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
1.电力行业概况
2.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
2.电力行业政策调整趋势分析
3.“十二五”规划期间电力行业新政策
4.“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
1.火电技术
2.小水电技术
3.核电技术
4.再生能源技术
5.智能电网技术
6.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
年电力行业总体发展情况
年电力行业盈利情况分析
年电力行业市场规模情况分析
年电力行业技术发展方向
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
年我国电力行业的发展限制
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
年电力企业主要融资渠道
年上市电力企业融资现状
年电力企业融资预测
4.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
1.华能国际电力股份有限公司
3、2010-2012年经营业绩预测
2.大唐国际发电股份有限公司
3.国电电力发展股份有限公司
4.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
年我国电力市场运行分析
2.“十二五”规划对我国电力市场影响分析
年电力企业的发展机遇
年我国电力市场供需分析
年我国电力市场运行趋势
第二节 电力行业投资环境
1.行业政治环境因素分析
2.行业社会环境因素分析
3.行业技术环境因素分析
4.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
1.电力行业的竞争分析
2 电力企业的营销策略
3.“十二五”规划对企业竞争的影响
4.电力行业竞争方式分析
5.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
1.成本控制策略
2.产品选择策略
3.销售竞争策略
4.海外融资策略
5.企业竞争策略
6.并购重组策略
第五节 2010 年中国电力市场的发展策略分析
1.我国电力市场的结构模式选择
2.我国电力行业可持续发展策略
3.国际电力市场模式比较以及对我国电力行业的影响
4.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
1.行业产业政策助力电力设备业发展
2.国家首次提出出台余热余压发电上网电价
3.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
5. 《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
1.我国发电设备行业发展现状
2. 输变电设备国产化获重大突破
3.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
1.新能源产业步入“而立之年”设备商机尽显
2.智能电网建设推进设备加上“智能心”
3.特高压国标发布电力设备采购量大增
4.行业投资机会
第四节 2010 年我国主要电力设备厂商监测
1.特变电工
2.东方电机
3.国电南瑞
4.许继电气
5.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
年中国宏观经济发展情况
年中国宏观经济形势分析
年投资趋势及其影响
第二节 政策环境分析
1.节能减排政策分析
2.电网改革政策分析
3.供电监管政策分析
4.跨省区电能交易政策
第三节 煤炭供应情况分析
1.煤炭整体供需分析
2.煤炭价格分析
3.电煤供应分析
第四节 新能源技术及设备情况分析
1.风能发电技术及设备
2.核能发电技术及设备
3.水力发电技术及设备
4.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
1.东北电网
2.华北电网
3.华东电网
4.华中电网
5.西北电网
6.南方电网
第六节 中国电力行业竞争格局现状
1.寡头竞争的发电市场
2.完全垄断的输配电市场
3.五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
1.我国电网建设发展现状和战略分析
2.我国电网建设的问题
3.我国电网建设的基本思路
4.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
1.我国电网企业资本运作策略分析
2.协调电网建设关系的策略分析
3.我国未来同步电网的战略分析
4.电网公司资产证券化探讨
第三节 电网安全策略
1.电网安全风险管理
2.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
1.智能电网概述
2.中国版智能电网概述
3.我国智能电网发展分析
4.我国智能电网规划分析
5.智能电网发展关键技术分析
6.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
1.中国智能电网各区域投资比例
2.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
1.减少电网固定资产投资支出
2.减少电网运行费用
3.提高供电可靠性
4.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
1.国电南瑞
2.科陆电子
3.思源电气
4.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
1.智能电网发展必然性
2.我国智能电网发展的历史机遇
3.智能电网发展趋势
第二节 智能电网的运作流程
1.智能电网的结构
2.智能电网的实现手段
3.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
2.智能电网技术竞争分析
3.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
1.电力设备产业供给预测分析
2.智能电网需求预测分析
3.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
1.宏观经济预测分析
2.金融危机影响分析
3.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
1.智能电网属投资拉动型
2.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
3.“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
5.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
3.电力行业经营风险及防范策略
4.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
3.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
第一节 2009 年中国电力行业总体运行情况
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(2001年=100)，比1-3季度上升个点，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%，增速同比加快个百分点。其中，火电增长%，加快个百分点；水电增长%，减缓个百分点。
全社会用电量同比增长6%，增幅同比提高个百分点。其中，一、二、三产用电量分别增长%、%和%，提高6、和个百分点；居民用电量增长%，提高个百分点。工业用电量同比增长%，提高个百分点。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，全国发电装机容量亿千瓦，同比增长%。
