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火电困境：东方电气600亿火电订单300亿没批文

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http://finance.sina.com.cn/chanjing/gsnews/20090420/05346122153.shtml


　　东方电气(40.77,0.15,0.37%)很悲观：600亿火电订单300亿没批文

　　理财周报实习记者 赵宇剑/文

　　2008年新增700亿订单中，核电占23.5%，超过150亿元；风电占14.8%，超过100亿元

　　2009年已经过去近1/3，东方电气手持的火电新订单中有发改委批文的仅有50%，而2008年底手持的600亿火电订单中，有20%出现了交货延迟，主要原因是火电项目拿不到政府批文。在3月14日中金发布的东方电气分析师电话会议纪要中，传递出这样的信息。

　　“我们预测2009年火电毛利率受地震遗留问题影响仍将下降，国家发电结构调整将继续，火电比例将继续减少。”在与中金公司的电话会议上，东方电气高管如是表示。

　　2008年东方电气实现收入279亿元，同比增加12.3%，其中火电占其业务比重超过700%以上。2008年公司火电业务毛利率下降4个百分点，受其拖累，公司综合毛利率由19.12%减少到16.01%。

　　理财周报记者从东方电气董秘办得到最新数据，2008年新增的订单共700亿元，其中火电占45.1%，而从以往的业务比例看，火电占70%以上。显而易见，火电业务在东方电气的地位正在弱化。

　　火电困境

　　据年报显示，2008年东方电气火电业务收入虽较上年度有3.55%的增长，但增幅下降2.2个百分点，毛利率的下降更拖累了其2008年的业绩。“主要是汶川地震的原因”，银河证券分析师沈文春认为。

　　值得注意的是，余震并未过去，据中金公司调研分析，2009年火电毛利率仍将下降。其主要由外包比例上升造成。据了解，虽然受地震影响，火电设 备制造产能损毁严重，但是由于当时库存可以满足销售，外包业务并未急速上升。2009年伴随库存消耗殆尽，外包比例将被放大，而公司向大规模(百万千瓦) 机组的产品结构转型又将为毛利率下跌雪上加霜。据了解，100W机组的毛利率较低，只有14%-15%，相比较常规火电设备(60W机组)毛利率低出10 个百分点。

　　“除此以外，国家对火电项目上大压下的政策也起到一定的抑制作用。”沈文春认为。据悉，今年3月26日，国家能源局副局长刘琦明确表示要加快推 进上大压小政策，预计年内关停小火电厂转机组容量1500万千瓦，三年内关停3100万千瓦。在此基础上，对于新上的火电项目进行严格审批。

　　政策引导下，火电项目拿到批文的速度明显收缓。东方电气600亿火电订单中就有一半的项目没有拿到批文。受此影响，东方电气火电机组订单量滑坡 严重，且出现了延迟交货的情况。“今年到现在，东方电气可能还没拿到新的火电机组订单。”一位不愿意透露姓名的分析师质疑。但值得庆幸的是，东方电气董秘 办人员告诉记者，“取消订单的情况至今未发生。”

　　中电联一位不愿公开姓名的专家认为：“国家对火电的政策短期不会放宽，煤电顶牛和电力需求不旺仍会制约新火电项目上马。”另根据国泰君安调研，2009到2010年，除山西、内蒙以外的省份火电投资计划都不乐观，由此预测东方电气火电业务订单未来仍将下行。

　　寻找未来增长支撑

　　面临火电业务的收缩，东方电气似在寻觅新的业绩增长点。记者从董秘办了解到，新增的700亿订单中，核电占23.5%，超过150亿元；风电占14.8%，超过100亿元。对比往年业务比例，风电仅占5%、核电仅占6%来看，增量巨大。

　　2009年公司生产预计将明显强化风电和核电业务。据东方电气董秘办介绍，2009年排产总量将由2008年的3400万千瓦下降至2800万，但其中风电150万千瓦同比上升25%，另新增核电机组100万千瓦。

　　“火电比例下降，风电核电比例上升是一种趋势，”东方电气董秘办高管称，“未来几年中，我们将继续进行结构优化，加大风电核电设备比重，配合国家重大项目建设。”

　　据了解，新增风力订单项目主要为甘肃酒泉900台风电机组，核电设备订单主要有方家山、福清、台山核电站常规岛汽轮发电机组供货合同，中标台山2×1750MW核电站常规岛汽轮发电机组以及海阳核电站2台AP1000稳压器。

　　据银河证券研究报告分析，2008年风电机组生产800台，但实际收入仅增26亿，对应交货机组大致300台，而其余的机组收益将加至2009 年，预计2009年可确认1000台以上，对应收入87亿元，增长可能突破200%。另外，新增核电项目交货高峰在2011-2012 年，这会成为未来三年收入增量的主要构成部分之一。

　　管理费用技术滞后制约新能源开发

　　结构调整的同时，困难摆在面前。从中金公司分析师与东方电气的电话访谈记录中不难发现，公司在两大新能源开发上仍存难点。

　　其中，风电设备制造异地管理及核电国内技术滞后问题仍然困扰着企业。据了解，公司分别在天津和杭州设立风电装机厂，预计今明年投产。年报显示公 司2008年管理费用16.84亿元，同比上涨了接近1.54个百分点，而上述两厂投入使用，异地管理费用将大大提升，加之技术短期内难以成熟，成本压力 将增大。

　　核电方面，大功率原料由于国内技术欠缺，产量不足，大部分仍需进口，预计比例在58%以上，这也为核电业务的毛利率提升带上枷锁。

　　“这些问题都是困难，但不是瓶颈。”祁和生指出，“风电设备制造要么把厂房建到市场边上，要么加大运输成本，所有制造企业都面临这样的问题。但只要产业链条磨合流畅了，管理费用也会相应压缩。”

　　至于核电技术难关，上述人士则认为，“目前国产化进度加强很快，引进的技术也强调‘自主化’，虽然技术成熟需要一个过程，但不会太远。”

　　据年报显示，东方电气风机价格已降10%，未来随技术成熟仍会下跌，与此同时，毛利率则达到11.46%，同比上升了3%。核电方面，毛利率12%，同比上升2%。根据银河证券研究报告预测，2009年风机与核电机组毛利率将进一步上升至14%。

