□2006年电力需求增长虽然强劲，但较2004和2005年将趋缓和，重化工业和生活消费依然是拉动电力需求增长的主要力量。随着装机容量的持续快速增长，电力供需紧张局面整体将有大幅缓解。 　　□2006年煤炭需求增速继续减缓，生产供给能力进一步提高，供需形势总体继续好转，但季节性及区域性压力仍然存在。煤价将继续高位运行，优质煤、电煤价格有上涨潜力，短期供需与价格将相互影响，市场敏感度更高。 　　电力供需紧张局面大幅缓解 　　需求增速进一步放缓2005年1－9月，全国发电量共计17739亿度，同比增长13.4％，预计全年的发电量将达23931亿度，同比增长12.4％。电力需求继续保持了快速增长，但低于03年14.8％和04年13.6％的增速。全年电力需求增速呈现出逐步放缓的走势。根据国务院发展研究中心“电力短期需求预测模型”的分析，预计06年全年电力需求为26637亿度，同比增长11.3％，较2005年进一步放缓，但与2006年GDP预期增速8.6％相比，电力需求增长仍然强劲，电力弹性系数(电力需求增速与GDP增速之比)为1.31。 　　从各个行业对电力需求的增长贡献上看，重化工业和生活消费依然是拉动电力需求增长的主要力量，电力、钢铁、有色、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的49.9％(见图2)，较05年增加0.8个百分点。增长速度快于整体增速，增长贡献达56.7％。钢铁行业因产出景气回落，用电增速较慢，而水泥、冶金等行业用电增速有所恢复，机械、化工等行业增长稳定。电力供需形势的缓和使生活消费用电增长的影响继续凸显，过去两三年中受到抑制的一些用电需求将会释放，使电力需求仍然保持较快增长。 　　电力需求的增长在我国不同区域有所区别，从1999－2003年各地区用电需求来看，华东、南方、华北区域电力需求增速始终高于全国平均水平，而东北、华中、西北电力需求增速总是低于全国平均水平。这种情况，一方面与各地区不同的经济增长水平有关，另一方面也与各地区产业结构所处的发展阶段有关。总的来看，近几年各地区经济增长和产业结构的格局还没有太大变化。基于这样的判断，我们根据各地区电力需求增速与全国平均水平的弹性关系，对2006年全国电力需求进行了区域分解，认为06年电力需求增长较快的地区仍然是华东、南方和华北区域，东北、华中和西北地区需求增速低于全国平均水平。 　　供需紧张总体有较大好转 　　2005年1－8月，电力供应仍呈现紧张局面，但较去年同期大幅好转。电力缺口大大缩小，普遍”电荒”的局面已改善为局部紧张。电力需求增速放缓、发电能力增长较快、电网输电能力提高、水电厂来水充足和电煤供应充足是电力供需紧张形势缓和的主要原因。 　　2006年电力生产能力将有大幅提高，供需情况得到缓解。2004年底我国发电装机容量达到4.47亿千瓦，并有2.8亿千瓦电站项目在建。按建设周期平均四年计(有关资料显示，火电建设周期一般2－3年，水电3－4年，而新建项目中火电占有绝对比重，这里采用的估计偏保守)，05、06年投产的发电装机容量为1.4亿千瓦左右，06年年底将形成5.87亿千瓦的装机容量。全年来看，06年全国平均发电设备年利用小时数下降到4890小时，明显低于2004年的5460小时和2003年的5250小时，与2002年基本持平。一般来说，发电设备利用5000小时是一个判断电力供给是否紧张的标志，因此，我们认为06年电力供需紧张局面将有大幅缓解。季度上看，06年1－3季度发电利用小时数低于03－05年同期，但仍高于02年同期。二季度起由于工业生产加速，用电将趋于紧张，到三季度形成全年高峰。四季度由于发电能力的增长，供需紧张情况将得到缓解，发电设备利用小时数将低于02年同期。 　　在电力供需形势整体好转的背景下，06年各区域电力供需形势更加值得关注。从2005年1－7月各区域电网的月度发电设备利用小时数看，电力供应最为紧张的仍是华北电网、华东电网和南方电网。从05年1－8月份电网运行情况来看，电力缺口主要都集中在华北电网，华北电网的最大电力缺口占到国家电网的50％以上。华北和华东区域的电力紧张主要还是由于发电能力不足(如河北、山西、蒙西电网)以及设备检修(如浙江、河南、京津唐电网)等因素。而南方电网则主要是受电煤供应不足的影响，特别是广东、云南、贵州等缺煤省份。参照05年的情况，我们判断影响各区域电力供需形势的因素主要有: 　　1)各地区电力需求增速。从电力跨区域调度来看，国家电网公司今年1－8月跨区域输电快速增加，特别是三峡上网电量和华东电网调入电量。南方电网的西电东送(由云南、贵州调入广东)也增长迅速，表明目前电力需求增长快速的地区仍然集中在东南部沿海经济发达地区。2)电力建设的速度。电源建设重点集中于华北、华中和华东地区。从国家发改委今年57号公告公布的168个已核准项目看，2004年1月至2005年7月，国家新核准电站项目共168项，建设总规模为12100万千瓦，其中:水电13项，建设总规模1154万千瓦；火电144项，建设总规模为10859万千瓦；其他11项，建设总规模为87.4万千瓦。分布情况为，东北22项，华北36项，华中32项，华东42项，南方20项，西北14项。 　　3)电煤供应，特别是缺煤省份的煤炭运输保障能力。根据国务院发展研究中心“中国煤炭需求(国内)预测模型”的分析，2006年国内煤炭需求量为20.86亿吨，同比增长7.5％，煤炭供需形势总体继续好转，但区域性和季节性的紧张因素继续存在。 　　4)电网的输电能力，在发电设备利用小时数有所降低的情况下，当前电网月均负荷率仍然高居不下。2005年1－8月各主要区域电网月均负荷率都在85％以上，华东、东北、华北、西北电网接近或超过90％。电网输电能力的增长能否跟上电源建设的速度，也是保证电力供需特别是平衡不同区域电力供需的关键。 　　电力企业效益走出低谷 　　由于煤价自2004年以来持续走高，同时电煤质量却不断下降，今年上半年电力企业成本压力较大，一度陷入困境，但在煤电联动方案帮助下，下半年逐步走出低谷。2005年1－4月，电力行业全行业实现销售收入5029亿元，同比增长28.6％，同时实现利润200.7亿元，同比却减少了23％，利润率为4％，远低于去年同期。五月份，煤电价格联动方案首次实施，全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱。电价上调和煤价趋稳，使得电力行业特别是电力生产行业的效益景气走出低谷。电力生产行业5－8月实现销售收入2334.4亿元，同比增长14.9％，实现利润293.87亿元，同比增长51.5％。成本压力的缓解将使行业效益走出低谷，从5－8月行业效益情况来看，形势尤为乐观，预计今年电力行业平均利润率能够与04年持平。 　　2006年煤价和电价整体都将趋于稳定，电力行业效益将走出低谷。根据对电力需求、煤价、电价的预测分析，我们预测06年电力行业销售收入为19029亿元，同比增长14.8％，全年利润1177亿元，利润率0.065，略高于05年利润水平。 　　在整体呈现恢复增长的背景下，各子行业也都有各自的增长特点。火电发电企业由于05年基数较低，06年效益水平同比会有较快增长，收入和利润都会有恢复性增长。水电与核电未受煤价上涨影响，反而受益于电价的提升。而且，水电、核电尚未进入电力市场竞争环节，发电量按照容量核算，因此将继续保持相对稳定的利润水平。电力供应企业效益水平相对稳定，并将从电力改革中受益。 　　市场化改革背景下的投资建议 　　06年电力行业效益将走出低谷，稳步回升。影响电力行业发展和企业效益的主要因素包括国家对电力的巨额投资进而对行业发展的拉动，电力市场化改革的不断深入对行业利益结构和各环节企业行为的深远改变。竞价上网将改变企业的盈利方式，从而影响企业的投资、管理和决策行为，大型发电集团由于行业本身规模效益的特点在竞争中占有一定优势，但也必须积极适应这些变化做出调整，从而占据主动。 　　新电价决定体制下，竞价上网主体暂限定为火力发电，但在国务院发布的《电价改革方案》中明确提出将在适当时候建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场，届时水电生产企业将自主决策其丰枯期生产策略，发挥其出色的快速调节能力，在市场中抢占有利位置，其他新能源发电企业也将由于其环保高效的特性不同程度受政策倾斜，保持较高的效益水平。 　　2006年行业的风险主要有:电力供需的缓和带来的发电设备利用小时数下降会削弱电力行业的收益水平，在电价改革加速的背景下，竞争加剧势必引发电力行业内部的结构调整，一些技术水平落后、成本缺乏规模优势和不适应电力市场化运作的企业会面临较大压力。行业的其他风险还包括证券市场电力板块股改的系统性风险，冬夏季的异常气候对火电的影响和来水量对水电生产的直接影响等。 撰稿:杨建龙(国务院发展研究中心产业部)王剑(清华大学)梁卓(清华大学)

