大唐发电(601991)：最受益于天然气大发展的投资标的0104.ppt

,裘孝锋,公司研究报告 电力行业,2012 年 01 月 04 日,最受益于天然气大发展的投资标的,大唐发电（601991.SH）,推荐,首次评级,投资要点：,合理估值区间 7-7.5 元,火电复苏、天然气大发展。公司立足发电业务，积极向上游争取煤炭资源，并利用煤炭资源大力开拓煤制天然气业务。公司的战略布局即将进入收获期，在“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动下，2012-2015年公司业绩有望持续爆发。近看火电：火电行业孕育着趋势性回升。上网电价上调、煤价回落、“煤-电产业”再平衡是推动火电行业盈利能力回升的三大理由。公司火电业务弹性大。公司以火电业务为主，具有明显的规模优势、区位优势和煤炭控制力强的优势，可以充分享受高电价、高利用率、低煤价带来的收益。远看天然气：我国天然气迎来量价齐升的大发展时期，低成本气源公司有望享受超额收益。到 2015 年我国天然气消费量将达到 2600 亿方左右，天然气“市场净回值”定价将使低成本气源有望享受超额收益。公司是最受益于天然气大发展的投资标的。克旗和阜新两个年产 40 亿立方煤制天然气今年 6 月开始分期逐步投产，保守估计完全达产后贡献业绩 0.45 元。两个项目的优势是：天然气“市场净回值”定价改革启动，公司拥有锁定低成本气源而受益最大；两项目具有生产地贴近消费地的优势（克旗供应北京；阜新供应沈阳及周边），自建管道通吃高气价；原料来自公司控股的胜利东二煤矿，生产成本低。持续成长性和资源禀赋突出，估值低。“火电复苏、天然气大发展”双,分析师：（8621）2025 2676：执业证书编号：S0130511050001邹序元：（8610）6656 8668：执业证书编号：S0130511020009王强：（8621）2025 2621：wangqiang_执业证书编号：S0130511080002特别鸣谢周然：（8610）6656 8494：从业证书编号：S0130111090279对本报告的编制提供信息,轮驱动公司业绩持续爆发，我们预计 2011-2015 年公司的每股收益分别为 0.11 元、0.34 元、0.5 元、0.74 元和 0.93 元。我们给予公司 2013年 15 倍的估值水平，合理估值 7.5 元。公司是最受益于国内天然气大发展的投资标的，我们给予“推荐”的投资评级。主要风险因素：（1）煤炭成本上涨超预期；（2）煤化工项目推迟投产。主要财务指标,市场数据A 股收盘价(元)A 股一年内最高价(元)A 股一年内最低价(元)上证指数,时间 2011.12.305.167.634.342199.42,2009A,2010A,2011E,2012E,2013E,市净率,1.65,营业收入(百万元)收入增长率归属净利(百万元)净利增长率,4794330%147980%,6067227%247467%,7350421%1432-42%,8835720%4558218%,9983813%660645%,总股本（万股）实际流通 A 股（万股）流通 A 股市值(亿元)相对上证综指表现图,1331004899436686.80,摊薄 EPS(元),0.11,0.19,0.11,0.34,0.50,30%,成交金额,大唐发电,上证综合指数,500,20%,450,PE(X)PB(X),80.164.55,32.392.61,46.471.75,14.601.60,10.071.42,10%0%,400350300250,-10%,200,ROIC总资产周转率,3.03%0.28,3.71%0.31,3.28%0.33,5.39%0.37,6.30%0.40,-20%-30%-40%,150100500,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部资料来源：Wind 资讯，中国银河证券研究部,证券研究报告,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明,公司深度研究报告/电力行业,投资概要：,驱动因素、关键假设及主要预测：,（1）机组利用率：受益于服务区用电需求稳定增长，电源供给增速低两因素，公司,2011-2013 年发电机组利用率的变化幅度分别为 8%、6%和 2%。,（2）上网电价：因电价上调，和华东、华南地区售电比例提高，公司 2011-2013 年上网,电价的变化幅度分别为 5.6%、8%和 0%。,（3）煤价：受煤价上涨和区域耗煤结构变化影响，公司 2011 年-2013 年煤价均价变化幅,度分别为 16%、2%和 0%。