今年1月6日召开的国家能源局全国能源工作会议提出，“十二五”时期，火电仍然是我国的主力电源。据初步测算，“十二五”时期新开工建设火电规模将达2.6亿至2.7亿千瓦。其中，2011年拟新开工火电8000万千瓦。

火电还将继续扮演主力电源的角色，源于煤炭在我国能源供应中的基础性地位。2011年，煤炭价格仍然是左右火电公司盈利状况的决定性因素。业内有报告预计今年合同煤价格较2010年上涨5%。然而，火电行业发电小时数也有望上升5%，预计煤电行业2011年经济效益稳中有升。市场看好煤电联营项目和高电价售电区域的火电公司。

●今年整个电力行业业绩向好

2011年是我国“十二五”规划的开局之年，预计固定资产投资将拉动工业用电量增长。“十一五”期间年均固定资产投资增速高达25.9%，对工业用电量的平稳增长做出了较大的贡献。预计2011年固定资产投资增速仍将保持在24%左右的较高水平，对工业用电量的增长起到持续拉动作用。此外，节能减排进入新周期，重工业用电将阶段性恢复。

2010年前三季度，火电行业上市公司总体实现营业收入2941亿元，净利润134.3亿元。火电行业总体毛利率12.65%，财务费用率6.36%。由于通胀预期加强，以及煤炭有效供给增量有限，煤炭价格在2010年第四季度仍有上涨压力，并在2011年维持高位运行。2011年火电行业盈利仍然面临考验。但由于用电需求持续增长、发电机组利用率小幅提高，工业用电仍然是我国用电需求的主要拉动力。因此今年电力行业业绩有望实现更进一步增长。

●能源基地和高电价售电区火电盈利能力较佳

煤价高企而电价迟迟未作相应调整，使处在高煤价地区的火电企业面临较为严重的经营压力。相比之下，位于能源基地所在区域且售电区域电价高的公司值得看好。

通过对不同地区上市公司前三季度各项指标进行横向对比，广东、华东、内蒙古地区上市公司盈利状况普遍好于安徽、华北地区。造成火电行业盈利分化的主要原因是煤价和电价的区域性差异。

内蒙古是煤炭生产大省，新兴的能源基地。由于长期以来煤炭的输送主要依靠铁路且运力有限，因此位于该地区的火电企业仅在成本方面就具有其他地区同行无法比拟的优势。而能源基地的火电项目多为点对网电厂或未来的特高压电厂。由于此类项目的上网电价高于本地，且拥有煤电一体化优势，因此此类项目的盈利能力是火电企业中最强的。但由于能源基地的外送通道有限，部分在建项目的优势尚未完全体现出来。

其中，处在广东、华东这些高电价地区的火电企业盈利情况明显好于处在高煤价低电价的地区的火电企业。这主要是因为广东和华东地区机组利用率高，而且电厂合同煤比例较高。因此，位于这些高电价的终端消费地区的企业相对来说值得看好。

●煤电联营成火电行业投资新亮点

我国现阶段的煤炭产销格局是“北煤南运”和“西煤东运”，煤炭产地与消费地分离。受制于运力瓶颈和运输半径，煤炭并没有实现真正意义上的全流通，“三北”地区煤炭产能没有能够充分发挥出来。

“十二五”期间，我国能源输送的格局将发生变化，具体思路是通过加大电力外送逐步减少煤炭外送。由于电力外送较煤炭外送具有更高的经济性和社会效益，未来几年国家电网将加大配套电网的建设。届时，能源基地项目的优势将会进一步显现出来。

从长期来看，跨区域送电将改变现有的电源格局。现阶段，蒙东（蒙电送辽宁）、宁东（宁夏回族自治区送山东）、蒙冀（内蒙古送河北）等能源基地项目均在加快建设。内蒙华电、国电电力、金山股份、华电国际等公司有望受益。

●火电投资比重萎缩应慎选个股

正如业内分析，2010-2012年电力行业投资总额预计基本持平，但投资结构发生明显变化。火电投资比例下降，核电、风电投资比例上升。此外由于煤价上涨，市场对上网电价分地区调整预期加强。但是上网电价的上调是滞后的，分区域的，而且调整幅度很难抵消煤价上涨的影响。因此，上网电价的调整不足以推动火电行业景气周期的彻底改变。因此在选择火电公司时，还应谨慎。