大唐发电(601991):最受益于天然气大发展的投资标的
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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
投资要点：
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， “火电复苏、 在 天然气大发展” 双轮驱动下， 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 轮驱动公司业绩持续爆发，我们预计
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，目前对应 2013 年的 动态市盈率为 10 倍。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。
大唐发电（601991.SH）
分析师 裘孝锋
?： （ 2676 ?：.cn 执业证书编号：S1
?： （ 8668 ?：.cn 执业证书编号：S9
?： （ 2621 ?：wangqiang_.cn 执业证书编号：S2 特别鸣谢
?： （ 8494 ?：.cn 从业证书编号：S9 对本报告的编制提供信息
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
5.16 7.63 4.34 .65 436 686.80
主要财务指标
2009A 营业收入(百万元) 收入增长率 归属净利(百万元) 净利增长率 摊薄 EPS(元) PE(X) PB(X) ROIC 总资产周转率 79 80% 0.11 80.16 4.55 3.03% 0.28
27% .19 32.3 2.61 3.71% 0.31
21% .11 46.47 1.75 3.28% 0.33
20% .34 14.60 1.60 5.39% 0.37
13% .50 10.07 1.42 6.30% 0.40
市净率 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
30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% -40%
上证综合指数
500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
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
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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
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
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
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
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
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
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
年公司的每股收益分别为 0.11 元、 0.34 元、 元、 0.5 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。 “火电复苏、天然气大发展”双轮驱动公司业绩持续爆 发， 目前对应 2013 年的动态市盈率仅为 10 倍。 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。
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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 ................................................................................................................... 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...............................................................................................................11
（一）我国天然气消费快速增长 .............................................................................................................................................. 11 （二）进口气倒逼、供气方式趋复杂，催生“市场净回值”定价....................................................................................... 12 （三）天然气“市场净回值”定价试点，进度超预期 .......................................................................................................... 15 （四）天然气发电占天然气利用比例将上升 .......................................................................................................................... 17
六、公司两个煤制天然气项目将享受超额收益....................................................................................................19 七、多伦煤制丙烯项目达产能贡献约 1 毛业绩....................................................................................................22 八、估值分析与投资建议 ....................................................................................................................................23
（一）盈利预测 .......................................................................................................................................................................... 23 （二）估值分析与投资建议 ...................................................................................................................................................... 23
插 图 目 录.........................................................................................................................................................26 表 格 目 录......................................................................................................................................................... 27
