【证券之星编者按】“之前和国网电科院的专家交流过，今年预计出台8到10个电改细则配套文件，主要解决售电牌照放开、未来新的售电主体和用户结算以及电力公司结算、直供电放开等，说到底就是对售电侧业务模式理顺和发电侧直供电的鼓励开展，和之前 监管中间，放开两头 相呼应”，一位不愿具名的证券分析师向记者表示。
股市有风险，投资需谨慎。
文中提及个股仅供参考，不做买卖建议。
电改细则陆续出台 需求侧管理待加强继3月23日首个新电改配套文件发布后，近日，国家发改委、财政部联合发布第二个配套文件——《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》(下称《通知》)，要求在北京、苏州、唐山、佛山电力需求侧管理城市综合试点和上海需求相应试点建立长效机制，制定、完善尖峰电价或季节电价，实施需求侧管理，以化解多年来反复出现的高峰电力短缺问题。
有业内人士认为，从当前两个配套文件来看，其内容仍然不是核心。
国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《每日经济新闻》记者采访时分析，第二个配套文件是关于需求侧管理的新增城市试点，而需求侧管理是节能减排，提供用电效率最为有效的手段，也是中国解决能源电力有效供应和可持续发展最重要的手段。
“这个配套我们可以理解为9号文最核心的问题，促进节能减排，提供用电效率就是电改的核心问题。
”或将出台8电改细则据悉，五个试点城市及所在省份将鼓励、支持发展电能服务业，在今年6月底前就此制定实施方案，并报国家发改委备案。
其中，为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，可以制定、完善尖峰电价或季节电价。
而且，要加强电力需求侧管理平台建设，引导、鼓励用户实现用电在线监测，鼓励、支持发展电能服务业，吸引全国乃至全球的优秀电能服务企业参与试点工作。
《每日经济新闻》记者了解到，关于新电改方案仍然有诸多细则未出台，包括大用户直购电细则、输配以外的竞争性环节电价的用户选择权放开、交叉补贴机制、社会资本进入增量配电领域、输配电价核定办法、直购电规范运作办法等。
“之前和国网电科院的专家交流过，今年预计出台8到10个电改细则配套文件，主要解决售电牌照放开、未来新的售电主体和用户结算以及电力公司结算、直供电放开等，说到底就是对售电侧业务模式理顺和发电侧直供电的鼓励开展，和之前 监管中间，放开两头 相呼应”，一位不愿具名的证券分析师向记者表示。
上述分析师表示，2015年陆续会有电改政策推进，电价未来肯定是持续走低，至于长期能降到什么水平还不好说。
不过曾鸣认为，整体电价水平依然降不了，煤炭降价因素除外，大工业能降一些，但对居民依然不能。
曾鸣表示，目前各个具体配则还没定，还要解决大用户直购电的市场准入、售电公司的责任权利、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制等等，核心是售电公司的盈利模式、促进清洁能源高效利用、电网有效监管。
售电盈利模式存争议值得注意的是，无论是新电改方案还是已经发布的两个配套文件，对售电公司的盈利模式仍未敲定具体细则。
而一直以来，关于售电公司盈利模式也存在不少争议，究竟是价格竞争还是技术竞争？此前《每日经济新闻》曾报道，今年1月30日，首家民营售电公司——深电能售电有限公司成立，注册资本为1亿元人民币，科陆电子、比亚迪均入股，不过由于暂未有企业拿到售电牌照，深电能售电的运营模式仍然是未知。
上述券商分析师认为，售电公司盈利模式初始阶段一定是微利阶段，主要依靠价格来竞争，价格手段是初期的盈利手段，中后期会延伸很多增值服务，比如通过配网侧技术改造实现购电成本下降，后期就是技术竞争和服务竞争。
不过，曾鸣认为，售电公司未来的盈利模式应该是能够促进用户提高用电效率，优化用电模式，并且能够促进可再生能源等清洁能源多使用，在这些前提条件下，通过各个售电公司竞争来盈利，不能变成像普通商品那样降价促销手段来盈利，因为电力是特殊商品，售电公司不管是民营还是国有，在市场上的要求还是要在下一步的细则上确定。
