新电改概念股值得关注 新电改概念股个股解析

　　新电改概念股值得关注 新电改概念股个股解析

　　根据《通知》，自4月20日起，跨省跨区送电，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商，或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。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。新电改再下一城 发改委放行跨省电力交易

　　自“新电改9号文”发布后，多个配套文件相继出炉。

　　上周五（5月8日），国家发改委公布了配套文件中的第四个，《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（以下简称《通知》）。

　　上述《通知》明确，自4月20日起，跨省跨区送电，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商，或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。

　　中国能源网首席信息官韩晓平在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，《通知》强化了市场化的思路，对电网强势的现状形成了一定制约。但未来在实践中还将遇到总量、排放控制等问题，仍需要进一步完善细则。

　　第四个电改配套文件

　　今年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（又称“新电改9号文”）发布。作为统领新电改的原则性文件，“新电改9号文”需要配套政策才能切实落地。

　　发改委体改司巡视员王强曾介绍，所有配套措施将在2015年底前全部出台，“近期就会出台需求最急迫的六七个配套文件。”此次发布的《通知》是配套文件中的第四个。

　　多年来，我国电力分布不均。几年前东部省份出现的“电荒”，还让人记忆犹新，而电力资源丰富的西部省份却仍被限电、窝电困扰。正因如此，跨省、跨区输送电力不可避免，实现跨省、跨区电力交易的市场化也就至关重要。

　　2012年，原国家电监委发布的《跨省跨区电能交易基本规则》规定，省级电网公司以及符合条件的独立配售电企业和电力用户，均可以作为跨省跨区电能交易购电主体，跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式。

　　去年6月，国家能源局发布的《电力交易秩序驻点华中监管报告》指出，在跨省区电能交易中存在省间输电通道建设滞后、限制跨省区电能交易等问题，要建立和完善电力交易平台，建立富余水电跨省消纳补偿机制。

　　据韩晓平介绍，由于电改多年推进缓慢，此前针对跨省区电能交易的文件执行比较困难。

　　配套措施仍需完善

　　此次发布的《通知》，再次将矛头指向跨省跨区电力交易。韩晓平认为，作为“新电改9号文”的配套文件，《通知》的执行力度将远远大于之前。

　　根据《通知》，自4月20日起，跨省跨区送电，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商，或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。

　　同时，国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。

　　国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行，协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。送受电双方经协商后确实无法达成一致意见的，可建议国家发改委、能源局协调。

　　国家发改委和能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格（含线损）。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则，将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。

　　与《通知》一同公布的，还有向家坝、溪洛渡和雅砻江等水电站跨省跨区送电价格协调结果。根据这一结果，几家水电站向上海、浙江、广东、江苏四省（市）输送的电价在每千瓦时0.45元左右。

　　“这个价格确实不高。”韩晓平分析称，水电不涉及排放问题，相对容易协调。但未来实施过程中涉及到煤电传输，环境、总量控制等问题还需要进一步解决。（每日经济新闻）

　　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 600795

　　研究机构：广发证券 分析师：郭鹏，沈涛，安鹏 撰写日期：2015-04-02

　　14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。