银河证券11月17日晨会纪要

今日视点:

银河主要行业一周观点

机械：据我们草根调研，目前制造业下游需求仍然比较低迷，部分企业订单同比大幅下滑，我们判断目前仍处于去库存阶段。中期仍维持防御策略，短期在决策层保增长的政策下顺周期估值有望部分提升。1、智能装备。受益于机械替代人工趋势的加速，未来行业增长潜力得到保证，主要涉及上市公司机器人等。2、煤化工设备。煤化工设备行业近期亮点频出，符合我们的判断，建议关注3大优质股：张化机、杭氧股份、陕鼓动力。3、制造业转型服务业。传统制造业面临发展瓶颈，凭借在制造业积累的客户资源、技术储备、项目经验，转型进入下游服务业，拓展盈利增长极。重点公司杭氧股份、盾安环境、陕鼓动力。

银行：我们认为10月份货币数据和银监会动态反映了银行基本面部分改善：（1）10月份贷款新增5868亿元，票据融资减少与直贴利率下行反映了实体经济流动性的改善；（2）10月份贷款投放向非金融性企业倾斜、贷款期限中长期化表明定向宽松进行时，货币信贷将继续保持合理增长；（3）银监会就商业银行资本管理办法作最新表态，办法反映了监管双方的妥协，预计资本管理新规严厉程度低于预期，缓解市场融资压力。我们看好股份制银行在反弹中有较好的表现，重点关注民生银行、中信银行。

电力设备：（1）寻找确定性投资增长的子行业和受益公司：智能电网二次设备和电源投资。一是智能电网。国家电网重点的投资领域，且争议较少，预计2012年智能变电站环节、用电信息采集环节、配网自动化环节的投资将持续增长。重点关注智能变电站二次设备和用电信息采集这两个子行业。二是电源投资。在用电紧张的背景下，国内电源投资增长的确定性较强。（2）寻找成长预期调整的个股，以及戴维斯双击下的投资机会。重点公司有：东方电气、荣信股份、四方股份和新联电子。

一、市场聚集

热点的持续性更重要

核心观点：

1、上周（11月7日-11月11日）各大指数普遍调整，为本轮反弹以来周线首次收阴。其中，上证综指跌1.87%，深成指跌2.62%，中小板指跌1.62%，创业板指则与众不同，实现正收益，涨幅达1.01%。不同风格指数普跌，但跌幅仅为1-2%左右。我们判断上周指数普跌属于前期连续上涨之后的正常调整，海外突发事件也产生了一定的冲击，但反弹以来指数向上的态势并未就此打破，反弹趋势仍在。

2、行业指数方面，全部23个大行业都出现了幅度不一的跌幅。观察连续两周的行业涨跌幅可以发现一个规律：前周涨幅靠后的行业如建筑建材、家用电器、房地产、金融服务等本周跌幅继续领先，而上周涨幅领先的行业如电子、信息设备、信息服务等则继续跑赢指数。从TMT 三大行业持续良好的表现来看，市场热点具有良好的持续性，这也部分支持了我们对于反弹趋势将继续的判断。

3、本周尽管指数普跌，但从行业市盈率的角度看，仍有很多行业估值水平得到较为显著的修复。其中电子元器件PE水平上升最为明显，从十月底的38倍上升至现在的41倍。除此以外，农林牧渔、信息设备、医药生物、信息服务、餐饮旅游的市盈率水平也有显著提升。与这些行业的估值修复形成对比的是，建筑建材、家电、房地产、金融服务等仍然处于历史估值区间的下限附近。

4、从PE、PB偏离度的角度看，行业间估值偏离度的差异化程度显著加大， 尤其是在横轴（市盈率偏离度）方向。其中，偏离度降低最为明显的包括电子元器件、农林牧渔、医药生物、公用事业。而在代表PE、PB 偏离度最大的第一象限，基本没有新的行业进入。