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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
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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
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。
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。
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， 年公司业绩有望持续爆发。从业 绩释放的节凑看，近看火电（），远看天然气（）。 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）。
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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 ) 1100 08年 7月 涨 约 2分 09年 11月涨 约 0.2分 08年 8月 涨 约 2分 11年 4月 涨 约 2分
全 国 平均上网电价
11年 12月 涨 约 3分 0.44
200 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% 0.45 16% 0.30 12% 8% 0.15 4% 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
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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
澳大利亚BJ动力煤
09-07-03 10-01-19 10-08-07 11-02-23 11-09-11
450 08-12-15
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%。
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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
总装机容量
50% 40% 30% 20% 10% 0%
00 800 400 0
总上网电量
50% 40% 30% 20% 10% 0%
04 07 10 2011Q3
04 07 10 2011Q3
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
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 6000
（万千瓦） （亿千瓦时）
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 3000
00 0 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%。
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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% 火电
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
（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
4.9% 1.7% 1.8% 9.8%
图 14：2011 年前三季度发电量区域结构
21.0% 2.4%
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
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%。
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图 15：2012 年公司分地区上网电价上调幅度
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
（亿千瓦时） 00
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
图 17：华北、华东各省市火电装机容量变化
（万千瓦）
2011年同比增速
25% 20% 15% 10% 5% 0%
2011年同比增速
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
资料来源：公司公告，中国银河证券研究部
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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） 6000
2011年同比增速
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
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。
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图 19：电价、煤价、利用率三要素敏感性 3：2：1
0.035 0.030
0.020 0.015 0.010 0.005
0.000 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
每股收益 6% 煤 价 均 价 -2% 0% 2% 4% 6% 0.39 0.35 0.31 0.27 0.23 7% 0.42 0.38 0.34 0.30 0.26 8% 0.45 0.41 0.37 0.33 0.29 9% 0.48 0.44 0.40 0.36 0.32 10% 0.47 0.43 0.39 0.35 0.31 上网电价均价
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% 煤 价 均 价 -2% 0% 2% 4% 6% 0.37 0.33 0.29 0.26 0.22 4% 0.40 0.36 0.32 0.28 0.24 6% 0.42 0.38 0.34 0.30 0.26 8% 0.45 0.41 0.37 0.33 0.29 10% 0.47 0.43 0.39 0.35 0.31
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
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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
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 供大唐发电的产量 蔚州煤矿 34% 计划（实际）产量 供大唐发电的产量 胜利东二煤矿 60% 计划（实际）产量 供大唐发电的产量 五间房煤矿 孔兑沟煤矿 长滩煤矿 宝利煤矿 51% 52% 40% 70% 计划产量 计划产量 计划产量 计划（实际）产量 供大唐发电的产量 118 120 120 300 300 300 500 645 7 500 09 20 837 690 89 1E
90 0 800 500 300 300 2E 2000