选择华能国际作为分析的例子，是因为这公司极富争议性，可作纯学术性研讨。它面对高煤价及成本上涨的压力，同时电力的供应，无法满足市场的需求，政府对电价的管制，又欠缺透明度，公司却积极地不断收购及建造新的装机容量设施。华能属于产品的“中游公司”，需要依赖煤来发电，但是政府的管制，使华能无法将煤价的升幅，转嫁到消费者身上。就如德昌电机，拥有市场经济专利，但是纯利受到原材料涨价的冲击。这些问题都是值得深入了解和分析的。笔者强调并不是在此推介华能，投资股票附带很多风险，读者还需用自己的智慧，来判断现价是否就是买入的时机。分析华能是根据下列八个步骤进行。 分析华能国际的步骤 （一）留意公司的市场经济专利，是否会被夺去；产品或服务的市场，是否在扩张或在收缩。 （二）公司产品或服务的售价调整机制，是否能够反映市场需求。 （三）审慎考虑管理层的作风。 （四）详细分析过往至少4－5年的业绩。从损益帐中，分析除税及利息前溢利（EBIT），边际毛利或纯利率（Profit Margins）及股东资金回报率（ROE）或公司资产回报率（ROA）是否有改善。 （五）分析公司的现金流（Cash Flow），是否足够应付未来公司的资本性开支（Capex），也要看公司整体负债与股东资金的比率（Debt/Equity Ratio）。 （六）分析公司在新投资方面能否取得一贯的回报。 （七）公司是否大量印发新股，“摊薄”每股溢利。 （八）利用各种比例将公司与其他同业公司作一比较。 华能国电的市场经济专利 现时，发电厂（Independent Power Plant）在中国仍然享有某种专利；一方面售电价格受到政府的管制；另一方面现时电力市场还未完全开放，未来只会有秩序地逐步进行开放，使华能受到某程度的保障和优惠。华能国电的市场经济专利包括以下数项： （一）中国电力市场需求庞大；中国现时的经济增长，与香港六十年代一样，电力需求的增长比经济增长高出50%，如果国民生产总值增加9%，耗电量增幅将达到14%。长远来说，未来20年中国的电力需求，仍然会快速增长，能够把握求过于供的机遇，扩充生产电力的设施，可以保证长远的高回报； （二）华能享受的税率是17%，相比一般的企业税率33%，低出接近一半；因为华能兴建电厂的计划，都是获得国务院批准的，所以享有这个税务优惠。这就是接受政府管制，换取回来的有利条件； （三）投资新发电厂的回报仍然是相当理想，平均高达15%。以华能向母公司收购的电厂为例，EV/EBITDA的倍数大约是６倍，换言之，电厂的现金流，可在６年内抵偿收购代价，包括被收购电厂的负债。以一般电厂15－20年的寿命来计算，还本后余下的9－14年，可以说是无本生利。2003年华能股东资金回报率达到16.9%，2004年将会稍为回落。

（一）从投资的角度看，我们需要了解中国政府对电力的管制方案。华能国电的招股书中说明，1997年时的管制方案与香港相似：是以固定资产的回报作为标准。回报率为固定资产的14%，固定资产只限于股东资金购入的资产；而以借贷购入的固定资产回报率则为7%。这个管制的弊端是：电厂会不计成本引入最昂贵的设备，通过加电费争取较高的回报，减低效率。这个无可奈何的现象，早已经长期在香港出现。 后来，国家发展和改革委员会改变制度。现时电厂回报，是根据整个行业的电厂平均建筑成本（不是个别建筑成本）计算，目的是要鼓励电厂尽量降低成本，提高效益。在这个原则下，电厂的电费是受到政府的管制，根据当地的供求情况来厘定。 （二）为了确保中国所有地区不会出现缺电的情况，国务院在2004年1月，已经容许增加电费2％－2.5%，以弥补部分煤价上升所带来的生产成本压力。2004年6月中国电费再上调0.6%，并且出现“双价制”：正常发电量的价钱，比额外发电量的价钱为高。因为发改委认为超额发电，是额外的经济效益，成本是较低的。发改委为了避免电厂长期超额发电，忽略维修，因此规定超额发电的电价，只是正常发电售价的70％－80%，希望电厂不要为了增加收入，而忽略维修。2004年8月，由于市场煤价急升，产煤商不履行低煤价时签定的供煤合约，发改委勒令产煤商要履行合约，只许照旧价加价8%。国务院这些措施，是为了平衡各方利益，以发电商华能而言，2004上半年，电煤占经营成本62%，电费的增加是不足够抵消煤价上升带来的成本压力，必须提高生产力及增加发电的装机容量，争取到较高的经济效益。 （三）传闻2004年12月将举行的全国煤炭订货会议，将会制定“煤电联动”机制。如果能够落实，发电厂的边际利润，便可以获得保证，届时华能便可以免除“中游公司”的苦况。如果无法订出“煤电联动”的机制，所有发电厂的边际利润，将会面临压缩，煤价的持久上升，令发电厂无利可图。结果电厂没有足够的资金，再收购或发展新的装机容量或设施。最终必定会引起更大、更严重的缺电情况。笔者相信国家发展改革委员会，应该有远见可以预期未来问题的严重性，定会致力达成“煤电联动”的机制。 （四）现在中国电力短缺是众所周知的事，华能绝对能够把握现时的电力供应紧张情况，尽量扩充装机容量，由1997年至2003年，华能的装机容量，以19.89%的年复式增长率来扩充。同时仍能够运用多出的现金流减轻负债，由1999年至2003年，华能总共偿还了人民币100亿元的负债。2004年除了本身自行投放设备、增加装机容量外，更动用人民币45.75亿元，向母公司收购多家电厂，维持装机容量以复式19.7%增长至18,832兆瓦，2004年10月又宣布以人民币20亿元，向母公司收购四川水力发电厂及甘肃比邻（坑口）煤矿发电厂。其中仍有648兆瓦的水力发电，正在四川兴建中，估计2005年华能的装机容量，可以再增加3,230兆瓦。装机容量的增加，使华能能够争取更多收入，加强现金回流，足以应付新投资所带来的额外负债。但是，由于债务增加，利息支出相应地上升，对损益帐的收入，肯定带来负面影响。长远来说，华能的规模会不断膨胀，达到最好的经济效益。国家的最终目的，是在日后电力市场全面开放的时候，中国的电厂能够完全自由竞争，以低成本生产电力竞争上网，再由网络输送到每个消费者家中。将来，华能是能够用最便宜的竞投价钱，供电给网络商。一些小型的独立电厂，因没法在价钱方面与华能竞争，会被淘汰，特别是那些没有获得国家批准的发电厂，会面对高税率、低经济效益的困扰。