（分析师：孙建波、秦晓斌）

二、要闻点评及行业观点

工业生产趋稳—10月产业数据分析

核心观点：

1、生产：上游减速，下游企稳，调整步伐静观其变

10月，规模以上工业增加值同比增长13.2%，增速较上月有所下降，季调后环比增加0.9%，增速也略输于上月，累计同比增速较前9个月下降0.1%至14.1%，轻重工业同比增速仍然属于粘合向下状态。

从产业链来看，由于库存调整节奏的差异，前期生产率先放慢的下游投资品已开始缓慢加速，相对较快的有金属制品、通信设备、计算机及其他电子设备制造业、交运以及通用设备制造业；而大多数前期生产更为积极的行业比方说上游和一些中游行业以及部分消费品行业的去库存过程较为滞后，当前正处于去库存过程当中，因而生产大多放缓。

库存调整是经济各部门间协调步伐和预期的一个过程，待一个库存周期过后，上下游的价格和产量水平将暂时运行在均衡路径上，除非再有力量改变当前的均衡预期、需求或是价格，而国内政策力度的超预期和国外的冲击便是短期最主要的外生力量。

2、价格：能源价格跌幅受限，中游行业利润空间两头承压

10月，工业品出厂价环比下降0.7%，同比增速跌至5%，相比9月份的6.5%大幅下降，从大项来看，原材料和加工品的出厂价降幅在本月相对突出，而采掘工业品出厂价的降幅相对滞后。随着原材料和加工品价格的下降，下游设备制品行业的成本状况整体改善。但由于目前需求复苏的力度还较弱；同时，能源价格目前的跌幅有限，国际油价甚至受美国经济利好数据的提振强势反弹；这样的背景下，中游行业的利润空间两头承。

（分析师：潘向东）

三、调研动态

三一重工：起重机部深度调研纪要

总体结论:

行业明年小有增长（持平或者10%以内），主要新增量来自高铁重新开工和部分下游制造业等的复苏，公司认为自己有近50%的增长，新增长主要依靠新大吨位产品的推广力度以及海外市场的开拓。

起重机行业竞争比较激烈，三一主要依靠的是优质的产品性能和销售服务来抢占国内企业份额，海外市场也是公司很看重的一块，明年海外有望突破10个亿。三一起重机商务条件相对来说还是较高的。目前发生大规模偿债风险的概率很低，公司已经在准备冬储了，事业部明年年初的战略计划非常关键，我们会保持紧密跟踪。

事业部简介：起重机是三一三大事业部之一，拥有四大类、20-1200t 的全系列产品，近4年保持100%的复合增速，10年突破30亿元销售收入，目前产能超过1万台。

公司起重机技术主要吸收了利勃海尔等先进技术。

1、销售情况：迅猛发展，后劲较足。

公司2006-2010的销售收入分别是 1.1、3.2 、7.9 、14.8 、35.2亿 、11年大概50个亿，12年目标75-80亿（含税）。

目前起重机事业部已经有40家经销代理商 和共1000多人的销售队伍，营销体系相对来说来比较健全，未来经销商可能不会增加太大，但是营销队伍会再扩充。

丛台数来算，去年三一起重机卖了3.6万台左右，明年行业估计增长不会太大，大概10%左右，三一明年主推新的大吨位产品，主要是风电用的1200T的汽车吊。专门用于风电的检测和维修等，