,（4）天然气：克旗煤制天然气项目的完全成本约为 1.0 元/方，阜新煤制天然气项目的完全成本约为 1.3 元/方。保守假设 2012-2015 年公司煤制天然气含税实现价格分别为 2 元/立方米、2.15 元/立方米、2.3 元/立方米、2.45 元/立方米；克旗煤制天然气项目 2012-2015 年的产量分别为 5、22、35 和 40 亿立方米，阜新煤制天然气项目 2012-2015 年的产量分别为 0、10、20 和 35 亿立方米；保守估计完全达产后贡献业绩 0.45 元。,（5）多伦煤化工：达产后每年贡献 0.1 元每股收益，目前开工不稳定，尚没转固，暂不,计入盈利。,我们预计 2011-2015 年公司每股收益分别为 0.11 元、0.34 元、0.5 元、0.74 元和 0.93 元。,我们与市场不同的观点：,市场认为公司发电业务的业绩弹性小，且估值与同类公司相比偏高。,我们的不同观点是：市场没有充分看到公司的资源禀赋和天然气大发展为公司带来的持续收益。公司天然气业务从 2013 年开始逐年爆发，持续成长性超越同类公司，应享有更高的估值水平。而且公司目前业务以火电为主，且具有区位优势，可以分享火电复苏的收益。,估值与投资建议：,我们预计 2011-2015 年公司的每股收益分别为 0.11 元、0.34 元、0.5 元、0.74 元和 0.93 元。公司最大的看点是天然气业务从 2013 年开始逐年爆发，公司持续成长性超越同类公司，资源禀赋佳，公司应享有更高的估值水平。我们给予公司 2013 年 15 倍的估值水平，合理估值 7.5元。“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动公司业绩持续爆发。公司是最受益于国内天然气大发展的投资标的，我们给予“推荐”的投资评级。,股价表现的催化剂：,（1）2012 年一季度天然气价格上调。,（2）2012 年中期克旗煤制天然气项目投产。,（3）2012 年第二季度煤价下跌。,主要风险因素：,（1）煤炭成本上涨超预期。,（2）煤化工项目推迟投产。,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,公司深度研究报告/电力行业,目 录,一、受益于火电复苏、天然气大发展.1（一）多元协同发展战略进入收获期.1（二）“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动业绩持续爆发.2二、发电行业复苏：火电盈利能力回升.3（一）电价上调.3（二）煤价下跌.3（三）“煤-电”产业再平衡.4三、公司坐拥区位优势 尽享火电复苏.4（一）规模优势突出.4（二）享受高电价、高利用率.6（三）综合煤价平稳.8（四）电价、煤价、利用率敏感性分析.8四、掌控资源：积极向上游煤炭领域扩张.9五、我国天然气迎来量价齐升的大发展.12（一）我国天然气消费快速增长.12（二）进口气倒逼、供气方式趋复杂，催生“市场净回值”定价.13（三）天然气“市场净回值”定价试点，进度超预期.16（四）天然气发电占天然气利用比例将上升.18六、公司两个煤制天然气项目将享受超额收益.20七、多伦煤制丙烯项目达产能贡献约 1 毛业绩.23八、估值分析与投资建议.24（一）盈利预测.24（二）估值分析与投资建议.24插 图 目 录.27表 格 目 录.27,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,1,公司深度研究报告/电力行业,一、受益于火电复苏、天然气大发展,（一）多元协同发展战略进入收获期,公司发展战略定位于：以电为主、多元布局、效益优先、协同发展。公司致力于成为具,有较强发展能力、盈利能力和竞争能力的国内领先、国际知名的综合能源公司。,长期以来，公司实施“以电为主，多元协同”的发展策略，在电源结构以及产业结构的多元化扩展上，取得了长足进展：电源结构进一步优化；发电、煤炭、煤化工、交通、循环经济等业务板块不断扩展。,图 1：以电为主，多元协同的发展战略,资料来源：公司网站，中国银河证券研究部,1、发电业务,优化发展火电，大力发展水电，积极发展核电。公司坚持以市场优势地区、资源优势地区、政策优势地区为重点，不断优化机组结构和发电结构。截止 2011 年上半年公司管理装机容量为 3725 万千瓦。,2、煤炭业务,公司以稳固产业链源头为目标，择优择机投资建设煤炭项目，保持适度从快的发展速度。内蒙古胜利煤田东二号矿是公司以电为主、多元协同战略中重要的能源基地。,3、化工业务,按照稳健发展煤化工的原则，公司按照实验一个、成熟一个、推广一个的原则，实现煤化工产品向规模化集中，项目向基地化集中，技术向系列化集中，布局向煤炭资源集中，努力开创新的利润增长点。