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资料来源：中国银河证券研究部
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） 25%、 的 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
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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； 2015 到 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。
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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Z
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（ 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
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
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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（ 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 围内浮动制定：天然气管输费的制定原则为成本加利润原则，保证不低于 12％的内部收益率， 实行新线新价，允许供需双方协商定价：净化费由天然气生产商制定，国家发展改革委批准。 天然气销售以油气田企业为主，直供大用户。城市用气则实行城市门站交气，再由城市燃气公 司分销。 第三阶段：实行国家指导价（2005 年-至今） 在 2005 年底，国家发改委发布了《关于改革天然气出厂价格形成机制的通知》 ，改为统 一实行国家指导价，并将天然气出厂价格归并为两档。其中川渝气田、长庆油田、青海油田、 新疆各油田的全部天然气（不含西气东输和川气东送的天然气）及大港、辽河、中原等油田计 划内天然气执行一档气价格，除此以外的其他天然气执行二档价格，统一实行国家指导价。 一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上，可在上下 10%的浮动范围内由供需 双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为 10%，下浮 幅度不限。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、LPG（液化石油气）和煤 炭价格五年移动平均变化情况，分别按 40%、20%和 40%加权平均确定，相邻年度的价格调 整幅度最大不超过 8%。其中：原油价格根据普氏报价 WTI、布伦特和米纳斯算术平均离岸价 确定，LPG 价格为新加坡市场离岸价，煤炭价格为秦皇岛车站山西优混、大同优混和山西大 混煤的简单平均价格。 鉴于一档气价与二档气价尚存在一定差距，对二档气先启动与可替代 能源价格挂钩的调整机制，一档气价（包括忠武线出厂基准价）暂不随可替代能源价格变化调 整，经过 3-5 年的过渡期后，将一档气出厂基准价逐步调整到二档气出厂基准价水平。 同时通知在全国范围适当提高天然气的出厂价格，涨幅为 50-150 元/千立方米不等，涨 幅在 8%-10%。在 2005 年天然气价改后，二档天然气的出厂基准价为 0.98 元/立方米，而一 档气的出厂基准价根据油田和用途有所不同。 2007 年 4 月底，发改委再次在成都会商传递出天然气价格改革的方向是“先商品化、后 市场化，最终目标要与国家原油价格接轨” 。具体思路是：计划在 3-5 年内，建立油气价格联 合机制，以每年 5%-8%的幅度不断上调天然气价格，实现价格并轨。2007 年 11 月发改委上 调了工业气价 0.4 元/立方米，其他用户气价保持不变。工业气价上调幅度为 15%左右。 2010 年 5 月 31 日，发改委发布通知，适当提高国产陆上天然气出厂基准价格，取消价 格“双轨制” 。各油气田（含西气东输、忠武线、陕京线、川气东送）出厂（或首站）基准价 格每千立方米均提高 230 元。同时将大港、辽河和中原三个油气田一、二档出厂基准价格加
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权并轨，取消价格“双轨制” 。同时价格浮动幅度。国产陆上天然气一、二档气价并轨后，将 出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮 10%，下浮不限，即供需双方可以在不超过出厂 基准价格 10%的前提下，协商确定具体价格。 尽管从 2005 年以来，国家依据弥补成本并获得合理利润的原则，3 次调整了国产陆上天 然气出厂基准价格。但行的“成本加成”的定价方法使得价格主要依据成本变化而调整，难以 反映消费需求对价格的制约。 建立反映市场供求的天然气价格形成机制， 有利于从需求侧约束 企业生产和进口成本的不合理上升，促进天然气企业改进管理，提高效率，进而促进市场健康 发展。
图 24：我国目前天然气定价体系结构图
资料来源：中国银河证券研究部
（三）天然气“市场净回值”定价试点，进度超预期
1、天然气“市场净回值”定价挂钩可替代能源价格
2011 年 12 月底，发改委发通知，决定在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改 革试点。总体思路是，将现行以“成本加成”为主的定价方法，改为按“市场净回值”方法定 价， 即将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源价格挂钩， 在此基础上倒扣管道运 输费后回推确定天然气各环节价格。天然气定价机制推出的进度明显超出市场预期。 这次天然气价格形成机制改革试点的主要内容有五个方面： 一是将现行以“成本加成”为主的天然气定价方法，改为按“市场净回值”法定价。 二是将现行区别气源、路径，分别制定出厂价格和管道运输价格的做法，改为分省制定统 一的门站价格。 三是国家制定的统一门站价格为最高上限价格， 供需双方可在不超过这一价格水平的前提
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下，自主协商确定实际交易价格。 四是门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况，每年调整一次，并逐步 过渡到每半年或每季度调整。 五是对页岩气、煤层气、煤制气三种非常规天然气，出厂价格实行市场调节，由供需双方 协商确定；进入长途管道混合输送的，执行统一门站价格。 为稳妥起见，天然气价格改革采取了先试点后推广的渐进式方式。选择广东、广西进行试 点，主要考虑这两个地方是新兴的天然气市场，目前没有国产陆上管道天然气供应，气源更加 接近国际市场。 按照试点的天然气定价机制，目前两广试点地区的天然气门站价格，分三个步骤： （1）首先，选择计价基准点。综合考虑我国天然气市场资源流向、消费和管道分布现状， 选取上海市场（中心市场）作为计价基准点。 （2）其次，计算中心市场门站价格。以市场形成价格的进口燃料油和液化石油气（LPG） 作为可替代能源品种，并按照 60%和 40%权重加权计算等热值的可替代能源价格。然后，按 照 0.9 的折价系数，即把中心市场门站价格确定为等热值可替代能源价格的 90%。 （3）第三，确定广东、广西门站价格。以中心市场门站价格为基础，根据天然气主体流 向和管输费用，并兼顾广东、广西两省（区）的经济社会发展水平，确定两省（区）门站价格。 “市场净回值”的定价方法，已在欧洲等主要国家广泛采用。新机制逐步建立后，将有 利于充分地发挥市场机制的作用，利用价格杠杆，引导天然气资源合理配Z，促进经营者增加 生产、扩大进口，引导消费者合理用气、节约用气。
2、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