以及350吨的起重机。这次350t 已经参加了北京展，一次性5个亿销售 ，给公司较大信心，明年主要是在大吨位这块有突破。

产品准备：20-300t 级主要产品 明年产品将覆盖95%以上的型号。

2、行业情况

今年下来徐工市占率应该会低于50%了，中联23% 左右，三一市占率还会提升。

整体趋势：汽车起重机和随车起重机大概占工程机械总量的10%左右。

起重机主要下游

基础设施建设 40%-50% （公司认为高铁建设占下游30%多）

能源 18%

市政施工 10%

房地产 10%

制造业 7%

冶金 5%

3、未来重点产品 –全亚洲第一台

1200t 全球最大起吊重量 全亚洲第一台

2011年7月17日 亚洲首台千吨级全地面起重机 SAC1200 进行了全球首吊250T的演示，非常成功。

公司开发了船用起重机，未来空间200亿，目前国内没有专业

公司曾想开发铁路专用起重机，后来大势不好、不准备做了

4、市场情况

全系列产品 价格上平均高出3%左右，考虑到融资成本上，我们高出3%-6%左右。无序的竞争影响到租赁企业。

以前中联都是直销办事处，不主动推销，三一主动，徐工其实做了很久，但是感觉他们服务缺失。未来数量上不会有大的变化。中联是以 营销保障中心 ，

三一综合起来服务体系最好，但是另两家服务也在提升。

5、对行业的分析：

据测算，固定资产投资 ，每增加一个亿投资，保有量将增加0.6台左右。今年保有量应该是17万台，未来空间大概可以粗略计算。

行业净利润（去年280亿汽车吊，净利润率10%左右），未来净利润率短期提升较难，但是随着三一部分零部件自制，中长期有提升空间。

6、未来竞争格局：

中联起重机：去年以降低商务条件为核心策略，提升市占率，估计明年不会有更激进政策。

收入增长（50-80亿），利润增速超过这个比例，明年主要在大吨位上多突破。

公司以市场为导向，效益为主，小吨位（16吨）不大想做了。

未来如果竞争很激烈的话，商务条件也会放开，目前三一毛利率还是比另两家高，公司认为自己手里还有牌可打，没到非要放开条件的时候。

7、海外市场开拓：

今年主要聚焦 沙特阿拉伯，巴西之类的，今年做了6-7个亿，明年想做10个亿，三一重工在巴西建厂，汽车吊在那边也有生产线，2012年投产，规划产能3000台。

全球市场大概有900亿，目前国内占到全球的主要部分。

8、起重机成本构成：

钢材 20-30%，人工成本12-15%. 外购件 30-40%

泵阀，主要是买力士乐的。三一自制的阀，已经在试验用了，明年在小吨位机子上可能自供。

行业16吨以下毛利率17%，20吨毛利20%，25吨以上占销量（不含25吨）毛利30%

25吨 量占起重机总量的比为30%，金额为25%

20吨 量占起重机总量比为20%，金额为15%。

25吨以上 35-40%

9、销售方式及投资回收分析

融资和按揭 85%，全款和分期 15%

起重机整体客户素质比挖机更好，需要上牌照，资产要抵押。发生大规模的偿债风险概率很少，但是逾期还款的情况还是会有发生。

现在小吨位 投资回收期4年（原来2-3年），大吨位投资回收期5年。但是因为下游客户用途需要，趋势上小吨位的投资回收期在变长。这个可以解释为何公司不想做小吨位起重机了。

（分析师：邱世梁、邹润芳）

2011年度电力行业竞争情报报告会纪要

总体感受：

“十二五”期间，随着我国逐渐进入工业后期，经济增速放缓，电力弹性系数回落，电力行业进入次高速增长阶段。火电仍将在很长的时间内成为支柱板块，但严重受到能源消费和污染物排放制约，“煤电联动”体制改革、电力市场交易机制建立，任重而道远；水电发展困难重重、舆论压力大，开工率较“十一五”翻番，但投运率下滑；核电发展受阻，但是技术相对成熟，作为唯一短期内有希望大规模推广、替代传统发电的新能源发电类型，我们认为发展空间还是比较可观的；风电经过迅猛增长后，步入理性发展阶段；其他新能源还要靠新技术的创新升级带动产业发展。