,设计规模为年产 40 亿立方米天然气的克什克腾煤制天然气项目是我国首个经国家核准建设的煤制天然气项目。与克什克腾煤制天然气项目设计规模相当的辽宁大唐国际阜新煤制天然气及输气管线工程也成为全国煤化工示范项目。,4、运输业务,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,2,公司深度研究报告/电力行业,公司始终按照参股建设、配套发展、提供保障的原则，参与铁路、港口、航运建设，与,社会相关方形成紧密的战略合作伙伴关系。,随着一系列煤制天然气、煤炭项目的投运，公司的产业布局正在从初具规模阶段向成熟,收获阶段迈进。,图 2：大唐发电发展进程,资料来源：公司网站，中国银河证券研究部,2008-2010 年，多元产业整体布局阶段，投入期：电力主导产业不断发展，煤炭、煤化工,产能达到一定规模，非电产业开始为公司整体经营提供利润回报。,2011-2012 年，多元产业初具规模阶段，建设期：发电主业重要地位进一步加强，公司多,元产业布局初具规模，煤化工项目陆续投产，物流产业链基本形成。,2013-2015 年，多元产业成熟阶段，收获期：发电结构更加优化。能源物流产业趋于完善，实现煤炭运输通道的稳定可靠。煤制天然气项目开始贡献丰厚利润。多元产业成熟。,（二）“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动业绩持续爆发,公司立足发电业务，积极向上游争取煤炭资源，并利用煤炭资源大力开拓煤制天然气业务。在“火电复苏、天然气大发展”双轮驱动下，2012-2015 年公司业绩有望持续爆发。从业绩释放的节凑看，近看火电（2012-2013），远看天然气（2013-2015）。,近看火电：火电行业孕育着趋势性回升，公司尽享火电复苏收益，业绩弹性大。上网电价上调、煤价回落、“煤-电产业”再平衡是推动火电行业盈利能力回升的三大理由。公司以火电业务为主，具有明显的规模优势、区位优势和煤炭控制力强的优势，可以充分享受火电行业复苏的收益。,远看天然气：公司是最受益于天然气大发展的投资标的。公司多年来的煤化工产业布局即将进入收获期，克旗和阜新两个年产 40 亿立方煤制天然气今年 6 月开始分期逐步投产，将推动公司业绩持续爆发。两个项目的优势是：天然气“市场净回值”定价改革启动，公司拥有锁定低成本气源而受益最大；两项目具有生产地贴近消费地的优势（克旗供应北京；阜新供应沈阳及周边），自建管道通吃高气价；掌握煤炭资源，生产成本低（公司控股的胜利东二煤矿为主要原料来源）。,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,3,公司深度研究报告/电力行业二、发电行业复苏：火电盈利能力回升（一）电价上调上网电价上调的影响最显著和直接。12 月 1 日起全国火电上网电价上调，平均上调幅度2.6 分/千瓦时，上调幅度约为 6.5%。12 月起，火电企业已经开始享受上网电价上调的收益。如果煤价进一步上涨，则 2012 年第二季度再次上调上网电价将是大概率事件。同时，电价体制改革的主题将贯穿 2012 年全年，这也是电力投资机会的终极体现。图 3：电价上调与下水煤煤价走势（现阶段电价上升，下水煤价下跌）,(元/吨),全 国 平均上网电价,大同优混,1100950800650500350200,08年 7月涨 约 2分,08年 8月涨 约 2分,09年 11月涨约 0.2分,11年 4月涨 约 2分,11年 12月涨 约 3分,0.440.420.400.380.360.340.32,08-01-02,08-07-02,09-01-02,09-07-02,10-01-02,10-07-02,11-01-02,11-07-02,资料来源：中电联，中国银河证券研究部图 4：2011 年 12 月各省市调价幅度,0.60,调 整 前上网电价,上 调 幅度,上 调 比例,24%,20%0.4516%,0.30,12%,8%0.154%,0.00,0%,资料来源：发改委，中国银河证券研究部（二）煤价下跌煤价回落概率大增。在目前发电公司的成本结构下，煤价变动对火电行业盈利能力的影响远超机组利用率影响。虽然近期煤炭紧张的状况依然存在，但是随着用电需求增速的回落，电煤需求出现疲软迹象。由于不同地区的电价不同，各地电厂对煤价的承受能力也不同。因此，在考虑到运输成本和运力状况的情景下，煤炭供给存在有效半径，煤价区域性特征明显。由于沿海下水煤有效供给半径大，运输成本相对透明，供给方竞争相对激烈，因此我们判断下水市场煤的降幅最确定，也最早。