试点的天然气定价机制，最大的看点是从“成本加成法”改成“市场净回值”法，从一线 一价改成一省一门站价格。一线一价法定价，上游油气公司无法享受天然气价格上涨的好处， 因为天然气价格主要由成本决定， 只有在成本上涨的基础上由发改委来上调天然气价格。 而一 省一门站定价， 则可能使有低成本气源公司的享受超额利润， 因为门站价格是与燃料油和 LPG 的热值加权*0.9 来挂钩；这个挂钩一是使天然气价格能够总体和原油一起上涨，二是热值加 权再打 9 折，有利于保持天然气的价格优势，鼓励用户合理使用天然气。 “市场净回值”的定价方法，核心是要反映市场需求的约束作用。根据国际经验，一般把 天然气集散地或主销区作为计价基准点。目前，我国已经形成了长三角、京津唐、西南、珠三 角等多个天然气消费中心，其中长三角地区多管道、多气源汇集的特点最为明显，上海尤为典 型。从供应结构看，上海既是西气东输一线、二线、川气东送等重要管道天然气的交汇中心， 又接收东海气，还大量进口液化天然气（LNG） ；从需求方面看，上海是全国重要的天然气消 费市场。 因此， 发改委本次试点的天然气定价机制的中心市场计价基准点选择上海市场作为计 算门站价格的计价基准点。 发改委选择广东、广西进行试点，主要考虑这两个地方是新兴的天然气市场，目前没有国 产陆上管道天然气供应，气源更加接近国际市场。而且按照新机制测算，两省（区）最高门站
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价格分别为每千立方米 2740 元和 2570 元，虽然高于目前广东进口的澳大利亚天然气价格， 但较大幅度低于其他气源价格，价格具有比较优势，总体上不会增加用户负担。 按试点的办法， 发改委设定广西、 广东的天然气门站价格分别为 2.57 元/方和 2.74 元/方， 我们测算主要是在 2010 年进口燃料油和 LPG 以 60%和 40%热值加权再*0.9 为基准的。 我们 测算按照 2010 年均价，上海中心基准门站价 2.72 元/方。考虑到沿海地区都有 LNG 进口、而 且西气东输的管输都比较贵， 估计沿海基本和上海的中心基准门站价差太多， 目前试点的广东 的门站价基本与上海的一致。 所以以后， 全国天然气价格会形成从新疆出发到沿海的扇形价格， 由西到东从低到高。
图 25：按天然气试点的新机制测算月度上海中心基准价格（元/立方米）
资料来源：wind，中国银河证券研究部
其他未实施新机制的省份， 发改委将通过分步调整天然气价格， 使天然气价格水平逐步接 近与可替代能源合理比价关系。我们测算，按照 2011 年 1-10 月均价，上海中心基准门站价 3.31 元/方，按最近月均价则是 3.23 元/方；而现行的上海门站价只有 2.2 元左右；可见，如 果全国推广之后，包括上海地区在内的大部分沿海地区的门站价要上升 50%左右。 未来几年，天然气将迎来量价齐升的过程，迎来大发展。天然气“市场净回值”的定价方 法全国推广后， 拥有和东部发达地区天然气主要消费地距离近的锁定低成本的气源项目的公司 将有望享受超额收益。 以同样的煤炭低成本优势来看， 一是未来东部沿海发达地区的天然气价 格高；二是距离天然气消费地远的项目管输费用高；因此总体来看，内蒙中东部的煤制天然气 项目盈利状况要比在新疆的好很多。
（四）天然气发电占天然气利用比例将上升
目前，我国天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。随 着我国城市化进程的加快和环境保护力度的提高， 我国天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料 为主向多元化消费结构转变，其中城市燃气消费发展尤为迅速。此外，我国天然气消费存在地 区差异化现象：在东部经济较为发达的沿海地区（特别是珠江三角洲、长江三角洲和环渤海地 区） ，天然气消费以城市燃气和发电为主；在西部等油气田周边地区，天然气消费主要以化学 工业为主。 我国天然气消费量中， 城市燃气比重上升到 20%以上， 天然气发电比例上升到 12%左右，
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而工业燃料比例下降至 37%，天然气化工比例则下降到 31%。随着城市化率提高，预计城市 燃气需求潜力将进一步扩大， 天然气将逐步成为城市燃气市场的主要燃料， 城市燃气和天然气 发电占天然气消费比重有望进一步上升。 根据 2007 年 8 月 30 日国家出台新的天然气产业政策， 综合考虑天然气利用的社会效益、 环保效益、经济效益和天然气产地合理需要等方面的因素，根据天然气下游用户的用气特点， 天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。我们认为在未来几年内，我国（尤其是能 源相对匮乏，经济较为发达的地区）天然气利用顺序依次是： （1）重点满足城市民用和商用燃气消费； （2）城市工业锅炉、窑炉天然气替代油、煤； （3）在交通和发电等领域进行天然气代油； （4）在天然气价格承受能力较高的地区建设天然气发电项目； （5）用气量不大、经济效益较好的天然气化工。
图 26：我国与部分发达国家天然气消费结构的比较
资料来源：CEIC，中国银河证券研究部
天然气发电是缓解区域能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径。从世界 范围来看，天然气发电占了天然气利用的很大比重。日本 70%的天然气是用于发电，占其国 内发电总量的三成；美国天然气发电比例超过 20%，欧洲天然气发电占比也在 30%以上。按 照我国的天然气利用政策，涉及天然气发电的部分是：分布式热电联产、热电冷联产用户为优 先类、 重要用电负荷中心且天然气供应充足地区的天然气调峰发电项目为允许类， 限制非重要 用电负荷中心建设天然气发电项目、禁止包括陕、蒙、晋、皖等十三个大型煤炭基地所在地区 建设基荷燃气发电项目。 我国十一五期间在东部地区建设了一批大型天然气发电项目， 主要集中在煤炭资源相对贫 乏但电力需求较大的华东、华北、华南地区；其中，华东地区的江苏、浙江、上海属于“西气 东输”配套发电项目，华北地区的北京、天津等大型城市也新建了一批天然气热点联产机组， 广东、福建、海南等沿海省份陆续建设了进口 LNG 发电机组项目。 以北京二热项目为例：北京二热气源为陕甘宁进京天然气，于 2008 年投产，设计年发电 利用小时 3500 小时，年上网电量 16.6 亿千瓦时，年供热量 517 万吉焦，用气量为 5 亿方左
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右。从达产后 2010 年的情况来看，目前上网电价为 528 元/千千瓦时、供热价格为 68 元/吉 焦，天然气成本价格为 1.95 元/立方米，当年发电量为 19.16 亿度、供热量为 441 万吉焦，利 润总额为亏损 5150 万元；考虑到北京市财政补贴 1.5 亿左右，二热项目还是能实现盈利。 由于 2010 年 6 月国内陆基天然气价格上调了 0.23 元/方， 按照最高 10%上浮的话终端价 相当于上调 0.4 元左右，天然气成本要在 2010 年的基础上增加约 8000 万元；而同时，2011 年国内电价三次上调，累计调整约 5 分钱，能增加收入约 1 亿元；因此如果 2012 年其他价格 基本不变，二热项目的利润总额亏损将减少到 3000 万元。总的来说，我们认为像在北京等地 区发展天然气发电， 如果未来天然气价格上涨、 电价也能适度上涨的话， 辅以适度的财政补贴， 天然气发电项目基本还是能做到盈亏平衡的。 按照发改委的规划，到十二五，城市燃气占天然气消费比重有望上升到 30%左右、天然 气发电占天然气消费比重有望上升到 25%左右。以北京地区为例，2010 年北京市天然气用气 量达 75 亿立方米（含燕化用气） ，在全市能源消费结构中所占比例约 13.1%；中心城天然气 管网覆盖率约为 70%，天然气气化率约 93%，而新城管网覆盖率仅为 20%，远郊区县平均气 化率仅为 30%左右，远低于中心城的天然气服务水平。北京十二五规划，到 2015 年，北京市 天然气年用气量达到 180 亿立方米，在北京市能源结构中的比例从目前的 13.1%提升到 20% 以上；全市人均天然气消费水平由目前的 380 立方米/人?年，提高到 700 立方米/人?年以上。 到 2015 年，全市常住人口的天然气气化率达到 80%以上；其中，中心城达到 95%以上，远 郊区县达到 60%以上（新城部分达到 80%） 。中心城天然气管网覆盖率由目前的 70%提高到 80%以上， 新城天然气管网覆盖率由目前的 20%提高到 50%以上。 根据目前的气源落实情况， 2015 年可供北京的天然气资源有陕京一二三四线、大唐煤制气、唐山液化天然气等，供应能 力需要达到 200 亿立方米/年以上， 其中大唐发电的克旗 40 亿方煤制气项目被北京市列为 “第 二气源” 。