電荒或催生新一輪火電廠投資潮

http://www.yicai.com/news/2011/05/809765.html

華電國際電力股份有限公司（600027.SH，下稱「華電國際」）22日發佈公告稱，公司擬募集不超過21億 元的資金，重點投資火電廠建設；其中10.725億元將用於「萊州一期火電項目」的投資。專家稱，鑑於電荒形勢嚴峻，以及近年來火電審批的收緊，此輪電荒 或將引發新一輪火電廠投資潮。

火電成電荒「急救藥」

華電國際公告顯示，萊州火電項目是山東省及山東電網重點電源建設項目，總規劃裝機容量4×100萬千瓦，一期將進行2台100萬千瓦機組的工程建 設，預計將於2012年實現投產。萊州一期火電項目是正在建設的「魯北電廠—濱州—東營—壽光—萊州—煙台北部」500KV送電通道中的重要電源支撐點。

華電國際擬投入不超過7000萬元建設華電萊州港務有限公司2×3.5萬噸級通用泊位及3.5萬噸級航道工程項目。萊州碼頭的建成將成為萊州火電一期項目的重要煤炭供應渠道。

此外，公司將擬投入不超過6億元對河北峰源實業有限公司（下稱「河北峰源」）增資，開拓臨汾、朔州、張家口、進口煤及煤炭季節性儲存和深加工等業務，以促進華電國際火電業務的開展。

中信證券研究部電力研究小組稱，近年來，隨著火電經營環境的日趨惡劣，全國火電投資已從2005年的近2271億元大幅下降至2010年的1311 億元。重點電力上市公司的火電支出計劃也大幅下降。中國電力企業聯合會（下稱「中電聯」）在一季度的分析預測報告中，也將2011年全國新增裝機規模預期 由9萬兆瓦下調至8.5萬兆瓦。

廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強告訴《第一財經日報》，基於目前東部地區裝機容量不足以及電荒壓力下上網電價維持上調可能的情況，發電集團投資建設火電廠是有利可圖的，符合電荒嚴峻的形勢下，人們尋求「急救藥」的心理。

他表示，自2004年以來，歷年電荒後各地無不進入火電廠投資的高峰期，電荒也給了發電集團發展火電的理由，項目審批也必然容易得多。但實際卻忽略了即使在電荒中大建火電廠，也不可能在短期派上用場，上述因素會在今年催生新一輪火電廠建設潮。

上調電價刺激電企積極性

根據中電聯日前公佈的統計數據，今年1~4月份，新增裝機容量與新開工項目數量雙雙下降。截至 4月末，全國基建新增發電裝機容量1885萬千瓦，比上年同期少投產340萬千瓦，主要是火電新增裝機比上年同期減少388萬千瓦，新開工 1041萬千瓦，新開工裝機小於新增裝機。

中信證券研究部電力研究小組稱，2012年後，由裝機短缺導致的「硬缺電」或將更為突出，火電在一段時間內仍將是解決我國能源問題的主要途徑。但目前火電投資「一無動力、二無能力」，還需從根本上理順價格機制，才能徹底解決火電投資問題。

數據顯示，4月份華東地區火電全年利用小時均處於較高水平，其中安徽、浙江、江蘇均高於5800小時，河北也超過了5700小時。電力研究小組認 為，裝機不足的主要原因在於上述地區核准的常規火電建設項目較少，而新增裝機投產規模的下降，或將使「硬缺電」在2012~2013年表現得更加明顯。

林伯強指出，低碳和環保指標的約束，使得國家發改委近幾年在火電廠的審批上逐年收緊。儘管如此，鑑於社會經濟的快速發展，裝機容量必然增加，重要的是，是否單純增加火電裝機容量，即：其他清潔能源的出力能否填補裝機的空缺。

中電聯統計部主任薛靜接受本報記者採訪時表示，清潔能源在整個發電結構中處於最低端，即使滿負荷發電也遠遠難以滿足用電需求，因此其並不承擔社會需 求，也不直接面對市場。對於電荒之下的電力缺口，則全部依靠火電來調峰。「用電緊張不緊張不是看清潔能源，而是看火電。」薛靜說。

此外，中國電力工程顧問集團一位專家告訴記者，15省上調2分/度電對電廠積極性有很大的促進作用。

對於一台100萬千瓦的發電機組來說，一個小時發電100萬度，「每度電提高2分，是用100萬來乘，數量很可觀。」 上述專家向記者表示。

一家火電廠的虧損賬

http://www.21cbh.com/HTML/2011-12-19/yNNDE3XzM4OTQyNw.html

「發電，虧損；不發電，更虧損。」這是湖南某火電廠的「一把手」郭亮（化名）給出的詮釋。「現在外界對我們有一個誤解，認為我們消極不發電，其實火 電企業不發電才虧損。」郭亮說。他算了一筆賬，以其火電廠為例，如果僅計算可變成本，而不計算固定成本部分，對於火電企業確有2分多錢的邊際收益，但是在 加入財務費用、人工和折舊等固定成本後，將會產生4億多的虧損。

今年以來，國內多地發生電力緊缺現象，一度被認定為2004年以來的最大電荒，隨後發改委年內啟動了三次電價調整，針對電力企業無錢買煤進行了救場。

然而，在調價同時，質疑的聲浪也此起彼伏，火電廠是否真的虧損？現實是最好的答案。本報記者趕赴今年「電荒」幾個最嚴重省份之一湖南省，詳細瞭解一家火電廠的真實運營。

經營成本調查

對於火電廠是否虧損外界主要有兩方面的質疑，一是其真實性，二是虧損是否來自煤炭漲價。解決這些疑問需要兩方面數據，一是整個經營成本總體和構成狀況，二是煤炭的成本在總成本中的比例。

根據郭亮所在火電廠財務部提供給本報的數據，該火電廠的經營成本主要由燃料成本、財務費用、折舊、人工和環保費等組成，截至11月底，該成本共計約為33.4億元。

其 中，包括煤和油在內的燃料成本為24.8億元，佔總成本的比例為74.3%。其中24.79億元為煤炭成本，油成本僅為0.01億元，與煤炭成本相比，油 料成本可以忽略不計。「截至11月底，我們的入爐煤炭的標煤單價為1042.62元/噸，比去年增加129.15元，根據當前的用煤量，因煤炭價格升高而 同比增加的成本3.07億元，若從總成本看，煤價同比增幅甚至達到了41.24%。」該電廠財務部負責人對本報表示。

該財務人員稱，截至今年11月底該電廠的煤炭採購資金為30億元，主要來源為 銀行 短期融資借款和去年的電費。其中，2.7億來自銀行借款，其餘27.3億元來自收到的上網電費。