从 12 月的下水煤价表现看，国内主要中转地动力煤价格下降：12 月 26 日，秦皇岛港大请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,(元/吨),(美元/吨),4,公司深度研究报告/电力行业同优混（6,000 大卡）平仓中间价 870 元/吨，较上月价格下降 30 元/吨（-3.3%）；较去年同期上涨 30 元/吨（3.6%）。山西优混（5,500 大卡）平仓中间价 820 元/吨，较上月价格下降 25 元/吨（-3.0%）；较去年同期上涨 35 元/吨（4.5%）。山西大混（5,000 大卡）平仓中间价 715 元/吨，较上月价格下降 30 元/吨（-4.0%）；较去年同期上涨 25 元/吨（3.6%）。国际煤价也出现下跌。2011 年 12 月 22 日，澳大利亚 BJ 现货价 110.7 美元/吨，较上月价格下降 2.9%，较去年同期下降 7.2%。,图 5：秦皇岛动力煤价格变动情况,图 6：澳大利亚 BJ 动力煤价格,990,大同优混,山西优混,山西大混,140,澳大利亚BJ动力煤,900,120,81010072080630,540450,6040,08-12-15,09-07-03,10-01-19,10-08-07,11-02-23,11-09-11,09-01-22,09-09-22,10-05-22,11-01-22,11-09-22,资料来源：煤炭资源网，中国银河证券研究部,资料来源：煤炭资源网，中国银河证券研究部,我们认为下水煤价格的低迷将逐渐向上游传导，预计 2012 年 3 月开始，煤炭需求进入淡季，整体煤价将出现下跌。（三）“煤-电”产业再平衡“煤-电”产业再平衡。在电价管制的情境下，“煤-电”两个上下游产业的景气度此消彼长。从 2002 年前的电力高景气，到 2003 至今的煤炭高景气、电力度日艰难恰恰完成了一个长周期的循环。从长期角度看，两个极其重要的能源产业矛盾激化对产业发展、乃至国家利益都是不利的。国家正在采取措施对“煤-电”产业进行再平衡。电力行业进入一个盈利回升的长周期。三、公司坐拥区位优势，尽享火电复苏在火电行业复苏的大背景下，公司坐拥区位优势，尽享火电周期复苏。（一）规模优势突出1、规模优势突出公司发电装机规模优势明显。截至 2011 年前三季度，公司总装机容量 3771 万千瓦，较2002 年公司成立之初增长了 511%；较 2006 年公司上市之初增长了 76%。公司总发电量也是节节攀升，2011 年前三季度公司发电量 1510 亿千瓦时，较 2010 年同期增长 17.6%。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,（兆瓦）,亿千瓦时,（万千瓦）,（亿千瓦时）,5,公司深度研究报告/电力行业,图 7：公司总装机容量及增速变化,图 8：公司总发电量及增速变化,45000,总装机容量,增长率,50%,2000,总上网电量,增长率,50%,3700029000210001300050002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Q3资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,40%30%20%10%0%,1600120080040002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Q3资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,40%30%20%10%0%,公司是国内 A 股上市的最大的发电公司之一。我们对比了四大发电上市公司，截至 2011年三季度公司在装机规模、发电量规模方面均位居前列。,图 9：四大电力公司总发电装机规模比较总装机规模60004500300015000,图 10：2011 年前三季度四大电力公司总发电量规模比较总发电量规模300015000,大唐发电,华能国际,华电国际,国电电力,大唐发电,华能国际,华电国际,国电电力,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,2、火电为主公司以火电为主。截至 2011 年第三季度，公司火电装机容量为 3296 万千瓦，占公司总装机容量的比例达到 86.6%。2011 年前三季度，火电发电量达到约 1370 亿千瓦时，占公司总发电量的 90.8%。