华能是中国电力企业中规模最大的，管理层在派息方面也相当慷慨。1998年每股派息人民币0.04元，至2003年达到每股人民币0.25元，年复式增长率达到44.2%。2004年初则１送１红股。1998年公司的每股纯利是人民币0.165元，2003年已上升至人民币0.45元，年复式增长达到22.2%。 华能董事局有10多位董事，以往这些董事以执行管理任务为主，他们的总薪酬约为人民币170万元；过去两年，董事局有个很大的改革。表24（薪酬一览表）显示，2003年的执行董事薪酬减少至只有人民币40万元，而独立非执行董事的薪酬，则增加至人民币130万元。换言之，独立非执行董事的数目增加了，董事局的任务，变成以监察公司管理为主。另外，５位最高薪非董事职员的薪酬，总数达到人民币250万元，即每位的平均薪酬约人民币50万元，显示董事局愿意用丰厚的待遇，聘用及挽留有管理经验及能干的人士。公司亦没有提供认股权计划予董事。以一家年赚数十亿元人民币的公司，董事局薪酬可说是微不足道，即使高级管理层的薪酬，亦是十分合理的。 管理层作风在各方面都值得嘉许。首先，公司自上市以来不断成长，不断添置设备及电厂，但并没有向股东供股筹集资金；其次，公司向母公司收购资产时，管理层都表现出应有的独立性，能够委任顾问，向母公司以合理的价格购入资产，没有牺牲公司小股东的利益。公司在1998年以H股形式在香港上市，并于1999年在国内发行A股，往后再没有发行新股。股数的增加只是透过可换股债券兑换成普通股所致。在收购电厂的过程中，董事局并没有滥发公司股票，避免摊薄股东利益。稍后，笔者会就华能2004年向母公司收购电厂再详加分析。 表24：华能董事局及高级行政人员薪酬 RMBM 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 执行董事 1.9 0.9 1.1 1.1 1.7 1.7 0.4 独立非执行董事 1.1 1.3 高级管理层 2.5 （最高薪酬五位） 发行总股数 5,000 5,538 5,650 5,650 5,693 6,000 6,019 （百万） 华能面对三项挑战 （一）高煤价 笔者最赞同巴菲特的说法：投资一家公司，一定分析它过往的业绩。巴菲特从来不投资新股，因这些公司没有足够的过往业绩可供分析。华能国际自1997年来港上市，至今已有７年的时间，可以让我们作详细分析。了解了宏观条件后，我们来看看电力企业的边际利润，参考表25： 表25：比较华能、大唐及华电的纯利率 电力企业 2003年上半 2004年上半 2003年上 2004年上 2003年上 2004年上 年营业额 年营业额 半年纯利 半年纯利 半年纯利率 半年纯利率 （RMBM） （RMBM） （RMBM） （RMBM） 大唐 4,502 6,041 784 1,113 17% 18% 华电 4,096 4,767 670 659 16% 14% 华能 10,514 12,964 2,285 2,481 22% 19% 行业总数 19,112 23,772 3,739 4,252 20% 18%

以营业额计，华能较大唐及华电在规模上都大得多；从纯利率角度来看，华能国电2004年上半年较2003年同期下跌了3个百分点，这就是因为煤价上升令成本增加。根据兖州煤所公开的煤价数据，2004年上半年每吨煤的平均现货售价（spot market）比合约价为高，上升至人民币223.6元，比2003年上半年的平均现货售价人民币166.27元高出34.4%，所以华能2004年上半年的溢利饱受煤价上升的冲击，只能录得8.6%升幅，远远追不上营业额23.3%的增长。2004年第三季煤价的升幅更加凌厉，比较2003年同期上升了66.5%，达到每吨人民币276.9元，高煤价是华能的致命弱点。华能刚宣布2004年第三季度业绩，纯利下降17.7%，跌至人民币13.28亿元，同期营业额却上升了35%，产电成本却上涨了54%，反映出煤价飙升的结果：第三季纯利率从上半年的19%下降至15.8%。 华能管理层过去太依赖现货市场的煤供应，忽视煤价的升幅，没有与产煤商签订长期的供应合约，没有做好风险对冲，没有提前分散投资水力及坑口发电。 单靠成本控制，华能是无法抵消煤价上升的压力。2004年下半年以来，管理层先后与6家煤炭供货商签订中、长期供应合约，包括：神华、阳泉、华亭、中国煤炭进出口公司、山西焦煤集团及山西晋城等。这一连串合约，能否保证华能可以优惠价钱购入全部所需电煤，仍是未知之数。 管理层亦积极加强进口煤的工作，为了提高海运协调，公司斥资3.95亿美元购入16艘干散装货船。2004年10月华能又向母公司以人民币20亿元，购入四川水力发电厂及甘肃比邻（坑口）煤矿发电厂。这一连串的措施都是致力降低电煤的成本。 笔者认为2004年第三季，是华能面对最恶劣的时刻，中国煤的蕴藏量丰厚，电煤供应不足，在于交通运输设施不足。世界各地的煤蕴藏量亦相当庞大。自2003年以来，高煤价已令不少煤商积极增加生产，其中以印度尼西亚的出口增幅最可观，澳洲、南非及哥伦比亚都相继增加出口。笔者相信，2006年煤价可能会大幅回落，届时华能的成本压力应可获得纾缓。 （二）高利率的影响 2004年，华能大量扩充，增加装机容量，负债因此可能大幅上升至人民币290亿元，利息支出相应地增加，直接打击华能的纯利。如果利率上升一厘，华能每年的利息开支将要额外付出人民币2.9亿元。相比之下，利率上调带来的压力，总比煤价上升所带来的轻。2004年，华能购买的电煤超过人民币120亿元。煤价上升10%，华能便要额外支出人民币12亿元。 （三）2006－2007可能出现电力供过于求 1993、1994年中国经济过热，电力出现短缺，触发大量新发电厂的投资，结果在1998、1999年全国出现电力供过于求，电价于是下降了。所以华能在1999年的纯利，相对1998年只有1.5%的增长，华能能够抵消供过于求，有赖于增加电力装机容量所带来的经济效益，薄利多销。 表26显示华能在1999年的电力销售达到380亿千瓦时，比1998年增加35.7%，但营业额只是比1998年上升29.8%；两者增幅相差6%，反映当时的售电价格是下跌了。不过纯利尚有1.5%的增长，证明华能在逆境时，有成功的应变方法。 2004年华能大量扩充装机容量，其他的电厂也很积极地添加设施，估计到2006年中国电力生产又会出现供过于求，但根据1998年及1999年的经验，届时华能会利用其扩充得来的装机容量，用薄利多销的方法，应付2006年可能出现的逆境。如果国际煤价在2006年出现大幅回落，华能的产电成本预料可相应降低，增加供电的竞争力。

从表26可以看到，华能国电由1997－2003年，无论在纯利、每股纯利以至每股派息都有理想的增幅，年复式增长率分别达到21.8％、18.2％及44.3％。 表26：华能过往运作业绩 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1997-2003 复式年增长率 营业额（RMBM） 6,739 8,083 10,488 12,553 157,91 18,474 23,388 23.05% 按年增幅 19.9% 29.8% 19.7% 25.8% 17.0% 26.6% - 售电量（亿千瓦） 220 280 380 440 560 710 910 26.70% 按年增幅 27.3% 35.7% 15.8% 27.3% 26.8% 28.2% - 装机容量（兆瓦） 5,300 6,700 8,700 10,813 10,813 14,363 15,736 19.89% 按年增幅 26.4% 29.9% 24.3% 0.0% 32.8% 9.6% - EBIT（RMBM） 1,868 2,683 2,979 3,909 5,014 5,578 7,073 24.80% 按年增幅 43.6% 11.0% 31.2% 28.3% 11.2% 26.8% - 纯利（RMBM） 1,662 1,839 1,868 2,516 3,450 3,921 5,430 21.81% 按年增幅 10.65% 1.58% 34.69% 37.12% 13.65% 38.49% 每股纯利（RMB） 0.165 0.165 0.165 0.225 0.305 0.325 0.45 18.20% 按年增幅 0.00% 0.00% 36.36% 35.56% 6.56% 38.46% 每股派息（RMB） - 0.04 0.04 0.11 0.15 0.17 0.25 44.27% 按年增幅 - 0.00% 175.00% 36.36% 13.33% 47.06% 表27列出华能的回报率一览。其中的平均股东资金回报率，平均资产回报率十分有用，所谓平均股东资金回报率，是将该年纯利，除以年初及年终的平均股东资金；平均资产回报率的计算方法相似，只是将股东资金换作资产来计算。可以看到，自1999年开始，两个回报率都有出色的表现。其中平均股东资金回报率由1999年的9.1%上升至2003年的16.9%，平均资产回报率同期由4.7%上升至10.6%。 换句话说，公司在派完股息后，保留下来的资金作重新投资时，这些新资产的回报按年都有所改善。证明了公司的新投资并没有出错，证明管理层过去的决策是正确的。2004年电煤价格飙升，肯定打击这两项回报。这一点又再证明煤价对华能的重要性。 表27：华能回报率一览 1998 1999 2000 2001 2002 2003 股东资金(RMBM) 19,904 21,772 23,779 28,293 30,416 33,955 总资产(RMBM) 38,141 40,582 42,466 47,292 48,461 53,609 平均股东资金回报率 10.4% 9.1% 11.0% 13.3% 13.3% 16.9% 平均资产回报率 5.0% 4.7% 6.1% 7.7% 8.2% 10.6% EV／EBITDA比率 来衡量新收购电厂 2004年7月1日华能完成以人民币45.75亿元收购以下电力资产：（1）河北邯峰发电厂40%权益；（2）江西井冈山发电厂100%权益；（3）湖南岳阳发电厂55%权益；（4）重庆珞璜发电厂60%权益；（5）营口发电厂100%权益。收购完成后，公司增加权益发电装机容量3,096兆瓦。 表28：收购电厂带来的纯利及负债 RMBM 2003年纯利 华能应占纯利 2003年负债 华能应占负债 邯峰40% 701 280 4,632 1,852 （以联营公司入帐，无 需于负债表上列帐） 井冈山100% 61 61 1,608 1,608 岳阳55% 78 43 770 423 珞璜60% 76 46 2,819 1,691 营口100% 91 91 1,879 1,879 总数 1,007 521 11,708 5,601