六、公司两个煤制天然气项目将享受超额收益
大唐发电充分利用控制煤炭资源较多的优势，发展了内蒙克旗和辽宁阜新 2 个 40 亿方的 煤制天然气项目， 将于今年 6 月开始逐步分期投产。 这两个煤制天然气及输气管线工程是首批 获得发改委批准的煤制气项目，是全国煤化工示范项目。 克旗煤制气项目简介。该项目位于中国内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗达日罕乌拉苏木 境内的锡腾开。 本项目是利用内蒙古自治区锡林浩特地区丰富的褐煤资源， 采用碎煤加压气化、 粗煤气变化冷却、低温甲醇洗净化、克劳斯硫回收、甲烷化等技术制成代用天然气（SNG） ， 主要供北京市、承德和赤峰使用。项目建成后将形成日产 1200 万方（年产 40 亿方）的煤制天 然气的生产能力和配套输气管道工程， 到北京管道 200 多公里。 项目由大唐发电全资子公司大 唐能源化工有限责任公司、 北京燃气集团有限责任公司、 大唐集团和天津市津能投资公司分别 按 51%、 34%、 10%和 5%的比例出建设， 项目总投资约为 257.10 亿元。 该项目分为三期，2012 年上半年一期 13 亿方投产，二期和三期将于 2013 年底前投产。 阜新煤制气项目简介。该项目位于辽宁省阜新市邱区长营子旗镇。项目是利用内蒙古自 治区蒙东地区的褐煤资源，采用碎煤加压气化、粗煤气变化冷却、低温甲醇洗净化、克劳斯硫 回收、甲烷化等技术制成代用天然气（SNG） ，主要供应沈阳市、及周边城市使用。项目建成 后将形成日产 1200 万方（年产 40 亿方）的煤制天然气的生产能力和配套输气管道工程，同步
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建设至沈阳、抚顺、铁岭、本溪等市的煤制气输送管道、总长度 334 公里。项目由大唐发电全 资子公司大唐能源化工有限责任公司、大唐集团分别按 90%、10%的比例共同出资建设，项目 总投资约为 245.70 亿元。 该项目分为三期， 2012 年底一期 13 亿方投产， 二期和三期将于 2014 年投产。 这 2 个煤制天然气项目所需的煤炭均来自内蒙古锡林浩特。40 亿立方米天然气对应的总 共所需煤数量为 2100 万吨。其中克旗距离锡林浩特 180 公里，通过锡林浩特－白音库伦－浩 来呼热线路运输。阜新距离锡林浩特 600 公里，通过锡林浩特－巴彦乌拉－阜新线运输，大唐 国际参股建设。 原料配套。 个煤制天然气项目和多伦煤化工项目的煤炭原来主要来自公司开发建设的胜 2 利东二号矿，该矿位于内蒙古胜利煤田的中部，规划建设规模达 6,000 万吨。其中，一期工程 年生产规模已达 1,000 万吨；二期工程已于 2011 年 3 月获得国家发改委核准，年生产规模将 为 2,000 万吨，将为 2 个煤制天然气分三期陆续投产提供充足的原料保障。 消费地区：克旗项目所制天然气主要供应北京。北京市现有供气源为华北油田和长庆气 田，目前天然气供应量约为 80 亿方；根据北京十二五规划，到 2015 年北京天然气需求量将达 到 180 亿方，大唐的克旗项目已经被北京列为“第二气源” 。克旗项目设计配套上留了一定的 裕量，以后扩的话优先是天津地区、现在项目的股东中有天津津能投资公司 5%；天津及周边 地区的天然气消费量也快速增长。 阜新项目所制天然气主要供应辽宁沈阳、 大连以及周边的铁岭、 抚顺、 本溪、 阜新等城市， 该地区是辽宁省和东北地区的经济、文化、交通和商贸中心，对于大气环境质量的要求越来越 高；随着城市化进程的加快、燃煤锅炉的改造、燃气公交车及以天然气为原料的工业的发展， 上述城市天然气缺口日益增大； 辽宁省由于油田伴生气越来越少而天然气供应量不足， 目前天 然气消费量尚不及 1995 年时的 20 亿方， 还有 5 亿方左右的人工煤气在使用； 人工煤气毒性高、 安全性差，向天然气转换符合国际趋势；因此，辽宁省未来几年对天然气需求的潜力巨大，据 预测，到 2015 年该地区天然气缺口达 26-46 亿方。
图 27：北京和天津天然气消费快速增长（亿立方米） 图 28：辽宁天然气消费受限于气源不足（亿立方米）
资料来源：CEIC，中国银河证券研究部
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成本分析。两个煤制天然气项目的成本构成如下图所示，其中主要的成本是煤炭和折旧。
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根据我们的计算，煤炭价格在 140 元/吨时，煤制天然气的完全成本在 1.4 元/立方米左右。
图 29：公司 2 个煤制天然气项目的成本构成
2% 1% 20% 53% 10% 5% 8%
原材料费 折旧费
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燃料及动力 摊销费
工资及福利费 其它费用
修理费 利息支出
克旗项目盈利分析。假设克旗项目的煤炭成本在 135 元/吨（含煤炭运输费用） ，煤制气完 全成本约为 1.4 元/方；煤制天然气产生很多副产品，销售副产品收入按 16 亿元测算，可抵扣 成本约 0.4 元/方，相当于克旗煤制天然气项目的完全成本约为 1.0 元/方。当前北京天然气门 站价约为 1.7 元/方，按照最新在广东广西试点的“市场净回值”天然气定价机制，我们测算 北京的天然气门站价将在 2.5 元/方以上；除试点的两广之外的其他地区天然气价格将在“市 场净回值” 天然气定价机制全国推广前， 逐步上调到与原油等可替代能源挂钩的 “市场净回值” 天然气定价的水平；我们认为到克旗项目达产后的 2014 年前后，北京的天然气门站价将逐步 从目前的 1.7 元/方左右上调到 2.5-3.0 元/方，而 2012 年上半年（也就是克旗项目一期投产前） 就有可能会上调到 2 元/方左右；考虑到 25%的所得税税率二免三减半，这样一来，克旗项目 的盈利能力将达到约 0.8 元/方，未来三年将扩大到 1.5 元/方左右。 克旗项目，大唐发电控股 51%，2014 年达产后天然气门站价按比较保守的 2.5 元/方计算， 扣除 13%的增值税后，为 2.21 元/方，届时按所得税减半计，大唐发电能够享受约 22 亿元的 利润。 阜新项目盈利分析。假设阜新项目的煤炭成本为 190 元/吨（含煤炭运输费用） ，煤制气完 全成本约为 1.7 元/方，成本比克旗项目高的主要原因是煤炭运输距离远一点而运输费用高一 些；销售副产品收入按 16 亿元测算，可抵扣成本约 0.4 元/方，相当于阜新煤制天然气项目的 完全成本约为 1.3 元/方。 当前沈阳天然气门站价约为 2 元/方， 按照最新在广东广西试点的 “市 场净回值”天然气定价机制测算的辽宁天然气门站价将在 2.5 元/方以上；除试点的两广之外 的其他地区天然气价格将在“市场净回值”天然气定价机制全国推广前，逐步上调到与原油等 可替代能源挂钩的“市场净回值”天然气定价的水平；我们认为到阜新项目达产后的 2014 年 前后，辽宁的天然气门站价将逐步从目前的 2 元/方左右上调到 2.5-3.0 元/方，而 2012 年上半 年就有可能会上调到 2.2-2.3 元/方；考虑到 25%的所得税税率二免三减半，这样一来，阜新项 目的盈利能力将达到约 0.7 元/方，未来三年也将扩大到 1.3 元/方左右。
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阜新项目，大唐发电控股 90%，2014 年达产后天然气门站价按比较保守的 2.8 元/方计算， 扣除 13%的增值税后，为 2.48 元/方，大唐发电能够享受约 37 亿元的利润。 两个煤制天然气到 2015 年完全达产， 按保守估计将为大唐发电贡献约 59 亿元的利润， 相 当于贡献 EPS 约为 0.45 元。
图 30：公司 2 个煤制天然气投放进度（亿立方米）