(每日经济新闻)吉电股份(代码:000875)公司主营火电、水电、运输服务、电力项目科技咨询、新能源的开发、投资、建设、生产与销售；电站检修及服务业；煤炭批发经营；供热、工业供气(由分支机构凭许可证经营)等等。
公司下辖8家分公司，3家全资子公司，4家控股公司，11家参股公司，受托管理吉林能交总全部资产。
公司实际控制人中国电力投资集团是我国五家大型发电企业集团之一，中电投对吉电股份的定位是中电投在东北区域的旗舰企业，是其整合东北电力资产的平台。
文山电力:摆脱束缚,扩大物联文山电力 600995研究机构：国泰君安证券 分析师：王威,车玺,肖扬 撰写日期：2015-04-09投资要点:投资建议:文山电力属兼有发电且配售电一体化的电网企业,新电改方案未来推广落实,将使公司获得市场化的购售电环境,度电盈利空间扩大;同时也将获得从前没有的异地扩张能力。
敏感性分析结果显示,公司营业利润对供电成本和售电价格变化的敏感性系数均超过10倍,弹性之强,受益之深。
通过外延式扩张售电量每增加15.45亿千瓦时(相当于2014年售电量31%),可增厚EPS0.1元。
不考虑新电改推行对公司业绩的影响,预计公司2015-2017年EPS 分别为0.24、0.27、0.29元。
参考可比公司平均估值,综合PB、PS 估值法,给予公司目标价13.34元,首次覆盖,给予“增持”评级。
新电改推行后地方小电网企业购售电环境渐趋市场化,文山电力业务优化空间相对较大。
新电改方案中“输配以外的竞争性环节电价放开及售电业务放开”,将使地方小电网公司获得市场化的购售电环境,购电渠道增多,保障性用户之外的交易电价放开,公司度电盈利空间有望扩大。
外购电比例越高、保障性用电比例越小的地方小电网企业,未来新电改推行后,释放的活力越大。
11家地方小电网公司中,文山电力外购电比例第三高,保障性用电占比13.2%。
归属南方电网旗下,异地扩张有优势。
新电改方案中“开放售电侧市场、放开增量配电业务”,大电网体系之外的各类主体也参与进售电领域,我们认为,与国网和南网存在股权关系的地方小电网企业将拥有更多优势。
南方电网旗下的文山电力具备成熟的发电、配电、供电及调度经验,只要行政上许可、经济上可行,其有望实现规模扩张。
风险因素:网内大工业电力需求下滑,当地小水电来水偏弱等。
漳泽电力(代码:000767)公司总部位于山西太原，主营火力发电生产公司，拥有两座大型火力发电厂和一家电力检修公司，公司下设三个分公司、一个子公司和五个参股公司，在中国企业信用评级中被评为AAA级业，是山西电网和华北电网的主力发电企业，公司目前已有、在建和拟建项目主要服务山西南网区域。
华泽铝电是公司与中国铝业合资成立的国内最大的铝电联营项目，被誉为世界"铝电联营"的典范，拥有较强的竞争力。
先后获得“全国五一劳动奖状”、“全国模范之家”、“中央企业思想政治工作先进单位”、“中国上市公司百强企业”等荣誉称号。
华电能源(代码:600726)公司是中国华电集团公司控股拥有的国内最早的国有大型电力上市公司，是黑龙江省和电力工业部的股份制试点企业，主营业务为发电、供热和电表销售，是哈尔滨市、齐齐哈尔市、牡丹江市和佳木斯市等主要大中城市的供热主体。
在龙江地区占据较大的发电、供热市场份额，具有较强的整体竞争优势。
国投电力:业绩符合预期,有望受益行业向好+电改+国企改革,维持‘增持’国投电力 600886研究机构：申银万国证券 分析师：刘晓宁,梁鹏 撰写日期：2015-01-12事件:国投电力公布2014年度业绩预告。
初步测算,预计公司14年度实现归属于上市公司股东的净利润与上年度同比增长60%以上。
对应净利润52.9亿元以上,对应EPS高于0.78元/股,基本符合申万预期(0.82元/股)。
水电机组投产与煤价下行是业绩增长主因。
1)雅砻江水电受益于14年区域来水较好以及锦屏一级、二级电站新投产机组和13年投产机组在14年度全面发挥效益,(至14年底,公司投运水电装机容量1552万千瓦,雅砻江水电1350万千瓦),预计14年发电量同比增长35%左右。