邯峰是以联营公司形式入帐，其本身的负债人民币46.3亿元，无需在华能国电的负债表上出现。但井冈山、岳阳、珞璜及营口的权益总负债人民币56亿元，则会在华能2004年的资产负债表上出现，再加上收购代价的人民币45.75亿元，笔者估计，华能的总负债会由2003年末的人民币180亿元，上升至2004年末的人民币290亿元。相对2004年华能股东资金人民币356亿元，负债与股东资金比例（Debt/Equity Ratio）约为81%，这个水平仍是相当合理的，未超出危险界线。新收购电厂所带来的人民币74.5亿元负债（连同邯峰40%权益应占负债），是由新电厂的现金流来还本还息，无需母公司额外张罗。实际上收购回来的每家电厂之现金流，都是十分充裕，能够应付利息开支、营运成本外，还有能力偿还贷款的本金。 笔者用下列数个方法来衡量收购价钱是否合理： （一）收购代价是人民币45.75亿元，而华能应占溢利则为人民币5.21亿元（参考表28），回报率达到11.4%，这是一个相当理想的回报，以市盈率计算（45.75/5.21）为8.8倍，这个市盈率比最近新上市的中国电力国际还要便宜。 （二）收购价人民币45.75亿元，加上应占负债人民币74.53亿元（连同邯峰40%权益应占负债），总收购价达到人民币120.28亿元。以这个价钱买入3,096兆瓦装机容量，是绝对便宜的。以新建电厂600兆瓦计算，所需要成本约为人民币25－30亿元，而这次的收购价约为人民币23亿元（按600兆瓦计算）。与兴建新电厂计算比较，是相对便宜；而且新建电厂需时3年，收购可以节省时间。 （三）以最大型的邯峰作为例子，我们用一个企业价值／除税、利息、折旧及摊销前溢利（EV/EBITDA）的方法来衡量。华能收购邯峰40%权益，大约用了人民币16.54亿元，换言之，邯峰整体的价值（100%计算）为人民币41.35亿元。企业价值是人民币41.35亿元加上邯峰的负债人民币46.32亿元，减去其现金人民币1.67亿元，等于人民币86亿元。2003年邯峰的除税、利息、折旧及摊销前溢利为人民币14.1亿元。换言之，EV/EBITDA（86亿元／14.1亿元）等于6.1倍，即是邯峰电厂本身所产生的EBITDA溢利，可于６年内完全抵偿收购价（企业价值）。 （四）根据表29，2003年邯峰的现金流，足以应付资本开支及利息开支外，尚有人民币9.65亿元剩余现金用作还债。2003年用了人民币6.74亿元偿还长期债务，若以整体负债额，即人民币46.32亿元计算，邯峰本身的现金流，在5年内便可还清所有负债。 表29：邯峰电厂2003年的现金流 RMBM 2003年 除税、利息、折旧及摊销前溢利 1,410 利息支出 294 资本性投资 150 税项 1 现金净流入 965 偿还债项 674 剩余可作派息现金 291

研究公司的财政状况，主要是看公司的债务，是否有足够的现金流入来支付资本性开支。在公司的年报中，读者可以看到公司每年都有两页，描述过去一个年度公司的现金流入／流出情况。但一般年报的表达方式，往往过份详尽，容易引起混淆，例如投资活动现金流，会牵涉很多短期的现金投资及部分资产买卖。这些短期投资，很多时候会遮盖了真正的资本性投资。笔者在表30中特别将资本性投资用另一栏表达出来，参考表30。 另外，一般公司的财务现金流也是相当复杂的，很多时候公司会借入新债项，同时也会偿还债项，形成项目繁复难明。笔者将之简化为整体借入或偿还，得出一个净额列于表中。笔者还将派息及发行新股也列明出来，使读者不会产生混乱。 由1998年至今，公司发行两次新股，总共集资人民币38亿元，是一个很小的数目。而公司本身的税前溢利及折旧，以2003年一年计算，已经达到人民币108.81亿元，相对该年人民币65.95亿元的资本性开支，高出65%。在债务方面，1999－2003年，公司每年都有偿还债项，总共偿还了人民币110亿元，所以负债对股东资金比率，由1998年的91.6%一直下降至2003年的52.7%。2004年，公司收购和新建电厂开支超过人民币150亿元，因此预期总负债会大幅度回升，达到人民币290亿元，负债与股东资金比例会上升至81%。虽然新购回来的电厂，现金流是足够偿还本身的利息及本金，不过新增加的负债亦会影响华能未来的溢利。 表30：华能现金流量分析 RMBM 1998 1999 2000 2001 2002 2003 除税前溢利 2,209 2,253 2,927 4,237 5,058 6,764 折旧 1,526 2,392 2,654 3,261 3,533 4,117 其他经营现金流入 2,228 362 62 -1,579 -1,512 -1,348 经营现金流入 5,963 5,007 5,643 5,919 7,079 9,533 发行新股 1,122 2,770 总现金流入 7,085 5,007 5,643 8,689 7,079 9,533 股息 0 -452 -509 -1,266 -1,939 -2,197 资本性开支 -6,457 -2,274 -352 -2,871 -4,625 -6,595 债务（偿还）／借入 585 1,612 -322 -2,673 -5,385 -984 其他支出 -508 -360 -4,965 -1,693 5,699 1,370 总现金流出 -6,380 -4,698 -6,148 -8,503 -6,250 -8,406 净额 705 309 -505 186 829 1,127 期初现金净额 1,479 2,184 2,493 1,988 2,174 3,003 期末现金净额 2,184 2,493 1,988 2,174 3,003 4,130 负债 18,237 18,810 18,687 18,513 17,134 18,499 负债对股东资金比率91.60% 86.40% 78.60% 64.30% 54.70% 52.70%