如 此，剩餘的電費將用於其他諸如財務費用、其他原材料等的支出。總體來看，除去煤炭成本外，其他成本約為8.61億元，而扣除了燃料費用後的電費剩餘則為2 億元，距離扣除非付現成本的折舊費後的成本支出仍有3.1億元的差額。實際上，在總成本中，除了煤炭成本外，財務成本和折舊成本也比較高。具體來看，財務 費用今年的支出為2.58億元，佔比7.7%，同比增長19.67%。

財務費用主要用於銀行長期借款和短期融資的利息。此前，針對燃煤成本與財務費用究竟誰是導致火電廠虧損的主要因素，備受坊間爭論。從上述數據來看，燃煤成本的成本為74.3%，是財務費用佔比7.7%的近10倍，也就是說，對於該電廠樣本，燃煤成本遠高於財務費用。

除去燃料成本和財務成本，第三大經營成本為折舊費，高達3.4億元，佔比10.2%。然後是維護費用，主要為機組設備運營維護、脫硫成本和原材料費等，為1.4億元，佔比4.2%。

還有人工成本，主要是職工的工資，為0.83億元，佔比2.5%，還有環保費，主要為排污費用，為0.1713億元，佔比0.5%。剩餘為其他費用，佔比0.6%。「整個成本構成中，燃煤成本佔了七成多，只有燃煤成本降下來，才會實質緩解經營狀況。」郭亮對本報表示。

火電虧損真相

按照上述成本，不難算出火電廠的盈虧情況，簡單來算，即由29億元的電費構成的經營收入減去33.4億元的經營成本，火電廠虧損4.4億元左右。

「截至11月底，我們電廠虧損了4.15億元。」該電廠負責人稱，「我們今年負債52.2億元，資產負債率從年初的95.17%提高到103.1%，增加了7.93%。」

對此，郭亮表示，「現在外界對我們有一個誤解，認為我們消極不發電，其實對於我們火電企業來講，是發電虧損，不發電更虧損。」

他告訴本報，如果僅計算脫硫成本、水資源費和消耗性燃料等可變成本，而不計算財務費用、人工成本和折舊等固定成本部分，對於火電企業確有2分多錢的邊際收益。

具 體地，該電廠目前的入爐燃煤單價（不含稅）為1042.6元/噸，電廠的平均煤耗為318克/千瓦時，以此計算，度電成本為0.332元/千瓦時，加上 17%增值稅後為0.388元/千瓦時。而目前的湖南加裝脫硫的火電上網電價為0.464元，由此計算盈利即為7.6分，然後，除去脫硫成本、水資源費和 消耗性燃料等可變成本5分錢後，邊際盈利為2.6分錢。「但這是理論上的，還要加上設備的折舊費、修理費、管理費、財務費和工人的工資，把這些算進去，我 們的度電成本就從盈利變成虧損了。」他表示，「如果我們停機不發電，僅固定成本的折舊和財務費用等算下來一年就有近7億元左右。」

本報通過上面財務的數據計算，財務費用、人工和折舊費用分別為2.58億、0.83億和3.4億，共計6.8億元。

「以 此來看，我們發電越多，這部分費用就會被更多的攤薄，按今年預計的發電90億千瓦時算，對應的固定成本約為9億元，即固定成本可折算為10分/千瓦時，如 果發電70億千瓦時的話，則度電成本則要達到12.86分/千瓦時。」郭亮稱，「所以說，電廠其實是希望多發電，只有多發電，成本才會更多的攤薄，不發 電，這9億元的成本就要白白花掉，發電還能抵消部分虧損。」

「除了煤炭價格造成的成本壓力，由於國家貨幣政策收緊，還導致銀行對於電廠貸 款帶來新的變化。」該電廠財務部負責人對本報表示，「去年銀行貸款的利息為5.8%，而且還能申請到10%的利息下浮，我們最低的貸款利息能達到 5.229%，但是今年以來，銀行四次加息，上浮10%都借不到款，企業面臨資金斷流。」

該電廠燃管部負責人也表示，「這多種壓力下的結果就是電廠的煤炭供需不穩定。我們電廠如果機組全開煤耗約為每天2萬噸，大部分時間是開三台機組，煤耗每天1.67萬噸，以此計算，截至11月底，存煤45萬噸可用24天左右。」

「但是從年內看，年初1月份電廠存煤曾一度降至5.73萬噸，也就是說可用天數僅為3天，遠遠低於10天存煤的警戒線。」上述燃管部負責人稱。

對此，郭亮表示，「煤炭企業可以一月不銷售，但是電廠不能一天不採購，這是個很尷尬的事情。」

在他看來，雖然年內湖南上調了兩次電價，但年中的2分錢調價已經被瘋漲的煤價沖抵，年底3.7分的調價和限價令，能否長期穩定煤炭價格仍需時日，「重要的是，調價只能解決一時，而不能解決煤電之間的長期矛盾」。

「拖」字當頭：大批火電項目緩建

http://www.21cbh.com/HTML/2012-2-11/5NMDcyXzQwMDg5Nw.html

在山西汾河與澮河的交匯處，一座名為侯馬的小城，冬季的嚴寒尚未散去，當地絕大多數居民卻不得不依靠鍋爐和天然氣進行取暖。

山西侯馬晉田有限責任公司（下稱「晉田熱電」）是這座小城目前僅有的一家供電供熱電廠。這家山西漳澤電力股份有限公司（下稱「漳澤電力」）的全資子公司， 只有兩台5萬千瓦的熱電聯產機組，相比侯馬市內共有約400萬平方米的供暖面積，晉田熱電僅可以勉強維持當地100多萬平方米冬季供暖面積。

「如果新的熱電廠建好了，把大暖通上，就能好不少.。」當地一名出租車司機對本報記者說。

出租車司機所說的新的熱電廠，全名為漳澤電力侯馬熱電分公司（下稱「侯馬電廠」），早在2010年4月就獲得了國家發改委的核准，屬於「上大壓小」異地新建工程。但該項目核准後建設進程就擱置了，到目前為止，這家已經停工一年有餘的熱電廠依然沒有重新開工的跡象。

記者在現場看到，侯馬電廠廠區內，大型吊車和龍門吊安靜地立在原地，地面上豎起的一束束鋼筋與場地裡的荒草一樣，無人問津。偌大的廠區裡，僅有兩名值班人員留守，從門衛室的窗口往外看去，有一副光禿禿的灰色鋼架，這也是廠區唯一一座已經搭建起的建築物。