目前，由于成本持续高企、财务费用上涨等因素，火电行业长期严重亏损，中电联对五大发电集团今年1-7月的经营情况统计显示，五大集团合计亏损74.6亿元。国资委已派出工作组就电力央企巨亏问题调研，发改委也表态会积极予以协调。我们预期近期出台上调电价政策为大概率事件，这次调价的覆盖地区有望将较之前范围更大，初步安排可能是先调上网电价，然后逐步对非居民用电价格进行调整。若电价上调实施，有助于改善火电行业盈利状况，但是否能彻底扭转行业景气度，上调范围和力度是关键。另外，需密切关注后续燃煤价格走势。

一、宏观经济及电力行业整体

1、宏观经济形势：

1) 明年我国经济将在控物价与稳增长之间找平衡点，投资将成为推动经济增长的有利因素。预计2012年GDP同比增长8.7%，固定资产投资增长在21%以上。

2) 预计“十二五”GDP年均增长率为8.7%，2015年GDP总量达到60.4万亿元。2020年前后，我国将基本完成工业化，逐步进入后工业化阶段，全国经济增长将进一步回落。预计2020年GDP总量将达到84.7万亿元，“十三五”期间年均增长7%。

2、电力行业形势：

1) 电力行业进入次高速增长时期，维持时间将较长，“十二五”电力弹性系数可能回落至1以下约0.94。

2) 未来十年，四大行业用电总量仍将有所增长，但随着工业化逐步完成，占比将呈下降趋势

3) 预计“十二五”期间，居民用电增速将超过10%，高于全社会用电增长，用电比重明显提高。从长远来看，居民生活用电将是拉动电力需求增长的主要力量。

3、电力发展规划

1) 我国未来电力流向

2) 电网发展重点

围绕华北、华东、华中负荷中心，建设1,000千伏特高压同步电网，山西、陕西、蒙西、锡盟、宁东煤电基地通过特高压交流就近接入“三华”电网，部分电力通过直流直送负荷中心

构建西北750千伏、东北1,000千伏交流送端电网，新疆、甘肃煤电和风电，呼盟煤电，西南水电通过特高压直流送入“三华”电网

南方电网重点满足云南水电、境外水电和贵州火电向广东、广西负荷中心送电，构建西电东送交直流电网

以网架为基础、以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，积极推进电网智能化建设

4、电力关键指标预测：

1) “十二五”期间，我国电力需求仍将保持较快增长，预计2015年全社会用电量将达到6.27万亿kWh，“十二五”年均增长8.5%。预计2020年，全社会用电量将达到8.2万亿kWh，“十三五”年均增长5.5%。

2) 预计“十二五”电力工业投资5.3万亿元，比“十一五”增长66%。电源投资2.75万亿元，占52%；电网投资2.55万亿元，占48%，比“十一五”增长73%。绿色发电投资为1.82万亿元，占电源总投资的66%，较“十一五”上升15个百分点。

3) 预计2020年我国发电装机将达到18.85亿kW：

4) 初步分析，到“十二五”末，全国平均发电成本0.47元/kWh，平均输配电成本将达到约0.23元/kWh。

5) 2015年平均供电成本为 0.71元/kWh，比2010年实际电价上涨0.14元/kWh，年均增长4.6%；2020年平均供电成本为0.80元/kWh，比2015年增加0.09元/kWh，年均增长2.5%。

6) 预计“十二五”期间，如果考虑合理成本（包括合理利润及税金），“十二五”平均上网电价应为0.48元/kWh，比2010年实际电价上涨25%，年均上涨4.5%；平均销售电价0.71元/kWh，比2010年实际电价上涨约27%，年均提高约4.6%。

7) 电价管理体制：在“十二五”期间，电价仍将保持政府定价为主的局面，在部分地区开展或深化电力市场试点。

二、火电板块

1、火电发展规划：

1) 加快山西、陕北、宁东、内蒙、东北、新疆、淮南、贵州等大型基地，煤电一体化开发，向负荷中心输电。

2) 大力推行洁净煤发电技术，在东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。

3) 加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

2、火电未来预测：

1) 按能源消费总量（预测2015年可达41或42亿吨）和碳、硫等污染物排放量推算，2015年火电装机容量约9.64亿kW，“十二五”年增6,500万kW，2015年单位能耗约0.6858吨/万元。2020年11.16亿kW，“十三五”年增3,600万kW。