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,6,公司深度研究报告/电力行业,图 11：截至 2011 年第三季度电源结构（装机结构）,图 12：截至 2011 年第三季度发电量结构,11.4%,2.0%,8.3%,1.0%,火电,火电,水电,水电,86.6%资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,风电,90.8%资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,风电,（二）享受高电价、高利用率公司火电资产主要集中在华东、华北、华南。截至 2011 年三季度，公司在这三个区域的权益装机容量占公司总权益装机容量的 89.2%。2011 年前三季度，华东、华北、华南地区全部发电类型设备贡献了年公司总发电量的 83.6%。区位优势决定了公司具备高电价、高利用率这两大特性。,图 13：截至 2011 年三季度末火电权益装机结构,图 14：2011 年前三季度发电量区域结构,4.9%1.7%1.8%9.8%,华北,东北,1%,5%,8%,华北,东北,华东,华南,10%,华东,华南,21.0%,华中,西北,华中,西北,2.4%,58.4%,西南,22%,2%,52%,西南,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,1、高电价华北、华东、华南地区经济发达，电价承受能力强。环渤海、长三角、珠三角地区的上网电价水平位列国内前列。2011 年发改委先后于 4 月 10 日、6 月 1 日、12 月 1 日三次上调上网电价，公司上网电价水平显著提升，提高幅度达到 6.5%。考虑到公司从 2010 年下半年开始在江苏、广东等高电价地区投产了许多大容量火电机组，拉动了公司的平均上网电价。我们以分地区装机容量作为权重进行计算，即使在没有进一步电价调整的前提下，我们预计 2012 年公司加权上网电价较 2011年上升 8%。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,北京市,山西省,江苏省,福建省,天津市,河北省,内蒙古,上海市,浙江省,安徽省,山东省,北京市,天津市,山西省,内蒙古,江苏省,浙江省,福建省,山东省,河北省,上海市,安徽省,7,公司深度研究报告/电力行业图 15：2012 年公司分地区上网电价上调幅度,0.050.040.030.020.01,元,4月10日,6月1日,12月1日,资料来源：公司网站，中国银河证券研究部2、高利用率公司服务区用电需求稳定，装机供给少，利用率高。服务区用电需求总量大，且稳定增长。公司重点服务区华北、华东各省经济发达，用电量稳居全国前列，且需求保持稳定增长。2011 年 1-11 月，包括北京市、天津市、河北省、山西省、山东省在内的华北地区，用电量和发电量分别较去年同期增长 12.5%和 12.7%；包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省、福建省在内的华东地区，用电量和发电量较去年同期分别增长10.7%和 12.5%。我们认为虽然 2012 年经济增速下降会对用电需求产生一定负面影响，但是华北、华东区域用电需求结构理想，需求变化波动幅度更小。我们预计 2012 年华北区、华东区用电需求的增速分别为 9%和 8%。服务区发电装机增速明显放缓。2011 年华北区、华东区的装机容量增长仅分别为 8.1%和6.7%，落后于用电需求增速，同期区域内发电机组利用率均呈现上升趋势。根据中电联的统计，2012 年华北区、华东区的新增装机更为有限，装机增速低于 2011 年。我们预计 2012 年华北区和华东区的火电装机增速均在 4%以下。即使考虑到 2012 年用电需求增速降低，我们依然认为由于装机增速更低，因此公司发电机组利用率会同比上升 6%左右。考虑到新机组投产，我们预计 2012 年的上网电量增长 10%。,图 16：华北、华东各省市用电量变化,图 17：华北、华东各省市火电装机容量变化,（亿千瓦时）,10M11,11M11,2011年同比增速,（万千瓦）,10M11,11M11,2011年同比增速,45003600,25%20%,75006000,20%,10%,27001800900,15%10%5%,450030001500,0%,0资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,0%,0资料来源：公司公告，中国银河证券研究部,-10%,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,北京市,山西省,江苏省,福建省,天津市,河北省,内蒙古,上海市,浙江省,安徽省,山东省,8,公司深度研究报告/电力行业图 18：华北、华东各省市火电机组利用率变化,（小时）60004500300015000,10M11,11M11,2011年同比增速,30%20%10%0%-10%,资料来源：公司公告，中国银河证券研究部（三）综合煤价平稳公司煤炭来源主要分为重点合同煤、铁路直达市场煤和下水市场煤。