2004年10月28日，华能国电的收市价为5.95港元。至于现价是否值得投资，那就要考虑以下因素：首先，现时华能所受的压力为经营成本上涨，即煤价不断上扬，华能最近新签供煤合约可否争取到优惠价？利率上升令利息支出增加，公司能否透过扩充装机容量争取经济效益，来抵消成本上涨的压力？此乃未知之数；其次，因为煤价的上升，令到华能的股价由高峰回落，是否充份反映投资者的忧虑？2004年华能的业绩可能出现倒退。第三，装机容量的扩充会令负债增加，未来华能的派息率能否维持高水平？ 表31：计算华能“内在价值” 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 纯利 5,430 5,190 5,968 5,968 6,564 7,549 9,059 11,324 14,722 16,194 17,489 （RMBM） 按年增幅 38% -4.4% 15% 0% 10% 15% 20% 25% 30% 10% 8% 每股纯利0.45 0.43 0.495 0.495 0.545 0.626 0.752 0.939 1.221 1.343 1.451 （RMB） 每股派息0.25 0.22 0.248 0.248 0.272 0.313 0.376 0.470 0.611 0.672 0.725 （RMB） 折现因子（5%） 0.952 0.907 0.864 0.823 0.784 0.746 0.711 0.677 0.645 每股派息折现 0.25 0.22 0.236 0.225 0.235 0.258 0.294 0.350 0.434 0.455 0.468 （RMB） 发行股数：120.55亿股 所以要投资华能之前，一定要深入分析这３个疑问，估计华能的“内在价值”时，所有的假设一定需要考虑这些因素。过去的华能并不代表未来的华能。如何作分析呢？长远来看，电力的供不应求，是可以令到华能产生庞大的现金流，新添置的设施一旦投产，就可以产生现金的收入。现金流的增加，可以在未来帮助公司偿还债项，也能维持合理水平的派息增幅，但可能比不上2003年的增幅。在过去的５年里，每股股息年复式增长率为44.3%，这情况将会放慢下来，但保守估计，未来10年，股息的年复式增长应可维持在11%。每股的纯利增幅在未来的10年也应可维持在12%（参考表31）。我们计算“内在价值”的方式，是将未来华能可能的派息累积起来，然后在10年后，我们用一个合理的价钱出售华能的股票。 华能国电与资源股不同，是一家电力公司，经营溢利是比较稳定的。首先笔者的计法，是先要预计未来10年华能的溢利增幅，如表31所显示，笔者的假设是2004年华能纯利会倒退4.4%，每股派息亦相应调低。2005年会有复苏，增长15%。2006年全国电力市场可能出现供过于求，因此华能可能出现零增长，但2007年将可能是一个新上升循环的开始，一直持续到2013年。笔者估计华能的纯利复式年增长率，未来10年可以达到12%，这个估计应该是保守的。假设阁下持有华能国电10年，直至2013年卖出，届时的市价要如何厘定呢？笔者估计到2013年华能国电的每股溢利是人民币1.451元，用10倍的市盈率计算，即在2013年可以人民币14.51元卖出，折合港币13.69元。10倍市盈率要卖出去是不太困难的，且颇为保守的，这是根据香港电灯在现时没有溢利增长的情况下，仍可以高居于10倍的市盈率。但要扣除通胀因素，所以要将这个价格乘以折现因子，10年的5%折现率为0.6446，即将2013年的出售价人民币14.51元，折现成为今日的人民币9.35元，折合港币8.82元。与此同时，还要加上未来10年收到的股息，由上表可以计出，10年的累积总股息折现为人民币3.174元；将人民币9.35元加上人民币3.174元，得到“内在价值”为人民币12.52元，折合港币11.82元；相较于2004年10月28日收市价的5.95港元，“内在价值”较市价高出99%。 当然，“内在价值”只是一个理论价值，市价比较“内在价值”大幅折让，反映了市场的忧虑。例如其税率优惠能否保持，政策会不会改变；华能股价最近受压，可能是归咎于煤成本高涨，一般投资者可能担心，华能最近收购电厂所带来的负债、利率上升引致利息开支增加，亦可能担心石油价格的急升，会否触发另一次世界性的经济衰退，令中国出口蒙上阴影，令中国电力需求最终出现停滞，而非稳定增长。市场亦有一个论调，指在2006、2007年，中国有可能出现电力供过于求。最坏的假设是煤价持续上升，发电厂的成本不断上涨，边际利润持续萎缩，发电厂最终缺乏财力增添装机容量，陷入恶性循环，中国出现大缺电，整个经济陷于停顿。所以笔者相信国家发展和改革委员会一定会正视这问题，迟早一定推行“煤电联动”，避免大缺电的出现。

摘自 投资王道 作者: 林森池 数据分析至04年第三季度

2006/3/20 A股收盘6.01元人民币（4.47港元） H股收盘5.15元港币 [A股每10股送3股，6.01元相当于4.62元人民币收盘，1人民币=0.966港币] A股的价格相当于H股折价15%，接轨接到地板下面去了！

电力企业自曝仍然面临全线亏损 从2006年新年第一天开始上演，并延续至今的煤电新一轮拉锯战，或许最终还是要通过一道“金牌令”做个了结。记者从18日的“2006年经济形势与企业改革分析预测会”获悉，第二次煤电联动方案正待国务院批准。 “第二次煤电联动目前尚未获得国务院批复，发改委正在做准备工作，而此前电力方已经做出了自己的测算。”中国电力企业联合会燃料分会负责人杨林军向记者证实。 在国家发改委日前已上报国务院的《关于进一步做好2006年全国重点煤炭产运需衔接工作的请示》中，明确提出要“继续实行煤电价格联动政策”。 预测电价要涨一分 在煤炭市场化前提下，煤价步步攀高，而电价仍然严守“计划电”，这让电力企业暗暗叫苦。而应运而生的煤电联动方案成为国家发改委拯救亏损电力企业的利器。在这一全新尝试中，国家允许电价随煤价上涨做出相应调整，调整周期为6个月。 去年4月底，为解决前年6月以来煤价上涨对发电企业的影响，我国实行了首次煤电联动方案：自2005年5月1日起，全国销售电价平均每度上涨了2.52分。 “根据煤电联动的调整周期，现在已经是第三个周期。我们目前的测算结果是，电价可能涨一分，也可能涨二分。外界所说的涨一分只是我们的预测方案之一。”杨林军说。杨林军所提供的数字与行业分析师的预测基本一致，不过行业分析师更偏向于电价上涨一分的说法。 如果第二次煤电联动获批，它是否再次给电力行业颁一张涨价“通行证”？杨林军说，依据规定，涨与不涨将视今年的电煤合同签订情况而定。 煤电合同签约率不到20% 如果单从今年连开十几天的“2006年全国重点煤炭产运需衔接会”来判断，人们根本看不到这张二次“通行证”发放的时间表。1月1日开始，几万人浩浩荡荡开进济南开了十多天的煤炭订货会，最终不欢而散。 “截至1月13日签约率是6%，我们得到的最新数字也是不超过20%的签约率。”杨林军说。 煤炭方面仍在坚持说煤价并非坐地起价、只是恢复性上涨，而电力方面却认为，空前严酷的竞争压力和国资委考核指标之下，煤价再涨已是自己不能承受之重。一方要涨，一方强顶——价格谈不拢的煤电双方迟迟不愿签约。 如此情形使得发改委不得不在春节后联合铁道部、交通部给了煤电双方企业“最后通牒”，要求尚未签订重点合同的煤、电企业，必须于2月底前完成全年电煤合同和运输合同的签订任务。 “电老虎”面临全线亏损 在等待新政策的微妙时刻，电力企业并不乐意像往常一样被人们视为“电老虎”，“全线亏损”的说法不期而至。 中电联秘书长王永干说：“在电煤价格完全放开的情况下，发电成本大幅提高，而电价还没有市场化，发电企业全面亏损的局面很可能出现。” 王永干解释说，去年实行的第一次煤电联动后并没有完全消化电煤涨价，以2004年12月至2005年5月的数字与2004年6月至11月相比较，电煤涨价的“遗留问题”仍然没有彻底卸下发电企业的包袱；再加上铁路运费每吨调高2.9元，煤质下降影响价格每吨上涨8.3元，仅上述三项因素就使煤电联动综合缺口达到26.23元/吨。 也就是说，在电力企业看来，第一次煤电联动的效果并未达到为发电企业完全减负的目标，而发电企业每购一吨煤就有积存的26.23元的“负担”没有被消化。 不过，王永干亦坦陈煤电联动给电力企业带来“礼物”。他说，自去年5月1日国家启动并实施煤电价格联动方案以来，发电企业经营效益下滑、亏损的情况明显好转，利润自7月份开始连续实现同比正增长，全年规模以上电力工业企业累计实现利润总额1038亿元，同比增幅是两成以上。