资料来源：中国银河证券研究部
七、多伦煤制丙烯项目达产能贡献约 1 毛业绩
2009 年 8 月 14 日，大唐发电全资子公司能源化工公司与大唐集团签署了《内蒙古大唐国 际多伦煤化工项目投资合作协议书》 ，按 60%及 40%的比例出资组建多伦煤化工公司，以建设 及经营多伦煤化工项目。目前多伦煤制丙烯项目，流程都已打通，2011 年下半年开得还不大 稳定，负荷需要逐步提升。 多伦煤化工项目位于内蒙古自治区锡林郭勒盟多伦县，是以内蒙古胜利煤田的褐煤为原 料，并利用世界上先进的煤干粉气化技术、合成气净化技术、大型甲醇合成技术、甲醇制丙烯 技术和丙烯聚合技术生产化工产品。 因为褐煤由于水分和灰分不能直接喷而只能用壳牌炉； 像 神华煤制烯烃项目由于原料是动力煤， 而用的是德士古炉； 尽管壳牌炉总体不如德士古炉稳定， 但褐煤为原料的成本比动力煤要低很多，经济效益也将好很多。 多伦煤化工项目为最新型的煤化工项目， 采用的是很成熟的技术， 整个生产工艺流程可简 述为： 原料煤经输煤系统送至煤预干燥装Z； 干燥后的煤在煤气化装Z与空分装Z来的氧气进 行部分氧化反应制成粗合成气； 粗合成气经变换和净化装Z制成合成原料气， 从净化装Z产生 的酸性气体经硫回收装Z制成硫磺；合成原料气在甲醇装Z制成精甲醇，送至甲醇罐区；精甲 醇经 MTP 装Z制成丙烯，同时联产汽油、LPG、乙烯，汽油、LPG 经罐区外售；丙烯及乙烯 经聚丙烯装Z生产终端产品聚丙烯。该项目最终产品为聚丙烯 46 万吨/年，同时产生的副产品 有汽油 18.22 万吨，LPG3.64 万吨，硫磺 3.8 万吨，甲醇 24 万吨。
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八、估值分析与投资建议
（一）盈利预测
关键假设 （1）机组利用率：受服务区用电供需影响，公司 2011 年-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：因电价上调和售电结构变化，公司 2011 年-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
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
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
年的产量分别为 0、10、20 和 35 亿立方米。 （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
年公司的每股收益分别为 0.11 元、 0.34 元、 元、 0.5 0.74 元和 0.93 元。
（二）估值分析与投资建议
公司发电业务盈利能力预计将显著回升， 2012 年动态市盈率 15 倍， 2013 年动态市盈率仅 为 10 倍，具有吸引力。公司最大的看点在天然气业务从 2013 年开始逐年爆发，持续成长性超 越同类公司。从成长性贴现和资源禀赋佳的角度看，公司应享有更高的估值水平。 2012 年是公司业绩拐点。 “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。
表 4：重点公司盈利预测与估值
EPS 股价 大唐发电 华能国际 华电国际 国电电力 4.99 5.28 3.25 2.77
0.12 0.00 0.17
0.45 0.24 0.24
0.60 0.30 0.30 PE
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图 31：大唐发电历史 PB Band
图 32：华电国际历史 PB Band
资料来源：wind，中国银河证券研究部
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图 33：华能国际历史 PB Band
图 34：国电电力历史 PB Band
资料来源：wind，中国银河证券研究部
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表 5：财务报表预测
单位：百万元 资产负债表 货币资金 应收票据 应收账款 预付款项 其他应收款 存货 其他流动资产 长期股权投资 固定资产 在建工程 工程物资 无形资产 长期待摊费用 资产总计 短期借款 应付票据 应付账款 预收款项 应付职工薪酬 应交税费 其他应付款 其他流动负债 长期借款 预计负债 负债合计 股东权益合计 现金流量表 净利润 折旧与摊销 经营现金流 投资现金流 融资现金流 现金净变动 期初现金余额 期末现金余额
- 347 A 45 - -96
190 1 3 43 7 75 980
-857 585 42 21
56 1 06 E 5 733 5
51 -857 585 42 32
242 67 3 43 7 12
7 585 42 26
274 97 3 43 7 7
7 585 42 53
利润表 营业收入 营业成本 营业税金及附加 销售费用 管理费用 财务费用 资产减值损失 公允价值变动收益 投资收益 汇兑收益 营业利润 营业外入净额 税前利润 减：所得税 净利润 母公司净利润 少数股东损益 基本每股收益（元） 稀释每股收益（元） 财务指标 成长性 营收增长率 EBIT 增长率 净利润增长率 盈利性 销售毛利率 销售净利率 ROE ROIC 估值倍数 PE P/B P/S 股息收益率 80.16 4.55 2.47 0.02% 32.39 2.61 1.32 0.00% 46.47 1.75 0.91 0.43% 14.60 1.60 0.75 1.37% 10.07 1.42 0.67 1.99% 18% 5% 6% 3% 19% 6% 8% 4% 15% 3% 4% 3% 20% 7% 11% 5% 21% 9% 14% 6% 30% 131% 80% 27% 37% 67% 21% -5% -42% 20% 74% 218% 13% 21% 45%
0 448 0 8 631 8 0.11 0.11 A
-42 0 687 0 4 884 66 0.19 0.19 E
0 900 0 3 487 3 0.11 0.11 E
0 900 0 7 58
43 0.50 0.50 2013E
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插 图 目 录
图 1：以电为主，多元协同的发展战略 ..................................................................................................................................... 1 图 2：大唐发电发展进程 ............................................................................................................................................................. 2 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）.............................................................................. 3 图 4：2011 年 12 月各省市调价幅度 .......................................................................................................................................... 3 图 5：秦皇岛动力煤价格变动情况 ............................................................................................................................................. 