中转地小幅下降。秦皇岛大同优混、山西优混以及普通混煤的车板价6月上旬分别为590元/吨、558元/吨和340元/吨（月环比分别上涨0%、-0.4%和-2.2%，较2008年7月中旬最高点则分别回落约42.4%、41.6%和48.1%，1～6月均价较2008年均价分别下降23.5%、20.8%和25.2%)。

国际煤价略有上涨。BJ动力煤6月上旬约69美元/吨，相当于2007年8月初水平（月环比上涨约9.2%，较2008年高点回落63.8%，1～6月份均价较2008年全年均价大幅下跌45.8%）。3月以来澳元较美元升值近17%，而以美元计价的煤价上涨约10%，显示澳洲国内煤价实际跌幅应在7%左右。

煤炭海运费再创新低。受需求不振影响，6月上旬秦皇岛—广州运费环比下降7～31元/吨（降幅18.4%）；秦皇岛—上海运费下降4～27元/吨（降幅12.9%），再次创近3年新低；1～6月份均价较2008年全年均价分别大幅下跌64.9%和60.3%。

库存：港口、电厂双反弹。受调入量增加影响，6月上旬秦皇岛港存煤量反弹至493万吨的正常水平；电厂存煤可用天数也小幅上升至4月的16天，基本处于合理水平，同时库存低于3天电厂数量降至25家，火电企业迎峰度夏储煤充足。

对于煤价走势，中信煤炭分析师的观点是“2009年合同动力煤可能会微涨，幅度在5%～10%，而市场动力煤的回落幅度在25%～30%。二季度消费淡季到来将宣告‘去库存化’过程的结束，市场煤价会在二季度中期转头向下，甚至跌出年内‘低点’”。

国内火电具有逆周期赢利规律

1997年亚洲金融危机过后，在1998～2003年的经济恢复阶段，随着电量增加，火电销售收入增长在8%～16%，在此期间煤价波动较小（-9%～11%），因此毛利率基本稳定在18%～20%；为刺激经济复苏，5年以上长期贷款利率从1998年的平均9.2%降至2003年的5.8%，使得行业财务费用率由9.1%降至5.0%，并最终拉动销售利润率由6.8%提高至10.5%，即在经济复苏阶段火电赢利将由于煤价、利率、运费下降而出现稳步回升。

在2004年GDP增速突破10%以后，随着经济快速增长，煤价开始大幅飙升，由于电价滞后调整且幅度不足导致火电毛利率开始下降。与此同时，不断提高的贷款利率（5.9%～7.5%）也抬高了行业财务费用率并最终压低了销售利润率水平，这种情形在2008年达到顶峰，电力行业出现首次全行业集体亏损。本轮金融危机使得中国经济在2008年下半年开始大幅下滑，由此导致的煤价、利率等因素下降与1997年亚洲金融危机后情形如出一辙，今后几年国内火电也将延续上轮周期的赢利恢复过程。

其中，沿海电厂较为集中的上市公司由于煤价和运费的双重下跌，导致综合到厂煤价降幅较大，毛利率回升较快，相对较合理的和稳定的电价也使其毛利率水平和赢利情况在业内居于前列；内陆电厂由于坑口煤价下跌较少、高耗能产业不振致使电量损失较大，各种名目的优惠电价繁多等，其毛利率回升也缓慢，大部分公司仍然徘徊在亏损的边缘。

资产注入仍将成为行业热点

2007年4月国务院转发的《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（19号文），明确指出“加快国有电力企业股份制改革，支持国有发电企业整体或主营业务上市、引入战略投资者，实现产权多元化”；此外2009年《政府工作报告》也提出“深化国有大型企业公司制、股份制改革，建立健全现代企业制度”，这已经在多家公司近期的资产注入公告中得以印证。

由于2008年火电行业整体亏损，为反映上市公司和集团的真实资产和赢利情况，我们以2007年年底各集团和上市公司的数据为基准，对此加以分析：

央企上市资产占比总体逾30%，利润贡献则占比逾80%：从五大发电集团来看（中电投由于目前尚无融资旗舰，暂未分析），上市公司资产占集团比例在29%～50%，净利润占比则在62%～146%；显示五大集团上市部分的赢利能力明显高于集团内剩余资产；其中华电和国电集团剩余资产的赢利能力较其余集团略高。

地方企业差别较大：从样本中的9家地方集团来看，上市公司资产占比在3%～49%，净利润占比则在2%～117%，差异较大；其中豫能控股、京能热电、川投能源、赣能股份及通宝能源未上市部分资产比例较高，而豫能控股、川投能源、京能热电、建投能源及粤电力未上市部分赢利占比相对较大。

从股东结构上看，我们认为具有如下特点的公司进行资本运作的概率更大。

大股东“一股独大”：单一的大股东结构有利于减少股东间对于公司发展定位不同造成的摩擦，其资产注入决策更为简单，目前电力上市公司绝大多数是此类，仅有如漳泽电力、长源电力等公司前两大股东股权比例相差较小，且大股东持股比例并未达到绝对控股。