羽毛球——印尼公开赛：梁伟铿/王昶晋级

张砚霖指出,今年的能源价格改革正在酝酿,阶梯式电价出台的可能性较大,这些问题都牵涉到社会经济的方方面面,所产生的影响亦是不可小觑。

公司煤炭产量虽小，但公司煤炭基本都是合同煤，比例达到90%，2010年公司煤炭均价317元，同比增长13%，2011年由于发改委要求合同煤保持相对稳定，预计公司今年煤价相对稳定，由于合同和现货价差价的拉大，我们预计2012年合同煤价上涨是大概率事件。我们预测2011/2012年每股收益分别为0.33元/0.43元，对应动态PE分别是50.3、39倍，远高于煤炭行业的平均水平，但考虑到公司体量较小，市值规模也较小，未来资产注入预期较强烈，且公司未来有可能受益于陇东地区的开发，因此我们首次仍给予增持投资评级。

公司合同煤比例较高，看好2012年提价。首次给予增持投资评级。陇东资源开发如火如荼，能否获取资源是公司投资的亮点。2009年收购集团一深部矿井约70万吨产能后，公司产能260万吨，2010公司产量245万吨，同比增长27%，未来两年如果没有资产注入，公司产量将相对稳定能源咨询机构Wood Mackenzie周二表示,未来10年印尼都将是全球热能煤出口的领跑者.该国煤企Bumi Resources(BUMI.JK: 行情)和Adaro EnergyADARO.UL2015年前都将成为全球排名前三的煤出口企业.Wood Mackenzie的煤炭分析师Rudi Vann谈到,印尼将成为热能煤出口增长最快的国家...(Bumi Resources和Adaro Energy)所拥有的煤矿资源在全球热能煤出口的10大煤矿中位列前茅.他还补充道,这10大煤矿中就有六家将来自印尼.然而,印尼却受制于港口和运输基础设施状况不佳,以及电力短缺等问题.分析师称这些制约因素令印尼难以充分开发丰富的煤炭资源.印尼的巴布亚岛、苏门答腊岛和加里曼丹岛上的偏远地区蕴藏着210亿吨的煤炭储量.到2020年,印尼的煤炭年产量将在5亿吨之上,较去年的3.2亿吨增长逾50%.中国煤炭产量落后于需求印尼煤炭出口增长很大程度上将受助于中国和印度的买需,未来五年,这两国的电力需求料将明显提振煤炭进口.来宝集团(NOBG.SI: 行情)称,到2015年中国的煤炭进口可能增长逾一倍.Wood Mackenzie预计,2015年中国为满足需求将需要增产10亿吨煤.中国是全球最大的煤炭生产国和消费国.Vann表示:我们认为将会出现结构性的转变,即中国国内煤炭产业将不能跟上需求的增长步伐.中国要提高产量,就需构建大量的基础设施,且需推动大量的煤炭项目.

能源咨询机构Wood Mackenzie周二表示,未来10年印尼都将是全球热能煤出口的领跑者.该国煤企Bumi Resources(BUMI.JK: 行情)和Adaro EnergyADARO.UL2015年前都将成为全球排名前三的煤出口企业.Wood Mackenzie的煤炭分析师Rudi Vann谈到,印尼将成为热能煤出口增长最快的国家...(Bumi Resources和Adaro Energy)所拥有的煤矿资源在全球热能煤出口的10大煤矿中位列前茅.他还补充道,这10大煤矿中就有六家将来自印尼.然而,印尼却受制于港口和运输基础设施状况不佳,以及电力短缺等问题.分析师称这些制约因素令印尼难以充分开发丰富的煤炭资源.印尼的巴布亚岛、苏门答腊岛和加里曼丹岛上的偏远地区蕴藏着210亿吨的煤炭储量.到2020年,印尼的煤炭年产量将在5亿吨之上,较去年的3.2亿吨增长逾50%.中国煤炭产量落后于需求印尼煤炭出口增长很大程度上将受助于中国和印度的买需,未来五年,这两国的电力需求料将明显提振煤炭进口.来宝集团(NOBG.SI: 行情)称,到2015年中国的煤炭进口可能增长逾一倍.Wood Mackenzie预计,2015年中国为满足需求将需要增产10亿吨煤.中国是全球最大的煤炭生产国和消费国.Vann表示:我们认为将会出现结构性的转变,即中国国内煤炭产业将不能跟上需求的增长步伐.中国要提高产量,就需构建大量的基础设施,且需推动大量的煤炭项目.预计2011-2013 年实现每股收益2.05 、2.23 、2.42 元/股，考虑到公司的产品结构及卓越的成长能力，维持公司买入评级。同理，某些时段电力供大于求时，电力企业也不能降价促销。

铁路运煤分计划内车皮和计划外车皮，计划内运煤可执行国家规定的运输价格，计划外运煤则要向中间环节付出相当高的代价，很多铁路职工经营的三产、多经企业从中渔利，这早已是行业内公认的潜规则。出现如此之高的购销差价，除合理的发电成本和输配电成本外，相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价，具有相当大的压缩空间。国际金融危机之后，用电量一度出现下降。同时，新上一批火电项目，提高电力供给能力。

这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了调节供求关系的应有功能，造成电力资源不能合理配置。近年来，产煤大省纷纷出台控制煤炭产量的限产保价措施，包括用煤票约束煤炭出省总量。