根据发改委的限价措施，2012 年重点合同煤上涨幅度不超过 5%；市场煤价格降至 2011 年 4 月份的水平。从实际情况看，政府对重点合同煤涨幅的控制力强，预计 2012 年的涨幅为 5%；下水市场煤受到需求和限价双重影响已经开始下跌，目前秦皇岛 5500 大卡山西优混的价格已经降至800 元/吨，如果 2012 年维持在此价格，则 2012 年下水煤均价较 2011 年均价下降 3%；华北地区目前铁路的直达市场煤价格仍然坚挺，降幅不如秦皇岛价格下降明显。但是我们认为进入2012 年第二季度以后，下水市场煤仍有进一步下降的可能，且价格下降将逐步向上游传到，华北地区铁路直达市场煤将相应回落。综上，我们假设 2012 年公司重点合同煤上涨 5%，下水市场煤价格下降 5%，铁路直达市场煤（含内蒙坑口电厂用煤）上涨 3%，则公司 2012 年综合煤价因翘尾因素上涨 2%。表 1：公司燃料价格测算假设,类型重点合同煤下水市场煤直达市场煤综合煤价,用量占比30%20%50%,2012 年均价变化5%-5%3%2.0%,资料来源：中国银河证券研究部（四）电价、煤价、利用率敏感性分析公司 2012 年的业绩主要由发电业务贡献。在电价、煤价、利用率三要素中，公司业绩对电价最为敏感，煤价次之，利用率变化的影响最小。三要素的业绩敏感性基本为 3：2：1。即当上网电价上调 1%时，公司每股收益增加 0.03 元；当煤价均价下跌 1%时，公司每股收益增加 0.02 元；当利用率增加 1%时，公司每股收益增加 0.013 元。请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,9,公司深度研究报告/电力行业图 19：电价、煤价、利用率三要素敏感性 3：2：10.0350.0300.0250.0200.0150.0100.0050.000,上网电价,煤价,利用率,资料来源：中国银河证券研究部公司业绩对煤价的敏感性远超利用率的影响，因此现阶段我们不必担心用电需求下降对业绩的伤害。理由是：当用电需求下降时，必然与之相伴的是煤炭需求下降，进而是煤炭价格下跌。假设利用率和煤价同比例下跌，此时公司的盈利反而上升。因此公司业绩的逆周期性非常明显。表 2：上网电价、煤价均价对业绩的敏感性分析上网电价均价每股收益,6%,7%,8%,9%,10%,煤价均价,-2%0%2%4%6%,0.390.350.310.270.23,0.420.380.340.300.26,0.450.410.370.330.29,0.480.440.400.360.32,0.470.430.390.350.31,资料来源：中国银河证券研究部表 3：利用率、煤价均价对业绩的敏感性分析利用率每股收益,2%,4%,6%,8%,10%,煤价均价,-2%0%2%4%6%,0.370.330.290.260.22,0.400.360.320.280.24,0.420.380.340.300.26,0.450.410.370.330.29,0.470.430.390.350.31,资料来源：中国银河证券研究部四、掌控资源：积极向上游煤炭领域扩张公司积极上游煤炭领域扩张，不断加大对燃料的控制力。公司控、参股开发内蒙古锡林浩特胜利煤田东二号露天煤矿、山西大同塔山煤矿、河北蔚州煤电路一体化项目、内蒙古汇能大唐长滩煤矿等项目。根据公司规划，随着控参股煤矿陆续投产，到 2012 年公司控、参股煤请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,10,公司深度研究报告/电力行业炭总产能将达到 7000 万吨/年，到 2015 年公司煤炭自给率将提升至 40%。塔山煤矿煤种佳，运输条件好，贴近消费地，既为公司贡献了丰厚利润，又为公司提高了煤炭自给率。塔山矿井主采煤层合计可采储量 26.47 亿吨，占全矿井可采储量的 86.19%。各主要可采煤层以 1/3 焦煤和气煤为主，为富灰、特低硫、高挥发分、高发热量煤种，是优质的动力煤。塔山矿井设计产能 2000 万吨/年，现已达产。煤矿位于山西，运输条件便利，销售半径大。塔山煤矿每年可为公司供给近 1000 万吨的煤炭。胜利东二煤矿是公司的主力煤矿产区。胜利东二煤矿煤炭资源储量 70 多亿吨，露天开采资源储量 53 亿多吨，可采储量约 40 亿吨，煤种为褐煤。