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，同比增长倍。其中，火电行业利润465亿元，增长倍；水电行业利润231亿元，下降%；电力供应业利润63亿元，下降%。
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%；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%；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
资料来源：国家统计局
年电力行业技术发展方向
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。
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。
年电力行业的市场供需情况
发电量
2009 年完成发电量36506 亿千瓦时，同比增长%，增幅同比上升 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%。
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%。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 个百分点，水电、风电比重分别提高、 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%（去年同期下降%）；水电下降%（去年同期增长%）。
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 亿千瓦，同比增长%；其中火电、水电累计装机容量分别为、 亿千瓦，分别同比增长%、%。
图表 2004-2009年全国累计装机容量情况
资料来源：国家统计局
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%，增速同比提高 个百分点。1～4 季度用电量增幅不断提高，分别增长%、%、%、%。2010 年1～2 月，全社会用电量同比增长26%（去年同期下降%）。
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
2009 年全国工业用电量26664 亿千瓦时，同比增长%，增速同比提高 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%，明显高于轻工业%的增速。
2010 年1～2 月，工业用电量同比增长%，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%、%、%和%（去年同期下降%、%、%和%），合计占工业用电量的%，比重同比提高 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
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
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。
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。
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
年电力企业主要融资渠道
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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(指企业税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亿元，销售利润率仅为2%，远低于中央企业%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%，同比降低个百分点，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。
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
1.华能国际电力股份有限公司
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 万千瓦，权益装机容量为 万千瓦，较2008 年底分别增加 万千瓦、和 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 亿元，同比增长%；实现归属于母公司的净利润 亿元，同比增长%。公司境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 亿千瓦时，同比增长%，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%，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%。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%至 人民币/兆瓦时，比我们预期低%。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%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%，而秦皇岛现货煤价格上涨%。
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
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%，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%，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
2.大唐国际发电股份有限公司
企业经营业绩
2009年公司及子公司已累计完成发电量 亿千瓦时，比去年同期增长%，累计完成上网电量 亿千瓦时，比去年同期增长%。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 亿元，其中三季度实现归属于母公司所有者的净利润为 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%，净利润环比下降%，
三季度公司的毛利率为%，比二季度下降 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 亿元。
2009年1-9月，公司实现营业收入亿元，同比增加％；营业利润亿元，同比增加％；归属于母公司所有者净利润亿元，同比增加％。
其中7-9月实现营业收入亿元，同比增加％；营业利润亿元，同比增加％；归属于母公司所有者净利润亿元，同比增加％。
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%，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%，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%。
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%，环比上半年提升个百分点，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%，比上半年回落个百分点；其中第三季度实现毛利率%，环比第二季度下降个百分点，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。