侯馬新熱電廠的停工並非個例。來自五大發電集團發佈的各項報告均顯示，目前國內火電項目建設出現了大範圍緩建現象。剛剛過去的2011年，全國火電投資總額為1050億元，僅為2005年全國火電投資總額2269億元的一半不到。

侯馬電廠緩建樣板

對於供熱不足的侯馬市居民來說，一年多前，當地新建的漳澤電力侯馬熱電分公司（下稱「侯馬電廠」）一度給他們帶來了驅趕寒意的希望。但目前很多人都說不清楚什麼時候能建好。

本報記者瞭解到，侯馬電廠規劃建設2台30萬千瓦國產亞臨界燃煤空冷熱電機組，投產後關停晉田熱電現有的兩台5萬千瓦機組，並拆除供暖區域內88台小鍋爐。該項目總投資28.5億元，由晉田熱電投資建設。

但作為投資方，晉田熱電本身就已經常年「貧血」，大面積虧損也讓項目遲遲難以推進。

「我們從2003年投產到現在，一共虧損了4個多億。」晉田熱電副總經理孫安穩對本報記者說，「現在除了冬季供暖之外，其餘時間都是停產停機，開機就虧損。」

記者瞭解到，晉田熱電採用的是小機組，煤耗高，早在2003年煤價還未及目前高位時，晉田熱電的虧損命運就已經開始。

據本報記者瞭解，項目核准之時，晉田熱電的母公司漳澤電力尚屬中電投集團旗下的企業，所以侯馬電廠項目的銀行借貸也交由中電投集團的財務公司進行操作，但當時這筆貸款遲遲未能落實，已經獲得核准的晉田熱電又不願花時間等待銀行貸款，而是選擇盡快對新熱電廠破土動工。

但直到2010底，銀行貸款尚在辦理當中，晉田熱電的資金鏈卻已經斷裂，侯馬電廠項目也不得不就此停工。此後，銀行的貸款再也沒有了消息。雪上加霜的是，銀行還對漳澤電力的貸款採取只收不放的政策。

「銀行對項目測算的結果也是虧損，就不願意投錢。」孫安穩說，「原來計劃侯馬電廠今年上半年投產的，現在也不知道得拖到什麼時候。」

侯馬電廠項目重啟也曾出現過轉機，但截至目前，這似乎仍然只是其長期擱淺期中的一個小插曲。

去年10月28日，停牌4個多月的漳澤電力突然發佈公告，稱擬以5.56元/股的價格向山西大同煤礦集團有限公司（下稱「同煤集團」）發行6.23億股，收購同煤集團旗下多家電廠的股權。

同時，作為漳澤電力當時控股方的中電投集團和另一家股東山西國際電力分別向山西省國資委無償劃轉1.85億和1.14億股份，而這兩部分股權被山西省國資 委全權委託給同煤集團進行管理。一系列重組後，同煤集團及其一致行動人合計持股47.61%，成為漳澤電力的第一大股東。

瞭解情況的人士對本報記者透露，該方案已經獲得了國資委的批准，但還需等待證監會對此次整合的批覆。儘管如此，同煤集團已經實際上接管了漳澤電力，有傳聞稱，同煤集團將對侯馬電廠注資，讓該項目重新啟動。

「的確有這樣的傳聞，去年重組的時候同煤集團也派人來考察過。」孫安穩說。

而對於注入資金何時才能落實，孫安穩也無法給出答案。他承認，現在對新項目並沒有什麼積極性。

「建成了也是虧損，我們發電企業沒有積極性，銀行也沒有積極性。」孫安穩對本報記者說。

各大巨頭山西集體「拖建」

「跑馬圈地」、「未批先建」等類似的詞語，多年來在電力建設領域頻繁見諸報端。而如今，相比此前各地爭相上馬新項目，火電建設境況已經千差萬別。

山西省電力行業協會常務副會長李建偉在接受媒體採訪時表示，目前五大發電集團位於山西的火電項目普遍存在拿到路條而不開工建設的情況。

「一是沒錢，二是不願在火電上投錢，」李建偉說，「由於去年底五大發電集團資產負債率已超過國資委規定的85%紅線，導致全國一批待建火電項目因無錢買煤而擱置。」

與此同時，相比效益回報更為可觀的水電、風電，各大企業對火電業務的關注也驟然冷卻。

在五大發電集團山西火電廠的緩建名單中，位於山西省北部的華電集團朔州電廠也位列其中。

本報記者瞭解到，華電集團朔州電廠也屬於「上大壓下」工程。項目計劃建設2台30萬千瓦熱電聯產機組。2010年9月，該項目獲得國家發改委核准，總投資28.9億元。

來自山西官方的消息曾表示，朔州電廠要在2010年底破土動工。但據本報記者求證，時至今日，華電朔州電廠仍然無實質性進展。

2011年10月，華電集團總經理云公民曾在與山西政府官員的會面中稱，朔州電廠項目已經具備了開工條件，將盡快投建。但1個月後，除華電集團旗下上市公司華電國際以1426.83億元收購了該電廠100%的股權後，圍繞該項目的建設進展也再無更多消息。

華電國際董秘周連青在接受本報記者採訪時證實，朔州電廠現在仍未開工，還處於前期準備工作階段。

「時間是長了些，我們會盡快開工。」周連青說。

相比中電投、華電集團，國電集團霍州電廠採用的則是另一種拖延的辦法。

本報記者獲悉，國電集團霍州電廠計劃建設2台60萬千瓦機組，項目於2009年2月獲得國家發改委的核准，並在當年的4月2日就宣佈破土動工，但直到 2009年底才正式開工建設。按照原來計劃，國電集團霍州電廠將在2011年5月投產1號機組，2011年8月投產2號機組，每台機組建設工期19個月左 右。但開工已經兩年有餘，兩台機組至今仍未能投產。

一位瞭解該項目的知情人士透露，霍州電廠從一開始建設就出現了問題，「停停建建，拖著往前干。」

據本報記者瞭解，雖然目前該電廠已經開始試生產，但同時又傳出了設備出現故障的消息，「投產又要拖後兩個月。」在火電企業集體瀕臨崩盤之時，設備維修，以及延期投產的具體時間也同樣充滿了變數。

此外，在山西，同為國電集團的國電長治電廠與霍州電廠幾乎同時獲得國家發改委的核准，並於2009年4月動工，但饒有意味的是，該電廠僅上馬2台30萬千瓦機組，但整個建設工期卻足足耗時31個月。