煤矿具有埋藏深、煤层厚、岩性软的特点，露天开采最大深度 623 米，聚煤中心区的煤层总厚度最厚达 320 米，是世界煤炭开发史上发现的最厚煤层，适合建设特大型露天煤矿，合理开采规模 60007000 万吨/年。规划建设总规模 3000 万吨/年，分三期建设：一期建设规模为 1000 万吨/年，已经于 2010 年 3 月正式通过竣工验收；二期 3000 万吨/年，拟 2013 年建成（2012 年计划扩产至 2000 万吨）；三期6000 万吨/年规模，拟 2018 年建成。蔚州煤矿煤种以长焰煤为主，其次为不粘结煤，局部为无烟煤。地质储量为 9.4 亿吨，可采储量 5.64 亿吨，产能 1000 万吨/年。2011 年预计蔚州煤矿产量为 700 万吨，供给公司的产量为 90 万吨。宝利煤矿位于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗白泥井镇，现为露天开采，设计年产量 120 万吨。矿区交通十分便利，西距包府公路约 20 公里，南距 109 国道 2 公里，东距德敖公路约 5 公里，矿区北距公铁物流集装站、嘉华物流集装站、萨拉齐集装站约 100 公里，西距新建罕台川集装站约 50 公里。宝利煤矿地质结构简单，剥采比约 6:1，煤质属于低灰、中硫、中高发热量的不粘煤。宝利煤矿 2011 年产量达到 120 万吨，预计到 2012 年扩产至年产 300 万吨，煤炭全部供应公司的发电厂。五间房煤矿煤种为长焰煤和老年褐煤，总储量达 117 亿吨，规划开发建设年产原煤 6400万吨。孔兑沟煤矿可采储量 23 亿吨。长滩一号煤矿可采储量为 6.65 亿吨，价值达 12.37 亿元；长滩二号煤矿可采储量为 7.8 亿吨，价值达 12.65 亿元。表 4：控、参股煤炭情况,煤矿塔山煤矿,股权比例28%,产量计划（实际）产量,2006200,2007500,20081000,20091700,20102020,2011E2000,2012E2000,供大唐发电的产量,837,950,蔚州煤矿,34%,计划（实际）产量,300,500,645,690,706,840,供大唐发电的产量,89,90,胜利东二煤矿,60%,计划（实际）产量,300,300,1000,1000,2000,供大唐发电的产量,122,150,五间房煤矿孔兑沟煤矿长滩煤矿,51%52%40%,计划产量计划产量计划产量,1000800500,宝利煤矿,70%,计划（实际）产量,118,120,300,供大唐发电的产量请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,120,300,11,公司深度研究报告/电力行业,总计,计划产量,200,800,1800,2645,3828,3826,6940,资料来源：中国银河证券研究部请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,12,公司深度研究报告/电力行业五、我国天然气迎来量价齐升的大发展（一）我国天然气消费快速增长2000 年以来，我国天然气消费量呈现快速增长态势，年均增长率达到 16%左右，超过除了核能之外的其他一次能源的增速，远高于同期石油和煤炭 6.8%和 9.0%的增速；特别是从2006 年开始我国成为天然气净进口国开始，我国的天然气消费量从 2005 年的 460 亿方增长到 2010 年的 1090 亿方。,图 20：2000 年以来国内天然气消费量快速增长,单位：十亿立方米,资料来源：BP 能源统计 2011，中国银河证券研究部但是与其他国家相比，我国无论是在天然气的消费绝对量上还是天然气消费在整个一次能源消费中所占比例方面，都处于世界较低水平。我国天然气消费总量占一次能源消费总量不到4%，远低于美国的 26%、西方七大工业国（G7）的 25%、经合组织的 25%，也低于世界 24%、金砖四国 15%和亚太 11%的平均水平。图 21：未来十年天然气进口依存度将快速扩大资料来源：中国银河证券研究部请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,13,公司深度研究报告/电力行业,按照发改委的规划，我国天然气消费占一次能源的消费比例将从目前的不到 4%提高到,12%；未来十年，将是我国天然气快速增长期；十二五期间，天然气消费比例将提升到 8%左,右；到 2015 年我国天然气消费量将达到 2600 亿方左右，到 2020 年将达到 4000 亿方左右。