业内人士认为，即使国家实施第二次煤电联动政策，如果没有电价改革为基础，煤电价格摩擦仍将继续 “倒春寒”，是春天的一种反常现象，即早春回暖后，由于寒潮入侵，气温骤然下降。业内人士指出，自年初“全煤会”上电煤价格改革以来的煤电僵持，就如一场“倒春寒”。尽管国家发改委公开表示“带有浓厚计划经济色彩的订货方式再也不能继续下去”，但极富行政干预色彩的煤电联动脚步声却越来越近。 煤电价格僵持突破“月底大限” 备受关注的我国电煤价格改革，历经煤电双方长达59天的价格博弈，仍然难分伯仲。据记者了解，虽然煤电双方私下有些零星的合同，但在大宗煤炭价格上仍有较大分歧。 鲁能集团有消息人士28日称，旗下各电厂仍能保持半月存煤，生产呈安全稳定正常运行状态，但正式合同一份未签。因此，国家发改委、铁道部、交通部此前催促在2月底前敲定电煤价格的“催价令”多少有些尴尬。 山东省发改委综合处一位负责人介绍，目前山东省内煤电企业有个别签约的，但由于是煤电双方私下约定，发改委很难及时统计有关实际签约情况。山东省经贸委经济运行局局长王万良也表示，由于省内电煤用量相对较小，山东主要看外省签约的情况，彼此仍在观望。 据记者观察，近日，在一些电力企业煤炭部门经常碰到一些零散的来自山西、陕西的煤炭供货商，他们往往以双方能接受的价格为电力企业提供几个车皮的煤炭，以缓解电力当前燃眉之急。这实质上是一种延续多年的权力寻租现象。 全国的情况同样令人难以乐观。据中国煤炭运销协会的冯雨称，目前协会方面正在统计签约情况，但目前进展数据仍然说不准。在谈到电煤涨价幅度时，中国华能集团的王文生说，煤炭方面提出涨价的绝对值大约在几十元，各地区涨幅不一。中国华电集团的谢将武对记者说：“尽管煤电双方都在积极接洽，但价格分歧依然。目前电力压力很大，由于电厂亏损较大，对煤价上涨没有消化空间，发电公司已没有退路。” 二次煤电联动将成改革“怪胎”？ 早在年初的“全煤会”上，面对来自煤炭方面的涨价要求，电力方面就透露出希望国家实施第二次煤电价格联动的强烈愿望。由此也就不难看出以五大发电公司为代表的电力集团一再回避价格交锋，将价格僵持拖到今日的真实目的。 重庆市已在27日确定了辖区内的煤电联动方案，提出从4月1日起将市内重点电煤价格每吨上调16元-29元，电价适度上调。从当前形势判断，第二次全国范围内的煤电联动只是时间问题。 但山东省社科院经济研究所所长张卫国认为，二次煤电联动明显带有强烈的政府干预色彩，这与煤电市场化的改革方向并不吻合。当前，由于煤炭资源的不可再生性，煤炭价格与石油价格一样从长远看是上升的，煤炭企业利润也要上涨。 电力方面迫切推动煤电二次联动政策的第一说辞便是电力亏损。张卫国指出，一改革电力就吆喝亏损，但说到底还是利益集团从中作祟，不同意国家放开重点电煤价格。由于长期受国家保护，电力企业内部管理松散，电厂耗煤仍然偏高。张卫国认为，现在电力管得太死，国家应该就此放手，将电价交由市场。 电力垄断仍是电煤改革“绊脚石” 业内人士认为，即使国家实施第二次煤电联动政策，如果没有电价改革为基础，煤电价格摩擦仍将继续。当前电煤价格改革选择在一个煤炭供应略大于求的形势判断之下，这有利于电煤改革的推进。国家发改委副主任欧新黔在年初的“全煤会”上预计说，今年国内煤炭需求21.7亿吨左右，全年煤炭供应将达22亿吨，电煤价格只会小幅上涨。春节期间，山东等地的煤矿企业不约而同地放假休憩，并非偶然。 据透露，这次煤炭企业提出的涨价幅度多是在6%-8%之间。如果按6%计算每吨煤只涨了约15元；若按每吨涨20元算，仍比市场煤价低80元左右。然而，以大唐集团、华能集团、华电集团、国电集团和中电投五大电力集团为代表的电力企业似乎并未领情。 中国煤炭运销协会秘书长王战军认为，从长远看目前煤炭涨价只是恢复性上涨。煤电难以签单说到底并非价格问题，而是两种经济体制的碰撞。煤炭企业已在市场经济的大海中游了10多年，而电力企业却有些“不习水性”。 山东省社科院张卫国说，改革开放20多年来，电力垄断仍未打破，电力行业的员工仍享受高额“不当得益”，只有通过竞争才能解决高额利润与垄断利润。眼下最大的问题是，高额利润最终到了部门、利益集团手中。国际上普遍通过竞争来取消高额利润，不需要政府在中间进行二次分配，政府分配利润并不比市场高明多少，这值得国内借鉴。

煤炭价格已经市场化,但电价仍受政府控制------困局还在,何以能让电煤企业坐下签单?所以,一方面三部委下文催促要在月内签完重点电煤合同,另一方面煤电双方继续僵持。 但记者昨天从权威部门获悉,国家发改委已经向国务院递交了一份关于恢复执行曾经的"煤电联动"方案,以破解煤电"顶牛"的局面。 该部门一位不愿透露姓名的人士介绍说,这份方案包括三个方面的内容:一、介绍本次煤炭产运需衔接会合同签定的具体情况；二、企业没有签订价格的原因；三、为推动双方尽快签订合同,需要协调价格,并继续执行煤电联动。 煤电联动规定出台于2004年年底。国家规定,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5％,就相应调整电价。 2005年5月,煤电实行了第一次联动,电价涨了0.0252元。但当年11月,经测算虽达到联动条件,却并没有再次调整电价。 至于2006年要不要启动第二次煤电联动,发改委副主任欧新黔曾在2006年煤炭产运需衔接会上说,"要看这次衔接会的情况,看有没有达到联动的条件。" 对第二次启动煤电联动的图谋,业内不乐观。一电力企业负责人昨接受采访时认为,即便是国家发改委递交继续执行煤电联动的方案,国务院批不批仍是问题。 有专家接受采访时认为第二次煤电联动难以实施,原因是电价再上涨,下游产业将会承受不住。这也正是决策部门最头疼的问题。 但是电煤双方"顶牛"形势增加了风险。近期秦皇岛港存煤量减少100多万吨,库存下降20％以上。秦皇岛煤炭交易中心总经理李学刚认为,如果政府不尽快对2006年重点电煤的产供需衔接采取适当的补救措施,未来煤炭市场运行风险将有所增加,也可能导致煤炭价格波动幅度增大。来源：中国证券网.上海证券报