4 图 6：澳大利亚 BJ 动力煤价格.................................................................................................................................................... 4 图 7：公司总装机容量及增速变化 ............................................................................................................................................. 5 图 8：公司总发电量及增速变化 ................................................................................................................................................. 5 图 9：四大电力公司总发电装机规模比较 ................................................................................................................................. 5 图 10：2011 年前三季度四大电力公司总发电量规模比较 ...................................................................................................... 5 图 11：截至 2011 年第三季度电源结构（装机结构） ............................................................................................................. 6 图 12：截至 2011 年第三季度发电量结构 ................................................................................................................................. 6 图 13：截至 2011 年三季度末火电权益装机结构 ..................................................................................................................... 6 图 14：2011 年前三季度发电量区域结构 .................................................................................................................................. 6 图 15：2012 年公司分地区上网电价上调幅度 .......................................................................................................................... 7 图 16：华北、华东各省市用电量变化 ....................................................................................................................................... 7 图 17：华北、华东各省市火电装机容量变化 ........................................................................................................................... 7 图 18：华北、华东各省市火电机组利用率变化 ....................................................................................................................... 8 图 19：电价、煤价、利用率三要素敏感性 3：2：1 ................................................................................................................ 9 图 20：2000 年以来国内天然气消费量快速增长 .................................................................................................................... 11 图 21：未来十年天然气进口依存度将快速扩大 ..................................................................................................................... 11 图 22：我国能源消费结构与世界能源消费结构比较 ............................................................................................................. 12 图 23：我国液化天然气（LNG）进口量快速增加（亿方）................................................................................................... 13 图 24：我国目前天然气定价体系结构图 ................................................................................................................................. 15 图 25：按天然气试点的新机制测算月度上海中心基准价格（元/立方米） ........................................................................ 17 图 26：我国与部分发达国家天然气消费结构的比较 ............................................................................................................. 18 图 27：北京和天津天然气消费快速增长（亿立方米） ......................................................................................................... 20 图 28：辽宁天然气消费受限于气源不足（亿立方米） ......................................................................................................... 20 图 29：公司 2 个煤制天然气项目的成本构成 ......................................................................................................................... 21 图 30：公司 2 个煤制天然气投放进度（亿立方米） ............................................................................................................. 