通过公路运输的，向煤矿收取管理费。今年以来，全国很多地方用电紧张，不少电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，就以停机检修为名不再发电。再加上点车费、车板费等各种名目的收费，大大提高了运输成本。在大部分情况下，发电企业的上网电价是0.30.4元/千瓦时，而东部地区工业企业实际用电成本是上网电价的23倍，商业用电成本基本在1元/千瓦时以上。

在煤炭资源整合、整顿煤矿安全中，关停一部分中小煤矿，减少了煤炭产能。现在，产煤省已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。即使在产煤省内部，各市县的收费项目和金额也没有统一标准。上网电价确定后，如果电煤涨价，电力企业就会要求政府出台顺价政策，否则无法避免电力行业大面积亏损。

而电力购销差价过大，压缩了电厂利润空间。近年来火电新投产项目减少，也导致新增发电能力不足。

近年来，我国以电煤涨价、电价滞后、电企亏损、调价艰难为特征的煤电矛盾反复出现，特别是今年，电煤价格继续大幅上涨，发电企业财务状况恶化，出现了减少库存甚至缺煤停机现象，这成为 电荒的重要原因。近两年，有关部门和专家学者提出的一些措施，如煤电联动、煤电一体化、限制电煤价格、实施煤炭储备等，总的方向是加强对煤电产业的干预，试图以人为的调度、调价、管制代替市场机制化解煤电矛盾，实践证明成效十分有限。

电荒治理思路煤炭从坑口运到电厂，再变成电送到插头，整个产业链中政府过度管制和行业垄断问题十分突出，价格机制没有发挥应有的调节作用。在这个产业链中，政府过度管制和行业垄断问题十分突出，价格机制没有发挥应有的调节作用，这是导致煤电矛盾的根本原因。这就解释了为什么在电荒情况下，很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。由于煤炭交易没有形成全国统一的市场体系和各方共同遵守的交易规则，煤炭价格和产量受到控制，造成电煤市场缺少充分竞争。我国电煤交易分为重点订货合同交易与市场采购两个不同的市场，重点合同煤可以拿到铁路运力，煤价较低。煤炭供需关系越紧张，运输中间环节的放大作用越明显。

发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，仍由行政审批决定。电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费占煤价的比重越来越高。

其它发电方式中，水电、核电建设周期较长，风能、太阳能发电经济性不够，这些发电方式都无法在短时间内提供有效的电力供给。通过火车运输的，向煤矿收取代销费，等等。

百万千瓦、六十万千瓦的高效节能机组要多发电只有两种选择，一是低于国家定价上网，二是向小火电机组购买发电量计划指标。从电价机制看，上网电价须审批，电力企业无法疏导成本上升因素。

近期应下决心尽快取消煤炭、运力、电力的计划指标，大幅度减少政府对煤炭生产、流通环节的收费。煤电矛盾表面上看是煤企和电企两家的价格博弈，本质上则是涉及煤、电、运和政府四方面的系统性问题。从发电企业看，计划外发电量低价收购和发电量交易，抑制了企业多发电的积极性。缓解煤电矛盾，可以有两种思路，一种是加强管制，一种是放松管制。

我国很多地方的电煤物流成本达到电煤消费价格一半以上，下游企业不堪重负。化解煤电矛盾总的思路应当是：鼓励竞争、公平交易，加强监管、放松管制。

这两年除上大压小机组外，新上火电项目数量不多。我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法，由地方有关部门对各个机组平均分配发电量指标

加快煤炭企业的整合重组，推进资源向先进技术集中，形成回收率高、产能大、环境影响小的企业集团。加大科技引进，通过企业并购、技术合作、建立研发机构等举措，引进急需的关键技术。

通过产业转移，贵州将着力促进江南煤海建立高碳产业向低碳发展转变机制。地处黔西北的贵州毕节地区拥有丰富的煤炭等矿产资源，是我国西电东送南通道的主战场，毕节试验区还是我国唯一在极贫生态脆弱区创建的国家改革试验区。据了解，贵州省将依托毕节高新技术产业基地、黔西承接产业转移基地和织金新型能源化工基地等三大基地，构建贵州乃至西部重要的承接产业转移基地，形成结构优良的产业集群。贵州省委、省政府日前发布加快推进毕节试验区新一轮改革发展意见，提出将在毕节加速建设现代能源基地，按照节能环保的要求，积极发展新型能源，提高能源就地转化率，加快发展新型煤化工、磷化工、装备制造、生物制药等产业，积极开发风能、太阳能、生物质能、煤层气等新型能源。

地处黔西北的江南煤海拥有我国南方最好的煤炭等资源，这里将以三大基地构建西部承接产业转移基地，促进高碳产业向低碳发展转变。积极开发瓦斯发电、煤矸石发电等利用途径，减少资源浪费

通过产业转移，贵州将着力促进江南煤海建立高碳产业向低碳发展转变机制。据了解，贵州省将依托毕节高新技术产业基地、黔西承接产业转移基地和织金新型能源化工基地等三大基地，构建贵州乃至西部重要的承接产业转移基地，形成结构优良的产业集群。

积极开发瓦斯发电、煤矸石发电等利用途径，减少资源浪费。加快煤炭企业的整合重组，推进资源向先进技术集中，形成回收率高、产能大、环境影响小的企业集团。