据新华社济南2月28日专电 备受关注的我国电煤价格改革，历经煤电双方长达59天的价格博弈，仍然难分伯仲。据记者了解，虽然煤电双方私下有些零星的合同，但在大宗煤炭价格上仍有较大分歧。业内人士指出，自年初“全煤会”上电煤价格首次放开以来的煤电僵持，就如一场“倒春寒”。尽管国家发改委公开表示“带有浓厚计划经济色彩的订货方式再也不能继续下去”，但极富行政干预色彩的第二次煤电联动脚步声却越来越近。 　　尴尬的“催价令” 　　山东鲁能集团有消息人士2月28日称，旗下各电厂仍能保持半月存煤，生产呈安全稳定正常运行状态，但正式合同一份未签。因此，国家发改委、铁道部、交通部此前催促在2月底前敲定电煤价格的“催价令”多少有些尴尬。 　　山东省发改委综合处一位负责人介绍，目前山东省内煤电企业有个别签约的，但由于是煤电双方私下约定，发改委很难及时统计有关实际签约情况。山东省经贸委经济运行局局长王万良也表示，由于省内电煤用量相对较小，山东主要看外省签约的情况，彼此仍在观望。 　　据记者观察，近日，在一些电力企业煤炭部门经常碰到一些零散的来自山西、陕西的煤炭供货商，他们往往以双方能接受的价格为电力企业提供几个车皮的煤炭，以缓解电力当前燃眉之急。这实质上是一种延续多年的权力寻租现象。 　　全国的情况同样令人难以乐观。据中国煤炭运销协会的冯雨称，目前协会方面正在统计签约情况，但目前进展数据仍然说不准。在谈到电煤涨价幅度时，中国华能集团的王文生说，煤炭方面提出涨价的绝对值大约在几十元，各地区涨幅不一。中国华电集团的谢将武对记者说：“尽管煤电双方都在积极接洽，但价格分歧依然。目前电力压力很大，由于电厂亏损较大，对煤价上涨没有消化空间，发电公司已没有退路。” 　　煤电再次联动？ 　　早在年初的“全煤会”上，面对来自煤炭方面的涨价要求，电力方面就透露出希望国家实施第二次煤电价格联动的强烈愿望。由此也就不难看出以五大发电公司为代表的电力集团一再回避价格交锋，将价格僵持拖到今日的真实目的。 　　重庆市已在2月27日确定了辖区内的煤电联动方案，提出从4月1日起将市内重点电煤价格每吨上调16元~29元，电价适度上调。从当前形势判断，第二次全国范围内的煤电联动只是时间问题。 　　但山东省社科院经济研究所所长张卫国认为，二次煤电联动明显带有强烈的政府干预色彩，这与煤电市场化的改革方向并不吻合。当前，由于煤炭资源的不可再生性，煤炭价格与石油价格一样从长远看是上升的，煤炭企业利润也要上涨。 　　电力方面迫切推动煤电二次联动政策的第一说辞便是电力亏损。张卫国指出，一改革电力就吆喝亏损，但说到底还是利益集团从中作祟，不同意国家放开重点电煤价格。由于长期受国家保护，电力企业内部管理松散，电厂耗煤仍然偏高。张卫国认为，现在电力管得太死，国家应该就此放手，将电价交由市场。 　　电力垄断是“绊脚石” 　　业内人士认为，即使国家实施第二次煤电联动政策，如果没有电价改革为基础，煤电价格摩擦仍将继续。当前电煤价格改革选择在一个煤炭供应略大于求的形势判断之下，这有利于电煤改革的推进。国家发改委副主任欧新黔在年初的“全煤会”上预计说，今年国内煤炭需求21.7亿吨左右，全年煤炭供应将达22亿吨，电煤价格只会小幅上涨。春节期间，山东等地的煤矿企业不约而同地放假休憩，并非偶然。 　　据透露，这次煤炭企业提出的涨价幅度多是在6%~8%之间。如果按6%计算每吨煤只涨了约15元；若按每吨涨20元算，仍比市场煤价低80元左右。然而，以大唐集团、华能集团、华电集团、国电集团和中电投五大电力集团为代表的电力企业似乎并未领情。 　　中国煤炭运销协会秘书长王战军认为，从长远看目前煤炭涨价只是恢复性上涨。煤电难以签单说到底并非价格问题，而是两种经济体制的碰撞。煤炭企业已在市场经济的大海中游了十多年，而电力企业却有些“不习水性”。 　　煤价改革受益的并非只是煤炭行业，还包括电力行业内部早已吃市场煤的企业。作为一家长期享受不到重点煤炭照顾的热电厂，隶属华电集团的山东滕州新源热电有限公司目前账面出现亏损。公司总经理曲振尧说：“计划煤与市场煤价最好一致，这样使电力企业能在一个起跑线上。希望当前的重点煤价与市场煤价能平均一下，一个升一点一个降一点，逐步实现价格接轨。”然而，长期享受“计划煤”政策的重点发电公司显然并不认可这条起跑线。 　　山东省社科院张卫国说，改革开放二十多年来，电力垄断仍未打破，电力行业的员工仍享受高额“不当得益”，只有通过竞争才能解决高额利润与垄断利润。眼下最大的问题是，高额利润最终到了部门、利益集团手中。国际上普遍通过竞争来取消高额利润，不需要政府在中间进行二次分配，政府分配利润并不比市场高明多少，这值得国内借鉴。

日前，发改委等三部门联合发文，要求电力和煤炭企业2006年煤炭供应合同在本月内签完，电煤僵局的化解进入倒计时。与之相呼应的是，近期二级市场上煤炭与电力板块纷纷出现活跃迹象。 发改委暗示电煤涨价 　　日前，中国最大的煤炭企业神华集团投资者关系部白先生向《每日经济新闻》透露，占全年商品煤销售80%的长期合同已经签订完毕，每吨提价15元。而电力企业华能国际投资者关系部部长孟晶却声称，神华是公司五大供应商之一，但公司90%的电煤合同仍未签订。大唐电力燃料公司和国电电力的负责人也证实，签订的合同数量只有10%左右，主要是未涨价的煤。 　　电、煤企业双方仍在等待发改委的进一步表态。孟晶表示，根据发改委的规定，如果电煤上涨超过5%，则可以煤电联动，电价涨幅约为电煤涨幅的70%。如果电煤上涨不到5%，则成本需要电力公司消化，所以双方态度强硬。而发改委的态度也从此前“煤炭供需关系平衡，价格保持基本稳定”转变为《通知》中“考虑到电煤重点合同和非重点合同的差距，适当提高重点合同电煤价格也有其合理性。” 投资产能扩张的煤炭股 　　兖州煤业对《每日经济新闻》表示，公司到目前为止1吨煤价合同都没签，因为看好2006年电煤行情，电煤仍将供不应求。中信建投分析师韩永在研究报告中指出，2006年煤炭需求增长1.3亿吨左右，煤炭供给增加大约1.36亿吨。火力发电量大约增长10%，增加煤炭需求约1亿吨。 　　韩永建议，投资者介入煤炭股宜选择产能扩张的公司，如兰花科创、国阳新能、西山煤电和神火股份等；从长期来看，应选择储量丰富和管理水平高的公司，如兖州煤业，并关注国内唯一的煤炭装备类上市公司天地科技。 火电企业受益电价上涨 　　订货会后，煤、电双方都把“球”踢到发改委手中。国泰君安分析师姚伟认为，发改委很有可能采取折衷办法，即认可电煤价格一定幅度的上涨，同时启动二次煤电联动工作。若果真如此，则对火电企业是一大利好。 　　姚伟指出，鉴于电煤供应吃紧，政府将考虑对电力企业进行补偿等因素，电企终会接受一定幅度的电煤涨价，但要看这个幅度是否会超过5%。考虑此次电煤合同涨价幅度为15元/吨，根据煤电联动政策测算，二次联动实施后（预计最早在今年二季度）整体涨幅不会低于43元/吨。因此，保守估计与此对应的上网电价涨幅在0.01元/千瓦时左右，以弥补此次电煤涨价带来的成本增加。 　　不过，姚伟认为，火电公司个体的受益程度仍需视电价、煤价的具体调整情况而定，考虑电力市场供需和燃料成本等因素，建议“增持”G华靖、G粤电力、深能源、国电电力。

无论从第二周期煤价的涨幅水平，还是电力企业利润率的联动敏感性等进度来看，二次联动的影响效果都较前次有很大的不同 主持人　储兴华 　 嘉　宾　中投证券研究所　郭昌盛 方正证券研究中心　袁海 主持人:2005年5月1日起实施的第一次煤电联动，曾按平均每千瓦时调高电价2.52分，即按煤价上涨8％涨幅的70％对发电企业予以补充，对电力企业化解成本压力起到多大的作用？ 郭昌盛:当时就总体而言，发电企业实际承受的进厂电煤成本远远高于这一涨幅，据测算要高25％以上。实际上，除计划合同之外的市场煤部分的价格影响外，公路运输价、海运费、发电点火助燃油调价、铁路运价调整，这些因素构成的成本比例一般可达全部发电燃料成本的40％，都对企业的盈利能力造成很大程度的削弱，当时的行业平均利润率甚至滑落到5％～6％之间。因此首次联动令发电企业的利润率在底部的反弹十分敏感，作用效果甚大。 主持人:国家发改委即将启动实施煤、电价格“二次联动”，随着煤电联动“第二周期”(2004年12月～2005年5月)的远去，落实二次联动的措施也变得越来越迫切。如今实施二次联动对电公司的影响，与此前的首次联动究竟有何不同？ 郭昌盛:无论从第二周期煤价的涨幅水平，还是电力企业利润率的联动敏感性等进度来看，二次联动的影响效果都较前次有很大的不同。 根据中国电力企业联合会(简称:中电联)对31个省区100家煤矿235家电厂的测算，第二周期内的平均煤价比第一周期上涨了40.23元/吨，即涨幅为17.43％，虽高于8％这一煤电联动的基本条件，但因运价的下降部分地抵消了煤价的上涨，因此目前到厂燃煤的总成本已较上次稳定的多。如果就按中电联40元/吨框算，由其中25元/吨的幅度部分可补偿0.967分/千瓦时，则电价的涨幅所带来的行业利润率上升的变化，要比其首次联动对利润率的影响小得多。其实，静态地看，此次联动仍然有15元/吨(即:单位销售收入存在0.58分/千瓦时)的缺口无以弥补。总之，可以认为煤电二次联动对企业利润率的影响弱化，而且继续被锁定在第一周期时的平均利润率水平之下。 袁海:目前已经进入第二次煤电联动调整周期，从我们测算的结果看，此次电煤价格上涨10－15元的可能性大，电价如果联动，上调幅度将可能不会高于0.01元/千瓦时。 煤炭价格趋势仍需重点关注 主持人:由于煤电联动有一定的滞后效应，今后煤炭价格趋势是否更值得关注？ 袁海:简单地把煤电联动当作是利好是不客观的。实际上煤电联动对电力企业业绩的影响还是要看煤炭价格变化的趋势。由于电力企业需要自行消化30％的煤炭价格上涨的成本，且存在6个月的时间差。只要是煤炭价格持续上涨，无论是否实现煤电联动，都不能改变电力企业的毛利率水平走低的态势，煤电联动只是减缓了电力企业的毛利率下滑的幅度。而去年电力行业毛利率整体回升实质是得益于下半年煤炭价格的走平的态势，这种回升的态势能持续多久就需要看今年上半年的煤炭供需形式。当本次煤炭产需衔接成为新的涨价因素后，我们认为今年上半年随着煤矿产能迅速扩张，而受宏观调控影响煤炭需求增速将继续放缓，全国煤炭供应将基本保持平衡，煤炭价格仍将维持高位平稳运行。因此我们认为影响包括G华靖在内的电力企业燃煤成本大幅上涨的可能性不大，机组利用小时替代燃料成本因素成为评估电力企业业绩的关键考虑因素。 郭昌盛:更深层次的矛盾是，现在相对短缺的情况下以煤电联动来替代电企的“随行就市”般调整电价，对后者还有些许的帮助，而就在一两年之后，煤电联动就会变得并无多大意义，恐怕届时会有相当多的企业不会因煤价的波动而选择调降电价。