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 亿元，较经审计的渝能集团净资产账面值 亿元增值 亿元，增值率为%。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% 、% 、% 。与上年同期比较，火电比重下降% ，水电和风电比重分别提高% 和% ，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 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 兆瓦机组；内蒙古红牧风电一期工程 兆瓦；坝头风电项目48 兆瓦；重庆四眼坪风电项目 兆瓦；卓资三期风电项目48 兆瓦；大河西风电项目兆瓦，容量总计 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 亿元，其中项目资本金为人民币 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 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。
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
3.国电电力发展股份有限公司
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 万千瓦，权益装机容量为 万千瓦。公司的电源结构较优，水电、风电合计占比%；资产优良，火电机组中60 万或以上机组已占火电总容量的%（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%、%和%，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%，销售收入平均增速为%，利润总额平均增速为%）
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年实现营业收入亿元，较上年同期增长%；营业成本亿元，较上年同期增长%；实现营业利润亿元，较上年同期增长%；归属于上市公司的净利润亿元，较上年同期增长%。
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%。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亿元，较去年大幅增长%，对公司税前利润的贡献达到了%。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亿元、亿元、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亿元，营业利润亿元，营业利润率%，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万千瓦（不含英力特、外高桥二期的装机容量为万千瓦），其中：火电万千瓦、水电万千瓦、风电万千瓦。公司可再生能源占控股装机容量的比重已经上升至%，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
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 亿吨，矿井工业资源/储量 亿吨，矿井设计可采储量 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 平方公里，矿井共获得资源量 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 平方公里，煤炭保有储量 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 国电电力水电规划容量（单位：万千瓦）及其复合增长率
资料来源：中国产业竞争情报网
风电资源：公司也加大了风电的开发力度。截止2009 年末，公司已储备风电资源1290 万千瓦，主要分布在内蒙、辽宁、黑龙江、河北、肃、宁夏等风资源丰富区。预计2010 年将投产100 万千瓦，到201年末，公司的风电装机容量将达到600 万千瓦，占公司总装机容量的15%。到2015 年，公司的风电装机容量将达到1400 万千瓦。
图表 国电电力风电规划容量（单位：万千瓦）及其增长率
资料来源：中国产业竞争情报网
年经营业绩预测
公司坚持“并购与基建”并举的发展战略，迅速发展壮大。自2010 年起，公司自建的项目将进入投产期：2010 年公司控股69%的大渡河水电项目——瀑布沟电站和深溪沟电站陆续投产，自2012 年起内蒙古煤电一体化项目、宁夏宁东化工园区一期项目也进入投产，成为公司最近几年的利润增长点。
图表 2010-2012年国电电力资产负债表预测word/media/image1_1.png
图表 2010-2012年国电电力利润表预测
资料来源：中国产业竞争情报网
4.华电国际电力股份有限公司
企业经营业绩
相比同业11-12%的下滑幅度，2009年华电国际的标煤价格仅下滑%。从4季度开始，华电国际的综合煤炭价格有所上涨，导致毛利率收窄。由于价格较高带来的负面影响，我们预计2010年1季度公司旗下多个电厂将出现亏损。
2010年约有82%的煤炭已经在主要合同中锁定，价格上涨幅度约为10%。但是2010年前两个月的完成率只有60%左右。由于华电国际购买了更多的现货煤，我们2010年煤炭价格上涨12%的预测似乎不够保守。煤炭价格每变动1%将导致华电国际的盈利变动15-16%。
图表 2008-2009年华电国际点火差价季度变动
资料来源：公司公告
图表 华电国际煤炭价格和单位燃料成本比较
资料来源：公司公告
企业竞争力
华电国际计划2010-12年其收购五个煤矿的煤炭供应量将分别达到230万吨、600万吨和800万吨，也就是说未来两年的自给率仅为4%和9%左右。虽然公司的指导区间符合我们的预期，但是我们发现对煤炭业务的投资很难立刻见到成效。
公司积极参与到山西省煤炭行业整合中去，目前已经完成了两项收购，获得总计300万吨的潜在产能和亿吨的储备。公司同时收购了宁夏和内蒙古的3座煤矿的少数股东权益，共获得880万吨潜在产能和8亿吨储备。到2013年，华电国际计划投资3,000万吨产能和20亿吨储备。目前收购目标尚未达成一半。
尽管装机容量扩大12%，但是华电国际预计2010年装机容量仅会增长%至亿兆瓦时，利用小时数提高%至5,035小时。我们认为超过吉瓦的新装机容量(增长%)将在2011年投产 (包括2吉瓦灵武机组)，届时发电量增长率将达到17%。
为了通过控制对煤炭的依赖度来提高发电量，公司目前正在建设或改造热电联产机组，能够优先获得电网电量额度。例如，2009年电力收入仅增长20%，而热力收入则增长了74%。我们预计在更多热电联产项目的推动下，2010年和2011年火力发电厂的利用率将分别提高2%和6%。
华电国际目标是到2013年将可再生能源发电机组的占比从2009年的2%至少提高至12%。在去年新投产的1吉瓦项目中，14%为风力发电机组，去年通过审批的吉瓦项目中的33%也是风电项目。在建的8,523兆瓦项目中，25%是热电联产机组，22%是水电、风电和光伏发电机组。
由于可再生能源发电厂的利用率低于大规模的火电厂，因此向可再生能源的转移将导致收入增长放缓，同时由于建设成本更高 (大部分是风电)，资金效率也会出现下降。
图表 华电国际项目开发时间表
资料来源：公司公告
年经营业绩预测
华电国际预计2010-13年将投资840亿人民币，其中35%用于建设火电项目、35%用于可再生能源项目、25%用于煤炭投资。这与2009年业绩报告会中提出的计划没有很大差别。2011年将成为公司资本性开支的大年。
截至2009年末，资产负债率从2008年末的81%降至79%，主要是因为去年A股完成增发，募集资金35亿人民币。我们预计未来两年这一比率将分别上升至82%和84%。公司计划在未来三年至少进行一次股权融资，将资产负债率降至80%以下。
图表 2010-2013年华电国际资本性开支指引
资料来源：中国产业竞争情报网
图表 2010-2013年华电国际净资产收益率分析
资料来源：中国产业竞争情报网
图表 2010-2012年华电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年华电国际利润表预测
资料来源：中国产业竞争情报网
图表 2010-2012年华电国际现金流量表预测
资料来源：中国产业竞争情报网
附录 电力行业相关报告展示
注：以上是电力
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