,图 22：我国能源消费结构与世界能源消费结构比较,资料来源：BP 能源统计，中国银河证券研究部,（二）进口气倒逼、供气方式趋复杂，催生“市场净回值”定价,1、进口气价格倒逼天然气定价,随着经济快速发展，天然气需求增长很快，而国内天然气资源相对不足，国内天然气产量只能从 2010 年的 926 亿方增长到 2015 年的约 1600 亿方、2020 年的约 2200 亿方，天然气供应缺口将越来越大。2006 年我国已成为天然气净进口国，随着天然气需求的进一步增长，我国天然气进口规模将快速扩大、对外依存度将不断提高、进口来源也将更加多元化；到 2015年我国天然气进口依存度将达 38%、到 2020 年将达 44%。,从我国天然气进口情况来看，目前已形成从陆上到海上、管道天然气和液化天然气（LNG）并举的多元化天然气进口格局。在管道天然气方面，中亚天然气管道已于 2010 年 10 月实现双线并行开通；今年通过中亚天然气管道西气东输二线进口天然气将突破 200 亿方；随着明年其他几条支管道干线的贯通，中亚天然气年供气量将达到 300 亿方；中石油计划 2015年前将提高两倍至 600 亿方。在 LNG 进口方面，三大石油公司加快了在东部沿海发达地区建设 LNG 接收站的步伐，目前深圳 LNG、上海 LNG、福建 LNG、江苏如东 LNG、大连 LNG等接收站已投产运行。,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,14,公司深度研究报告/电力行业,图 23：我国液化天然气（LNG）进口量快速增加（亿方）,资料来源：wind，中国银河证券研究部,目前，国际市场上天然气价格通常采取与原油或石油产品价格挂钩的方式，随着近年来国际市场原油价格攀升，进口天然气价格也不断上涨，形成国产气价格低、进口气价格高的格局。从俄罗斯、中亚等地进口的管道天然气价格相对较高，如从土库曼斯坦进口的天然气到我国新疆霍尔果斯口岸的价格就达到 2 元/方左右；中石油目前运营中亚天然气管道-西气东输二线，每立方天然气要亏损 1 元左右。进口 LNG 的天然气开采成本加上液化、海上长途运输以及终端再气化等费用，使得 LNG 进口成本也远高于国内天然气井口价格；除了早期如 2006 年投产的中海油深圳大鹏 LNG 之外，目前从卡塔尔、澳大利亚、马来西亚等地进口的 LNG 价格普遍在每方 3 元左右，现货价甚至有达到 4 元/方。进口气价格按照国产气价格执行，造成企业进口气业务巨额亏损，不利于调动经营者进口天然气积极性；像中石油中亚天然气明年以300 亿方的进口量计算，按目前价格要亏损近 300 亿元。同时，国内天然气价格偏低又放大了不合理需求，一些地方盲目上马天然气加工项目。长此以往，天然气市场供应难以保障。,2、供气来源趋复杂,随着西气东输一线、二线，以及陕京线一、二、三线，川气东送等多条管道相继投产，覆盖全国的天然气管道网络已初步形成，供气方式逐步由单气源、单管道转变为多气源、多路径、网络化供应。供气方式和来源趋于复杂，终端用户已经难以区分天然气来源和流向，再按现行机制分别制定出厂和管输价格已不能适应形势变化，价格监管的难度增大。,3、现行天然气“成本加成”定价无法引导天然气合理配臵,我国天然气工业形成于 20 世纪 50 年代。天然气价格最早制定于 1957 年，其井口价格为每千方 70 元。历经 50 多年的摸索与改革，我国天然气定价机制经历了以下两个阶段：,第一阶段：单一的国家定价阶段（1957-1993 年）,1993 年以前，国家对天然气井口价格一直实行单一的国家定价。在这一阶段中按照制定价格的目的不同，可以分为两个时期：第一个时期是 1958-1981 年，鼓励用气时期。1958 年，原石油部为了鼓励就地用气，将气价下降为每千方 30 元。之后由于天然气成本过高，勘探开,请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。,15,公司深度研究报告/电力行业,发资金不足，国家曾先后三次调整气价。第二个时期是 1981 至 1991 年，常数包干，“以气养气”时期。国家在这一时期对计划外天然气实行高价政策，有效地促进了勘探开发基金的筹集。此外，1992 年国务院颁发文件规定，四川天然气实行包干内外价格并轨，并根据各用户性质不同实行分类气价，其他油田天然气出厂价格不并轨。,第二阶段：国家定价、国家计划指导价并存阶段（1993-2005 年）,这一阶段，国家对天然气价格做了重大改革。首先，由于社会转型，市场在价格制定中的作用越来越突出，国家放松了企业气价管制，实行了企业自销天然气价格政策。1994 年，国家再次调整天然气价格，天然气包干内外井口价格完全并轨，其定价机制为：国家制定计划内天然气井口价格和计划外井口销售指导价格，自销气价格可以由供应商在中准价上下 10范围内浮