22 图 31：大唐发电历史 PB Band................................................................................................................................................... 24 图 32：华电国际历史 PB Band................................................................................................................................................... 24 图 33：华能国际历史 PB Band................................................................................................................................................... 24 图 34：国电电力历史 PB Band................................................................................................................................................... 24
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表 格 目 录
表 1：公司燃料价格测算假设 ..................................................................................................................................................... 8 表 2：上网电价、煤价均价对业绩的敏感性分析 ..................................................................................................................... 9 表 3：利用率、煤价均价对业绩的敏感性分析 ......................................................................................................................... 9 表 4：控、参股煤炭情况 ........................................................................................................................................................... 10 表 5：财务报表预测 ................................................................................................................................................................... 25
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银河证券行业评级体系：推荐、谨慎推荐、中性、回避 推荐：是指未来 6－12 个月，行业指数 （或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数） 超越 交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报 20%及以上。该评级由分析师给出。 谨慎推荐：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）超越交易所指数（或市 场中主要的指数）平均回报。该评级由分析师给出。 中性：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）与交易所指数（或市场中主 要的指数）平均回报相当。该评级由分析师给出。 回避：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）低于交易所指数（或市场中 主要的指数）平均回报 10%及以上。该评级由分析师给出。 银河证券公司评级体系：推荐、谨慎推荐、中性、回避 推荐：是指未来 6－12 个月，公司股价超越分析师 （或分析师团队） 所覆盖股票平均回报 20%及以上。该评级由分析师给出。 谨慎推荐：是指未来 6－12 个月，公司股价超越分析师 （或分析师团队） 所覆盖股票平均 回报 10%－20%。该评级由分析师给出。 中性：是指未来 6－12 个月，公司股价与分析师 （或分析师团队） 所覆盖股票平均回报相 当。该评级由分析师给出。 回避：是指未来 6－12 个月，公司股价低于分析师 （或分析师团队） 所覆盖股票平均回报 10%及以上。该评级由分析师给出。 邹序元，电力行业分析师。本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注 册为证券分析师，本人承诺，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准 确地反映本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点 而直接或间接受到任何形式的补偿。本人承诺不利用自己的身份、地位和执业过程中所掌握 的信息为自己或他人谋取私利。
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本报告由中国银河证券股份有限公司（以下简称银河证券，银河证券已具备中国证监会批复的证券投资咨询业务 资格）向其机构或个人客户（以下简称客户）提供，无意针对或打算违反任何地区、国家、城市或其它法律管辖区域 内的法律法规。除非另有说明，所有本报告的版权属于银河证券。未经银河证券事先书面授权许可，任何机构或个人 不得更改或以任何方式发送、传播或复印本报告。 本报告所载的全部内容只提供给客户做参考之用，并不构成对客户的投资建议，并非作为买卖、认购证券或其它 金融工具的邀请或保证。银河证券认为本报告所载内容及观点客观公正，但不担保其内容的准确性或完整性。客户不 应单纯依靠本报告而取代个人的独立判断。本报告所载内容反映的是银河证券在最初发表本报告日期当日的判断，银 河证券可发出其它与本报告所载内容不一致或有不同结论的报告，但银河证券没有义务和责任去及时更新本报告涉及 的内容并通知客户。银河证券不对因客户使用本报告而导致的损失负任何责任。 银河证券不需要采取任何行动以确保本报告涉及的内容适合于客户。银河证券建议客户如有任何疑问应当咨询证 券投资顾问并独自进行投资判断。本报告并不构成投资、法律、会计或税务建议或担保任何内容适合客户，本报告不 构成给予客户个人咨询建议。 本报告可能附带其它网站的地址或超级链接，对于可能涉及的银河证券网站以外的地址或超级链接，银河证券不 对其内容负责。本报告提供这些地址或超级链接的目的纯粹是为了客户使用方便，链接网站的内容不构成本报告的任 何部份，客户需自行承担浏览这些网站的费用或风险。 银河证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提 供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。银河证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无 需事先或在获得业务关系后通知客户。 银河证券无需因接收人收到本报告而视其为客户。本报告是发送给银河证券客户的，属于机密材料，只有银河证 券客户才能参考或使用，如接收人并非银河证券客户，请及时退回并删除。 所有在本报告中使用的商标、服务标识及标记，除非另有说明，均为银河证券的商标、服务标识及标记。 银河证券版权所有并保留一切权利。
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