华能集团有关人士3月1日透露，国家发改委已经确定了煤电联动的大基调，每度电上调1分钱左右，但该消息未得到国家发改委证实。 　　华能集团有关人士称，国家发改委要求各家电力企业对上涨电价幅度再次进行测算，华能集团燃料部的测算工作正在进行中。之前，各大电力公司已经对上涨电价幅度进行过测算。 　　煤电以及国家发改委等各有关方面的高层人士，对这一传言均未发表评论。 　　今年春节前，国家发改委曾下发紧急通知，要求煤电双方在2月底前完成重点电煤合同的签订。随后，有关官员曾向煤电双方传达了国家发改委主任马凯的意见，即“双方各让一步”。目前山东、重庆等地煤电双方陆续开始签订合同。 　　但有消息称，截至3月1日，中央五大发电集团和四家地方电力企业仍未签合同。而这9家的需求量，才是重点电煤中的主要部分。 　　一些市场人士猜测，电煤合同难产，是煤电双方希望催生二次煤电联动，即煤价和电价同时上涨。 　　国家发改委日前曾起草了《关于进一步做好2006年全国重点煤炭产运需衔接工作的请示》上报国务院，提出“继续实行煤电价格联动政策”，至今未有批复与否的消息。有知情人士称，批复要在“两会”之后才会作出。

2006年，煤炭市场外部环境将继续趋好，受多种因素共同影响，煤炭产量的增长势头将会有所减缓，可能出现供求基本平衡、部分煤种季节性过剩、交易价格上扬的走势，但稳定将是2006年煤炭市场发展的基调。 产量增势将减缓 据有关方面预测，2006年全国煤炭产量将达到22亿吨，而煤炭需求为21．5亿吨。动力煤进口关税的下调及国际煤炭价格的走低，促使我国煤炭进口进一步增长，其中仍以炼焦煤和无烟煤为主要进口煤种，预计2006年煤炭进口量将达3000万吨。煤炭出口将继续实行配额管理，全年预计完成8000万吨。 目前，我国年产量在1万～3万吨的小型煤矿占全部煤炭生产企业总数的70％。一直以来，这些小型煤矿资源浪费严重，回采率低，且污染环境，事故多发，成为煤矿安全的顽症。为从根本上消除煤炭安全生产中的隐患，国家安全生产监督管理总局决定，通过关闭、联合重组、大矿收购等方式，力争在3年内解决小煤矿问题。2006年，政府将进一步加大力度进行安全整治，将使全国煤炭产量大幅增长的势头得到适当遏制，煤炭产量增幅有望回落。 消费需求继续增长 煤炭消费将进一步集中，电力、钢铁、石油化工、水泥四大行业用煤比重将达到80％。从主要行业消耗煤炭的情况判断，2006年全国电力消费增速在10％左右，新增煤炭消耗约l亿吨，预计占煤炭消费量一半以上的电力用煤需求仍保持较高水平。冶金行业虽然也面临产品过剩的威胁，但由于新增炼钢和焦化生产能力将在2006年发挥作用，煤炭需求仍将增加，预计新增煤炭需求在3000万吨左右。建材、化工等其他行业的煤炭需求会基本保持稳定。 石油价格的高位运行，势必会刺激煤炭消费的增长。石油价格的大幅上涨导致许多燃油企业亏损，燃油电厂改用水煤浆或改造为燃煤方式。许多石油化工企业也积极向煤化工方向发展，煤制油、煤制甲醇等替代石油的步伐将进一步加快。 总体来看，2006年国内煤炭需求量将增加1．3亿吨以上。 运输紧张进一步缓解 2006年煤炭运输能力将继续稳步提高，运输紧张状况进一步缓解，预计铁路、水路运煤能力增速均高出煤炭运输需求增速。 2006年，大秦线、侯月线改造将全面完成，煤炭市场价格受运输因素的影响将进一步淡化。全年铁路运煤能力将增加9000万吨左右，达到12．1亿吨，同比增长8．1％。2006年，水路运煤将达到4．41亿吨，同比增加0．5亿吨左右，增长12．9％。与此同时，主要产煤地区山西大同、内蒙古等地均加快公路运煤通道的建设，公路运煤也将有较快发展。 煤炭运输的季节性、地域性供需压力仍然存在。第一季度，煤炭需求大，铁路运煤受春运影响，水路运力又不足，运输形势最为严峻；第二季度，铁路、水路运力都将大幅提高，供需会趋于缓和；第三、第四季度，煤炭产量充足，铁路、水路整体运输能力相对较低，仍是煤炭供需比较紧张的时段。 煤炭企业对市场的可控性增强 近几年，国家积极推行煤炭大企业集团战略，目前已经形成神华、兖州、山西焦煤、大同煤矿等几个3000万吨以上的煤炭企业。煤炭企业集中度的提高，煤炭企业会更加理智地面对市场价格波动，更好地抵御市场风险。 综合以上因素，并参照2005年末的煤炭价格水平，预计2006年第一季度随着冬季取暖的结束和电厂检修期、国际贸易谈判的开始，煤价可能出现波动，第一季度末或第二季度初价格有小幅下降，随后稳定运行，第三季度末价格将开始有所回升。

“两会”期间，主管能源工作的国家发改委副主任张国宝就能源热点问题直面媒体。他明确指出，今年我国煤炭供应不会紧缺，电价也不可能放开。 　　张国宝称，今年不会出现煤炭紧缺的问题。去年由于煤炭需求旺盛，煤价有所上升，但是从供应上讲没出现问题，去年21.9亿吨煤炭的产量满足了国民经济的需要。他指出，今年煤炭供需形势不会有大的变化，预计全国煤炭产能将达到22亿吨，全年煤炭需求为21.7亿吨，供需基本平衡。 　　而就电力行业和社会都普遍关注的电价问题，张国宝说得也很直接：电价不能像有些同志建议的那样放开，我认为不仅中国不行，全世界都不行。他指出，对电价，目前世界上通行的做法是，政府采取某种程度的监管，包括美国在内。因为电价关系到国计民生，关系到国家的产业竞争力，所以它必须保持在一个合理的价位上。所以国家对电价要进行指导和管制。定价的时候必须充分考虑到市场一次能源价格的状况，如果一次能源价格高，国家定价的时候当然应该考虑到电价合理的价位问题，但不是说可以完全放开。