「通常60萬千瓦的機組建設週期約18個月，30萬千瓦機組建設則只需16個月。」山西一家電力企業人士對本報記者說。

孫安穩稱，電廠工期拖延由多種原因造成，比如現場出現特殊情況、設備供應延誤、設計單位的圖紙修改、資金不到位等，任何一個環節出現問題都會造成工期的拖延。所以，很難判斷髮電企業是在主觀上故意拖延工期。

但值得注意的是，當發電企業虧損超過了一定額度，延緩在建項目則無疑是儘可能減少虧損的自保之舉。

「如果電廠建設貸款有20個億，拖一年就多1個億的財務成本。」孫安穩說，「但如果投產的話，算上燃料成本就能虧3個多億，多拖一段反而會少虧點兒。」

與其他四大發電集團相比，作為全國發電量最多的發電企業，華能集團似乎算是五大發電集團進軍山西的「另類」。其左權電廠於去年10月20日獲得國家發改委 的核准，建設兩台66萬千瓦間接空冷燃煤發電機組，兩台機組分別在去年12月和今年1月就已投產。資料顯示，華能左權電廠在2010年3月開工，每台機組 建設週期僅為18個月。

山西省電力行業人士對本報記者表示，五大發電集團之中，華能集團在山西的裝機容量最小，此前只在山西有一座榆社電廠，裝機容量僅80萬千瓦。因此，為搶地盤，華能集團不得不在山西盡快上馬新的項目，這種情況對於目前火電投資建設現狀不具有代表性。

火電困局波及全國

不僅僅是在山西

火電項目建設放緩缺錢或是主因

http://www.21cbh.com/HTML/2012-6-14/4NNDE3XzQ1MzQ4Nw.html

今年以來火電項目建設放緩，地方和企業普遍存在「爭路條積極，推進前期工作放緩；爭核准積極，開工建設放緩」的問題。這是《第一財經日報》記者昨天從2012年全國電力迎峰度夏新聞發佈會上獲得的消息。

國 家發改委經濟運行調節局副巡視員魯俊嶺在發佈會上表示，今年以來火電項目建設矛盾十分突出。今年前4月火電項目完成投資208億元，同比下降29.3%。 已核准項目有三分之一建設進度滯後，新投產容量大幅下滑。迎峰度夏前僅可投產約1800萬千瓦，較常年減少約五分之一。

此外，目前已同意開展前期工作的火電項目規模達到1.2億千瓦，為歷年同期最高水平，但其中55%的項目前期工作時間已超過20個月，遲遲不能具備核准條件。「上述情況如不及時扭轉，將影響電力工業長期穩定發展。」 魯俊嶺說。

火電企業今年的「消極怠工」情況極為罕見。國家能源局電力司副司長郝衛平說，今年出現的火電建設放緩情況是前幾年都沒有出現的。

對於火電項目建設滯後的原因，魯俊嶺將其歸結為「火電企業虧損、融資困難、電力需求增幅下滑等因素」所造成的。

「缺 錢」已成為火電企業的關鍵詞。Wind資訊數據顯示，截至6月12日，電力行業共有11家公司公佈了2012年半年報業績預告，超七成公司虧損。其中黔源 電力首次出現虧損，長源電力上半年虧損最多，達1.4億元至1.85億元。此外，國投電力上半年業績也預減，利潤或將下降50%以上。

解開華電福新(816)火電業務的疑惑(上) stockbisque

http://stockbisque.wordpress.com/2013/04/15/fuxin_doubt_on_fire_power1/

火是赤色的，所以見到標題令筆者想起梅豔芳的老歌「赤的疑惑」。

華電福新(816)「赤的疑惑」主要源自每日經濟新聞的一篇報導[去閱讀]及報導中所提及博客歲寒知松柏的見解 [去閱讀]。筆者無意挑剔每日經濟新聞或歲寒知松柏，筆者原意是鼓勵多方面分析，從以提高小投資者的研究興趣/水準。我們小投資無財無脈(人脈的脈)，唯有在分析上面下多點功夫。利益申報：如前幾個星期所述，筆者持有一萬股華電福新。

【疑惑1】 煤價下跌、上網電價微升的背景下，行業的盈利普遍顯著好轉，但華電福新火電業務盈利背道而行：火電業務全年收入達44億元，同比增7.2%，但經營利潤同比下滑4.2%，為6.28億元。

要解開疑惑1，首先要分析：
(a) 煤價下降與華電福新煤成本的關聯
(b) 華電福新火電業務為何沒有跟同業上升

(a)煤價下降與華電福新煤成本的關聯
[1]煤價走勢
近年煤價的波幅頗大。2009年下半年以來，受市場需求、天氣、運輸等因素影響，部分地區出現供應緊張情況，煤價出現較大的漲幅。隨著中國及全球經濟開始復甦，煤炭價格於2010及2011年持續上漲。而在，2011年10月上旬5,500大卡市場動力煤最高價格高達865元/噸。

以免電煤價格過快上漲，電企難以承受，發改委在2011年12月規定自2012年電煤重點合同價上漲幅度不得超過5%及發熱量5,500大卡的電煤港口平倉價最高不得超過每噸800元(連稅)。進入2012年，受國家宏觀經濟和行業調整影響，社會用電需求增速放緩，電煤供過於求的局面，煤炭價格最低價接近630元/噸。

根據交銀國際資料，環渤海5,500大卡動力煤及秦皇島 5,000 大卡動力煤2012年每噸平均價分別為:$704.2及$701.3，與2011年比較跌幅分別為13.8%及14.4%。

[2]華電福新的採購煤價
華電福新2012業績公佈中沒有披露採購煤價是多少，但2012年中報顯示可門電廠入廠標準煤(即熱量為7,000大卡)價為731.0元/噸，較去年同期下降14.0元/噸，同比下降了1.9%。如果論跌幅，確實是比13.8%/14.4%低很多，但有兩點要注意。

1. 華電福新入廠煤價遠低於市場報價：華電福新每噸$731.0入廠標準煤如以熱量值化為5,500 大卡，每噸價格為$522.1，遠低於秦皇島全年平均約七百多元的報價。(為何會有這個情況？筆者不太熟悉煤炭行業，唔知是否跟市場煤和合同煤有關。)

2. 除了在2012年採購煤價遠低於市場報價，其實在2011年採購煤價也與市場背道而行。2011年國內煤價是處於頗高及處於升勢，但有趣的是華電福新標準煤採購平均價格不升反跌，從2010年的每噸$757.3降到$728.0，降幅為3.9%。由於華電福新的煤價已經在2011年降了，這多少解釋為何2012年降幅只得1.9%(以2012年上半年計)。