2)火电受益于煤价下行,预计14年平均标煤单价较去年同期下降12%左右。
集团入选首批央企改革试点名单。
国投集团被选定为首批6家央企改革试点单位之一(或成为资本投资方面试点)。
国企改革的推进,有利于集团增强企业资本实力,运营效率和市场竞争力。
公司作为集团电力能源建设运营的重要平台,有望从中受益。
截至13年底,国投集团资产总计3481亿元,旗下7家上市企业,13年实现营收986亿元,利润115亿元。
公司总资产1596亿,营收283.4亿元,利润65.8亿元。
大型水电将受益于电改推进。
电力体制改革方案或将于15年初出台,将采取输配电价独立核算+经营性电价市场化方式展开。
发电行业整体利润空间或受挤压,但市场竞争比拼成本优势,大型水电等低成本企业将受益更多改革红利。
持续看好水电行业:1)优先开发水电已形成共识,我国水电装机占技术开发量48%,与发达国家仍有较大差距(均70%以上),国家级会议多次强调要求积极开工西南大型水电基地;2)稳定的投资回报得到普遍认可,投资热度持续升温(10年850亿,13年1246亿);3)水电开发显著改善项目所在地区基础设施水平,可拉动地区经济;4)增值税政策调整减轻大型水电负担,提高收益率,本次期限5年,后续仍有调整可能。
截至14年9月公司控股水电企业累计确认增值税退税款4.6亿元;5)上网标杆电价形成有利于提升水电盈利能力,推进项目投资。
成长性可期,维持‘增持’评级。
预计14-16年公司可完成营业收入341.0、375.0和417.5亿元,实现(归属母公司股东)净利润55.6、64.6和69.0亿元,对应EPS分别为0.82、0.95和1.02元/股。
对应当前股价,15PE估值12倍。
国企改革与电改推进有望提升大型水电企业估值预期,公司作为优质水电资源企业,将持续受益于水电行业向好趋势。
且公司后备项目充足(国投北疆、钦州二期、宣城二期和雅砻江中游两河口电站均已获得核准),看好公司成长性,维持‘增持’评级。
华能国际:减值计提致拖累14年业绩,15年电量增长或达17%华能国际 600011研究机构：广发证券 分析师：郭鹏,沈涛,安鹏 撰写日期：2015-04-0214年业绩同比仅增0.2%,主要源自于减值准备计提.公司14年实现归母净利润105亿元,同比上涨0.2%,折合每股收益0.73元。
其中单季度EPS分别为0.26元、0.21元、0.23元和0.04元,4季度业绩环比回落83.3%,主要由于公司在集中计提了17亿资产减值损失。
14年减值准备合计达21亿元,主要集中于港口和滇东项目.公司14年计提减值准备高达21.2亿元,(去年同期为14.6亿元),其中公司为营口港对相关港务设施计提减值准备人民币5.7亿元,为滇东项目计提了在建工程和商誉减值损失分别为3.5亿和6.4亿元。
其余减值准备则主要集中于沾化热电(2.9亿元)以及苏子河水电(1亿元)。
受益装机规模增长,公司预计15年发电量同比增17%.公司14年境内累计完成发售电量2943.88亿千瓦时和2775.38亿千瓦时,同比分别减7.2%和7.5%。
境内电厂全年平均利用小时为4572小时,较2013年减少464小时,主要源自于水电冲击影响。
根据公司经营计划,2015年公司将力争完成发电量3450亿千瓦时(同比增长17%),机组利用小时达到4460小时(同比回落2.4%)。
电量增长将主要来自于装机规模扩大,到2015年底,公司可控发电装机容量将突破8000万千瓦,同比增长13%。
2014年10月,公司现金收购华能集团、华能开发的电力资产,交割后可增加控股运营装机容量708万千瓦,在建容量230万千瓦(其中应城热电35万千瓦机组已于近日投产运行)。
此次交易已于2015年1月完成交割,并支付了交易对价的50%,交易完成后公司规模增加10%左右,将有效增厚未来业绩水平。
