑将弱化公司2010年经营的煤炭成本压力。图表2006-2010年国电电力煤炭单价变化（元/吨）资料来源：公司公告3.2企业竞争力由于煤炭价格的不断上涨，火电行业的盈利能力不断下滑。在此背景下，大型火电公司纷纷涉足煤炭、铁路、港口、航运，转型为综合性能源公司，而国电电力无疑是其中的佼佼者。掌控资源奠定未来成长基石对于发电企业来说，资源不仅仅包括煤炭，还有水电资源、风电资源等。2000年，公司获得大渡河水电公司51%的股权，取得大渡河流域水电的开发权，近年来公司加大了对煤炭和风电资源的掌控力度。煤炭资源：公司近年来获得的煤炭资源主要有：（1）内蒙古煤炭资源。国电电力和河北建投共同投资的国电建投内蒙古能源公司是大型的煤电一体化项目，获得内蒙古政府配套的煤炭资源40亿吨。该项目规划分别在鄂尔多斯市伊金霍旗和准格尔旗建设14台60万千瓦火电机组和两个大型的现代化煤矿——察哈素煤矿和刘三圪旦煤矿。察哈素井田总体规划面积196平方公里，矿井全井田共获得资源量28.7亿吨，矿井工业资源/储量25.3亿吨，矿井设计可采储量18.3亿吨。煤种属低灰、特低磷、特低硫，特高热值的优质动力煤，矿井属低瓦斯矿井。规划年开采原煤1500万吨，分期建设，一期开采1000万吨，目前已取得发改委路条，预计2012年投产。刘三圪旦煤矿位于国家大型煤炭基地——神东煤炭基地内的东胜煤田准格尔中部矿区（一期），井田探矿权面积112.5平方公里，矿井共获得资源量31.45亿吨，矿井设计可采储量21亿吨。煤种为中灰分、低硫、低磷、中热值的长焰煤。规划年产原煤1000万吨，分期建设，一期建设500万吨，预计2012年开工建设，2014年投产。（2）宁夏煤炭资源。主要包括：宁东积家井矿区2个煤矿和沙巴台煤矿。为配套国电英力特宁东化工园区项目，宁夏自治区为其配套积家井矿区2个煤矿，规划产能300万吨/年；沙巴台煤矿是宁夏自治区政府为支持英力特化工而配给的煤矿，规划产能120万吨/年。（3）整合山西煤矿资源。公司和山西省煤炭运销集团共同投资组建公司，负责整合山西左云煤矿资源。公司持股比例为49%。预计重组后煤田面积81.7685平方公里，煤炭保有储量10.3174亿吨，核定产能870万吨/年，预计到2011年，该公司产能将实现1000万吨/年。（4）参股同忻煤矿。2007年，公司和大同煤业、大同集团出资组建公司，共同开发建设同忻煤矿。公司出资比例为28%，投产后可按49%获得煤炭供给。同忻煤矿规划产能为1000万吨，预计2010年投产。（5）整合云南宣威地区小煤矿。公司通过参股宣威煤电联营有限公司整合宣威市内14个煤矿，整合完成后，生产规模有望达到225万吨/年。上述项目合计，到2012年公司控制的煤炭产能为2625万吨，到2015年公司控制的煤炭产量达到5000万吨以上。水电资源：公司控股69%的大渡河水电流域开发公司拥有大渡河流域水电的开发权。2000年公司收购大渡河公司51%的股权，获得大渡河流域的开发权。大渡河是我国规划中的十三大水电基地水能资源的富集区，大渡河干流规划22个电站，总装机容量为2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时。其中，大渡河水电开发公司负责其中12个水电站的开发，规划装机容量为1640万千瓦。根据规划，到2012年，公司的水电装机容量将达到700万千瓦，到2015年超过1000万千瓦。图表国电电力