華電福新2011年煤價不升反跌是個有趣的現象，不知是否因上市前要做靚火電份業績有關，所以就以優惠價格賣煤給華電福新？另一個解釋：可能，華電福新可門電廠在2011通過大量摻燒印尼低價褐煤拉低整體煤炭成本(以筆者所知漳平電廠2012年才開始摻燒印尼褐煤)。

[3]同業也不完全受惠煤炭市場價下跌
翻查香港和國內上市公司的2012年業績，筆者發現火電企業沒有完全受惠煤炭市場價下跌。
1. 華潤電力(836)指出秦皇島 5,500 大卡山西優煤從2011年底的805元/噸下降到2012年底的620元/噸，降幅達23.0%，但發電單位燃料成本只下跌了7.9%。(註：發電單位燃料成本下跌主要有兩個因素：1. 單位煤耗減少 或/及 2.入爐煤價下降。)
2. 華能國際(902)指出在2012年公司發電所用的天然煤價減少4.09%，(從2011年的每噸548.62元下跌到2012年的526.25元)
3. 大唐發電(991)指出在2012年公司發電所用的標準煤平均價格較2011年每噸下跌28.22元。假設2011年標準煤(7,000大卡)價為750元，2012年跌幅只有3.8%。
4. 河北建投能源投資股份(000600，新天綠色(956)的姐妹公司)：2012 年公司平均綜合標煤單價762 元/噸，同比增長 2.01%。
5. 國電電力發展(600795) 2012年公司標煤(29,271.2 千焦/每千克)單價為 634.09 元/噸，同比降低 36.17 元/噸，下降5.4%。

另外， 華電國際(1071) 及中國電力國際(2380) 的2012年業績沒有提供平均煤價資料。

綜合以上五家公司資料可以發現(1)在2012年電企的煤炭採購價格跌幅少於秦皇島的市場煤價跌幅;(2) 華潤電力自己有煤炭業務，所以發電煤價跌幅較其它公司的大。至於採購價格跌幅較市場煤價少的原因是否跟合同煤有關需要另行研究。

此外，若把以上公司的採購煤價轉為標準煤(7,000大卡)以作比較，可以發現華電福新可門電廠每噸731.0元的標準煤價格在同業當中算是屬於低水平的。

小總結：華電福新2012年採購煤價降幅較同業少，但論每噸價格其實是屬於行業較低的水平。由於華電福新2011年的採購煤價屬於已經偏低，所以2012年降幅才較少。

(b) 華電福新火電業務為何沒有跟同業上升
華電福新煤炭每噸成本處於行業較低水平，所以大概可以排除了煤價影響華電福新的火電盈利。

有博客懷疑華電福新虛減第四季度火電利潤(該博客推算出第四季度火電虧損1.3億元！)以補償大股東轉讓可門二期，他的推算是基於一些假設的，而筆者覺得那些假設有點問題。

1. 售出福建可門港物流而獲得的$131,800,000利潤是一次性特別收入，所以如比較上、下半年或第四季度盈利時應該扣除。

2. 政府補助 $139,190,000不該計入火電收入，一來在2010年政府已經作出$135,000,000一次性(one-off)落後產能淘汰補貼給永安電廠及漳平電廠，而2009年後華電福新再沒有電廠被淘汰；二來隨著風電發電量增長/風機裝機容量擴大，增值稅退稅會有增加，那$139,190,000政府補助有相當部分應該歸風電業務。

3. 一般來說第四季雨水偏少，但以福建2012年第四季來說雨水特別多(這點筆者在幾個月前也談過，見下圖)，由於福建用電需求沒有什麼升幅和替代效應(substitution effect)，第四季火電發電量自然減少(其實第四季火電發電量沒有顯著減少，見下文)、盈利減少。

此外，非經常性維修及維護費用也會降低火電盈利。根據招股書，按照機組每五年大修一次的計劃，可門電廠兩台機組應在2012年進行大修；當中，2號機組已在2012年4月進行了400多人、20多天日以繼夜的大修。此外，綜合長城網及華電集團資料，可門電廠及可門二期從2012年9月尾至10月中一次過進行“秋檢”及“500KV線路改造”，動員300多人，24小時輪班。從動員的規模來看，這次的維修及維護費用應該不菲！華電福新2012年中期及全年維修和維護開支分別為$66,590,000及$283,071,000，下半年的開支確實不少(大修費用可能在下半年才入數)。而且，大修及改造檢修期間不能發電，是一個雙重損失。

** 如有讀者知道一個600MW電廠做五年一次大修所需的費用，請留言。**

從下表季度發電量來看，第四季火電的發電量也不錯，而且高過首兩季的平均數。

2012年下半年火電經營利潤($368,855,000)，盡管有額外的維修及維護支出，其實也跑贏上半年($127,734,000)。

比較2011年火電業務數據(下表)，可以發現2012業績倒退4.2%主要是間接成本(indirect cost)增長高於新增盈利。這大概解釋了為何火電業務較同業差的原因。

待續 …

解開華電福新(816)火電業務的疑惑(下) stockbisque

http://stockbisque.wordpress.com/2013/04/15/fuxin_doubt_on_fire_power2/

…續前文

【疑惑2】 可門二期2013年利潤特好，有博客指出2013年1月單月利潤超過0.5億元 (人民幣•下同)[，4.3億元的收購價折合PE不足1倍。為報答母公司，華電福新有意虛減火電的利潤。

華電集團網頁有以下資訊：“根據福建華電可門發電有限公司1月份快報測算，該公司2013年1月份實現利潤超億元，單月盈利超過2011年利潤總額。這是該公司有史以來單月盈利最高紀錄，不但實現了開門紅，也預示著2013年將是可電公司最紅火的一年。…1月，可電公司完成發電量12.7億千瓦時。”

根據這個信息，12.7億千瓦時獲利潤超過1億元，折算每千瓦時(即每度)電利潤為$0.0787。華電福新平均上網電價(不含稅)為0.3803元/千瓦時。筆者估計(假設每噸入廠標煤價為$720)華電福新每度電上網成本(包括：燃料成本、折舊及攤銷、員工成本、維修和維護、行政開支)最低、最低也要$0.29~0.30，所以前文的“實現利潤超億元”應是經營利潤，不包括財務費用、特殊項目和所得稅。筆者猜測(是guess，不是estimate，所以不要信足)，在理想的情況下，2013年可門全年可賺5億元，而可門二期佔一半可賺2.5億。