公司业绩增长确定性较强,给予“谨慎增持”评级.预计公司15-17年每股收益分别为0.908元、1.009元和1.024元,受益发电量增长,公司15年业绩改善确定性较强。
给予“谨慎增持”评级。
风险提示:火电上网电价下调,利用小时降幅超预期。
大唐发电14年报点评:计提资产减值损失致14年业绩同比大降47%大唐发电 601991研究机构：广发证券 分析师：安鹏,沈涛,郭鹏 撰写日期：2015-03-31扣非后14 年业绩同比回落7.6%,低于预期.公司14 年实现归母净利润18 亿元,同比回落47.1%,折合每股收益0.14元。
其中单季度EPS 分别为0.07 元、0.08 元、0.13 元和-0.14 元, 4 季度亏损主要由于公司集中计提了32.4 亿元资产减值损失,扣非后公司14年实现归母净利润为36.6 亿元,同比回落7.6%,折合每股收益0.27 元,低于市场一致预期(0.45 元),主要源自于煤炭和煤化工业务亏损扩大。
煤化工业务首次计提资产减值损失.公司14 年非经常性损益合计为-18.6 亿元(去年同期为-5.6 亿元),其中公司于4 季度集中计提资产减值损失32.4 亿元(去年同期为12.6 亿元),是导致损益扩大的主要原因,本次计提的资产减值损失构成中,煤炭和煤化工业务计提损失金额分别为14.7 亿元和17.7 亿元。
其中公司是首次对煤化工业务计提资产减值损失。
火电业务盈利稳健,煤炭和煤化工业务亏损扩大.公司14 年累计完成发售电量1888 亿千瓦时和1786 亿千瓦时,同比分别减少1.6%和1.5%,机组利用小时累计完成4701 小时,同比降低281 小时。
但受益于煤价下跌,公司14 年单位燃料成本比去年同期降低17.16 元/兆瓦时(相应燃料成本降低约人民币27 亿元),推动电力板块实现税前利润124 亿元,同比增长22 亿元,而煤炭和煤化工板块亏损则同比扩大25亿元和30 亿元(均已剔除资产减值损失影响)。
公司短期业绩改善空间有限,给予“持有”评级.预计公司15-17 年每股收益分别为0.296 元、0.311 元和0.346 元。
短期来看由于周期下行,公司煤炭和煤化工业务亏损或有进一步扩大可能,但是长期来煤炭和煤化工业务改善对应业绩弹性较大,给予公司“持有”评级。
国电电力:14年扣非后业绩同比降6.5%,但内生增长较好国电电力 60079514年业绩同比降4.3%,源自于电量减少和所得税增加。
公司14年实现归母净利润60.1亿元,同比回落4.3%,折合每股收益0.35元(考虑票据影响),其中扣非后净利润54.9亿元,同比回落6.3%,业绩回落主要源自于上网电量同比减少2.0%以及所得税同比增加6.6亿元。
公司单季度EPS 分别为0.08元、0.09元、0.12元和0.05元,4季度业绩环比回落主要由于集中计提了4.6亿元资产减值损失。
分红方面,公司拟每10股派发现金红利1.5元(含税)。
因机组检修和经济放缓,14年售电量同比回落2%。
公司14年累计完成发售电量1790亿千瓦时和1698亿千瓦时,同比分别减少2.1%和2.0%。
境内电厂全年平均利用小时为4538小时,较2013年减少397小时,其中火电机组利用小时为5125小时。
报告期内,公司标煤单价完成490元/吨,同比降低79元/吨。
考虑到目前煤价下行趋势仍然延续,预计公司15年煤炭成本同比降幅有望超过30元/吨,从而可抵消1分左右的电价降幅。
公司内生增长较为出色,15年装机有望增长20%。
公司内生增长较为出色,未来3年年均新增装机有望达到500万千瓦,其中15年有望新增投产装机规模约在800万千瓦左右,但由于投产时间普遍位于下半年,预计对15年业绩贡献增量有限。
公司大机组占比较高,有望受益发电侧放开,给予“持有”评级预计公司2015-2017年EPS 分别为0.328元、0.375元和0.454元,公司大火电机组占比较高(截止2014年末,公司60万千瓦以上火电机组占比为57.3%,100万以上机组占比为20.5%),未来有望受益发电侧放开,给予公司“持有”评级。
l风险提示:电价和利用小时下滑幅度超预期。