有一個2012年數據供讀者參考：“截至2012年12月31日，福建可門發電公司(即一期加二期)累計完成年度發電量124.58億千瓦時，實現盈利2.73億元”。

小總結：4.3億收購價折合PE(2013年)約1.7倍，但收購價不僅單看PE值。

* * *

華電福新4月11日最新的公報[去閱讀]是：
1.  轉讓可門二期100%股權的代價為$413,101,200。
2.  2012年，可門二期除稅及非經常性項目後利潤為$52,626,764； 2011年為$110,406,544。
3. 於2012年底，可門二期資產淨額有$261,966,952，較2011年底增加$202,626,764
4. 在交易完成日止期間前，可門2期收益歸華電集團所有。

綜合以上，今次轉讓可門二期100%股權的代價算合理吧。2011年1月轉讓給母公司時代價是$206,500,000，現在可門二期資產增$202,626,764， 兩者合共$409,126,764，與$413,101,200轉讓代價相若。而在交易完成日止期間前，可門2期收益歸華電集團也算合理。

總結
2012年煤價跌幅顯著，以秦皇島 5,500 大卡動力煤為例，平均下跌約14%。但發電企業採購煤價跌幅只有1.9%~7.9%，個別公司採購價更微升。華電福新入廠標準煤價跌幅只有1.9%(2012年中數字)，跌幅算少，但以每噸價格計算屬於行業較好的水平。

撇除福建可門港物流一次性性收入，華電福新火電2012年下半年盈利遠較上半年好，而不是如某些媒體所說的倒退。與2011年比較，華電福新2012年火電業務盈利確是有所下跌，跌幅為4.2%，但下跌主因為五年一次的大修費用和新增兩台燃煤機組(合共600MW)。

與同業比較，華電福新的燃煤機組相對 “年青”(除了邵武燃煤機組外)、單位耗煤量和廠用電量較低，長遠來說華電福新火電業務的效能應該不錯。可門電廠設有煤炭碼頭，而近年海運費用處於較低水平及印尼煤價較國內的廉易，該電廠的煤炭成本應該有相當競爭力。

初步來看，$413,101,200轉讓可門二期的代價也算合理(細側要看日後的財務顧問)。作為重點煤電港綜合項目，完成收購後，可門電廠或會有新一輪的發展。

華電福新：中報受益火電，未來看點在風光核電 歲寒知松柏

http://blog.sina.com.cn/s/blog_627a300f0102e83t.html
 火電暴利與風水電略減

    華電福新在報表進行追溯調整後，中報利潤同比增長28%到8.54億元，EPS11.21分，動態PE約9倍，PB1.3倍。若扣除2012年出售可門物流公司的一次性收益1.3億元，以及CDM收益減少的1.1億元，經營利潤實際增長了1倍。

    分季度來看，1季度利潤為2.24億元，2季度6.3億元，環比增長近2倍。考慮到2季度可門二期的並表影響，追溯調整後1季度利潤可能是3.2億左右，而2季度為5.3億，環比增長6成。

    分業務來看，水電由於去年是特豐年，今年來水相對還算不錯，利潤由去年的7.3億降到5.8億，同比下降2成；風電利潤從去年的3.2億下降1成到2.9億，若扣除CDM收益影響，風電利潤同比增長40%，與裝機容量增長近4成和上網小時增加8%基本匹配；分佈式能源利潤持平，但發電量猛增了6倍到4億度。

    公司的利潤增長全部來自火電，由去年的虧損0.9億元變成盈利5億元，盈利的主要原因是煤炭價格勁挫2成。另一個原因是去年底有600MW的火電裝機並網，這與它的收入增長2成相對應。

     可門二期收回與利潤的不正常波動

    由於今年6月底公司收購了可門火電二期，故公司對去年同期的報表數據進行了追溯調整，但第3頁煤電發電量由去年的44億度增長91%到今年的84億度應該是沒有進行追溯調整的，這導致大家對報表理解產生歧義。

     2013年4月11日的關聯交易公告披露收購可門二期的對價是4.13億元，中報倒數第2頁披露的實際支付價款是6.11億元，這相差的2億元，即是今年上半年按收購合約規定應歸屬於大股東華電集團擁有的可門二期利潤。

     若以此推算，可門一二期2.4GW權益裝機合計的半年利潤約為4億元。而其它1.5GW的火電合計利潤只有1億元，盈利能力似乎太差。

     華電集團曾在2月7日的新聞簡報裡稱，今年1月份可門公司單月發電12.7億度，利潤超過1億元。從3月19日的新聞簡報看，可門公司一季度和上半年的月均發電量水平應與1月份差不多，半年發電估計為70億度，故半年利潤就可達到5億元以上。而非可門公司的1.5GW火電基本沒有貢獻利潤，發電量也只有15億度左右，僅為可門2.4GW的2成多。

    不論用哪種方式推算，非可門公司的1.5GW火電，其收入和利潤都低得有些不太正常。

     5月底公司因其有短期融資債券而發佈了一季報，利潤同比下降近半到2.24億元，扣除去年同期的一次性收益後基本持平，業績差過市場預期，完全沒有反映出今年火電的暴利。聯繫到去年4季度火電單季離奇虧損，這讓我們頗感詫異。故其火電的真實盈利情況，還需要再觀察一二期財報。

     資金緊張，將有增發需求

     公司的資產負債率由年初的79%上升到了81%，借款由366億（追溯調整前344億）上升到388億元，手持現金僅28億元，淨債務資本率由年初的267%上升到了281%，處於明顯偏高的水平。

     公司的應收應付款同比增長了一倍以上，但中報卻沒有對這個異常的增長率進行解釋。其中，應收賬款和票據由去年的29億增長到了目前的53億，賬齡高達5個月。公司說電網給的賬期一般是發票後15-30內到期，只有可再生能源電價補貼結算時期較長，但都沒有壞賬風險。

     我們知道，可再生能源電價補貼是指風光電上網價與當地火電上網的價差，即只是風電和光電收入的一部分。公司上半年風電總收入為13.4億元，其它清潔能源3.3億元，故其差價補貼半年合計不到10億元，而公司又自稱正常售電金額的賬期只有15－30日，那麼高達53億元的應收賬款和票據，又是怎麼計算得來的，賬齡到底是多久呢？

     公司半年的經營活動現金淨流入為35億元，資本支出35.6億元，基本能持平。但由於往來佔款規模龐大，考慮到未來在風電和光電上的繼續投入，我們推測公司增發股票融資的意願會比較強烈。

     全年利潤可增長5成到15億元，明年核電可期

      由於去年下半年火電業績很不理想，其中第4季度單季還離奇虧損，而今年上半年火電的利潤明顯偏低，再聯繫到今年夏天持續的高溫天氣，我們有理由相信今年下半年火電業績在增加了1.2GW的可門二期後，同比將錄得大幅增長。

      去年下半年風電業務的CDM收益只有0.2億元，由於今年風電裝機增長了4成，所以今年下半年風電業務的利潤同比也有望錄得增長。

      若水電和其它清潔能源業務同比基本持平，那麼全年利潤有望增長5成到15億元，EPS約為0.25港元。

      按中報展望，風電在年底將達到3400MW的控股裝機，比年初的2700MW增長700MW或20%，這將是公司明年利潤的主要增長點。

      其它清潔能源（太陽能及分佈式能源等）儘管今年發電量增長了6倍，但由於基數尚小，故短期還難以貢獻利潤。

      公司參股39%的福清核電項目，共4台各1000MW的機組，第一期1000MW有望在明年投入運營，我們預計年淨利可達3億元以上，拉動整個公司利潤增長2成，這將是公司明年和未來幾年的主要增長點。

火電股為什麼不漲 壁虎投資

http://xueqiu.com/2466651802/25492801
煤炭供需逆轉，火電股上半年業績暴漲，可股價缺和煤炭股一樣暴跌。這是為什麼。
市場的擔心：
1. 下調電價，從6月份就開始不斷有消息出來，可不見行動，估計最早也的明年。
                     問題是真能下調嗎，什麼東西的價格都在漲。
2. 經濟下滑，用電量減少，上半年確實如此，下半年已經恢復。可經濟再差，用電量也不至於負增長，而且經濟下滑，煤炭價格一定下降的更快。
3.火電污染，這個一直在治理，我想更大的污染在於汽車尾氣等。火電應該是治理比較好的。珠三角，長三角，京津冀未來不在新建火電。對這些地區的火電應該是利好吧（廣州發展，寶新能源，申能股份，京能熱電，內蒙華電）
4. 利率上升，這個需要區別對待，對一下負債高的有影響，對一下資金充裕的影響不到，（廣州發展，申能股份，內蒙華電）都在做回購。
可以說，市場的上面這些擔心，都不是大問題。最好的利好在於：
1.煤炭供需逆轉，煤炭價格未來不太可能上漲了。
2.珠三角，長三角，京津冀未來不在新建火電。對這些地區的火電應該是利好
3.廣州，上海，北京這些大城市未來的電力需求一定是增長的。基本沒有重工業，城市人口增長。未來要大搞電動車
4.大股東在回購。
所以看好廣州發展，寶新能源，申能股份，京能熱電，內蒙華電。在三季報應該有個很好的業績。

我為什麼看好火電股 charliezhai

http://xueqiu.com/5252526603/25825990
這周股市大跌，在我胡說八道之前，請允許我先抹去辛酸的淚水。
進入正題，火電股自六月大跌以來，一直未恢復元氣，股價低迷，交投清淡，真是慘不忍睹啊！難道火電股真的沒有投資價值，就值這個價嗎？我看未必。
我們先看估值
目前@華能國際 、@華電國際 、@國電電力 等2013年動態市盈率也就6-10倍，可以和銀行比肩了吧，PE顯著低估，當然，有人說火電盈利不穩定，不能拿PE進行估值。如果將火電股看作強週期股的話，目前火電股的PB大約在1-1.5倍之間，也不能算高估吧。當然，如果拿重置成本看，華電國際每千瓦裝機市值僅為790元，華能國際為1300元，而目前燃煤機組投資成本在3500元左右，如果你能在成本價1/3的價格買到一個火電廠，大概做夢也會笑醒吧。不知道托賓如果發現這個估值他會買麼當然，股價除了看估值，還要看預期，那麼我們再分析下預期好了。
火電廠的盈利主要受三個因素影響，即上網小時數，煤價，電價。先分析下上網小時數吧，上網小時數主要和市場需求是保持一致的，由於電力不可儲存性，因此電力的供給需求常年是保持一致的，在我國實際情況就是電力需求和經濟發展程度保持一致，經濟增速快，上網小時數高，慢，上網小時數低，目前火電上網小時數還是比較穩定的，除非經濟嚴重下滑，工業用電量需求銳減，會造成上網小時數的大幅下降，當然，這種情況比較極端，一般不會出現，如果出現了會造成火電企業利潤大幅下滑，不過我覺得這種情況下別的股票也好不到哪去吧。
再看煤價，煤炭去年結束了黃金十年，目前煤價低迷，供給大於需求，煤炭企業叫苦連天，這種情況會有改觀嗎？我認為短期內，即1-2年很難有大的變化。供給與需求決定了價格，煤炭的供給彈性很低，新增的產能由於高昂的固定成本（採礦權付出的成本，設備成本）無法在短期內消退，就是說不生產巨虧，生產少虧，因此煤炭產業去產能化是個漫長的過程，並且還有進口廉價煤的衝擊，煤價在未來很難出現逆轉，當然可能會有一定的反彈。這就決定了火電廠的燃料成本不會出現大幅上漲了。
再看上網電價。目前市場認為壓制火電股的估值主要原因就是對未來電價調整的不確定性。大家都預期在年底會進行煤電聯動，繼續下調上網電價。領導的想法誰會懂呢？我就不妄加猜測了，但是會大幅下調上網電價嗎？我看不見的。煤電聯動本來就是個畸形的產業政策，完全不符合市場競爭機制，目前發電行業上游是市場化，下游是政策化，如果大幅下調電價，在影響電力企業利潤的同時只會給目前處於供求關係劣勢的煤炭行業再次帶去災難，而不是幫助其復甦，我相信領導在制定政策時肯定比我英明神武多了。
再胡說八道幾句，據說18屆三中全會會對電網體制改革定調，大用戶直供，後期輸配分離，實現政府管制的合理利潤輸配電價，這是火電行業發展的大大的政策紅利。在火力發電企業管理，財務報表分析方面，有空我再談談。
拋磚引玉，想法很不成熟，但希望能引起大家的討論。另本人不持有任何火力發電股，本文也不是投資建議。
下面的三個圖是一個典型電廠的成本分析和對煤價及上網小時數在成本中佔比的分析，供大家參考。
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