2) “十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿kW，其中煤电基地开工1.97亿kW，占66%；投产规模2.9亿kW，其中煤电基地投产1.5亿kW，占52%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿kW。

3) “十三五”期间，全国规划煤电开工规模2.6亿kW，其中煤电基地开工1.63亿kW，占62.7%；投产规模2.5亿kW，其中煤电基地投产1.36亿kW，占54.6%。

4) “十二五”煤电平均成本上涨约0.05元/kWh，其中中东部负荷中心煤电成本在0.42～0.50元/kWh，西部、北部煤电基地普遍低于0.3元/kWh，即使考虑长距离输电费用，落地成本也低于受端煤电。

三、水电板块

1、水电未来预测：

1) “十二五”期间计划开工：常规12,000万，抽水蓄能4,000万；投产：常规6,700万、抽水蓄能1,300万；开工增长221%，但投产减少7.7%。预计“十二五”末达到装机规模：常规26,000万kW，抽水蓄能3,000万kW；发电：9,100亿度

2) 规划到2015年常规水电装机达到2.9亿kW，2020年达到3.3亿kW，抽水蓄能7,000万kW,开发程度65%。2010～2020年新增水电装机中，6大水电基地(金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江和黄河上游)装机约1亿kW，占70%以上, 向中东部缺能地区送电。

3) “十二五”水电发电成本主要受造价上升因素影响，将提高到0.3～0.45元/kWh，比目前上涨约0.1元/kWh。

四、风电板块

1、风电发展规划：

1) “大规模-高集中-高电压-远距离输送”，加快千万kW级风电基地建设，2015年7,000万kW；积极推进内陆分散利用，包括河南、安徽、江西、湖南、湖北、云南、贵州等地，发挥电网接入条件好、电力负荷近的优势，因地制宜建设中小型风电项目。2015年3,000万kW；加快海上风电项目建设，以示范项目建设带动海上风电技术装备的进步，2015年500万kW。

2) 新疆哈密：规划在哈密东南部、三塘湖和淖毛湖3个区域建设风电场，2020年达到1,080万kW。接入新建成的750kV变电所。需研究接入系统输电规划、电力电量消纳、调峰电源建设及抽水蓄能等问题。

3) 河北省：主要分布在张家口、承德地地区及东部沿海，包括潮间带和近海。规划2020 年达到1,400万kW。位于京津唐电网区域内的风电场主要接入500kV电网运行,沿海地区的风电场并入地区220kV或110kV电网运行。

4) 吉林西部：主要在松源和白城等市，规划到2020年达到2,700万kW。规划拟新建10个500kV升压站，将风电送入吉林省和东北电网。

5) 内蒙古：在编制千万kW级风电基地规划时按照电网覆盖区域分为蒙西和蒙东两部分。2020年达到5,830万kW，其中蒙西3,830万kW，蒙东2,000万kW。接入电力系统初步方案是除了在当地消纳的风电电量以外，2020年230万kW送入华北电网, 35万kW送入西北电网, 1,860万kW送入东北电网，届时37%的风电电量外送。

6) 江苏省：主要分布在东部沿海，包括陆地、潮间带和近海。目前规划正在编制，2020 年1,000万kW，其中陆上300万kW，在潮间带和近海700万kW。

7) 江苏省海上风电：2015年装机460万kW，包括近海200万kW、潮间带260万kW；2020年装机945万kW，包括近海655万kW、潮间带290万kW。

8) 甘肃酒泉地区第一个启动的千万kW风电基地规划，规划建设9个风电场，到2015/2020 年装机容量1,270万kW，已进入实施阶段

2010年5月国家第一批海上风电特许权项目招标启动，四项目拟在四年内建设完成

1) 近海风电场项目-约0.74元/kWh：

滨海30万kW，大唐新能源，中标价0.7370元/kWh；

射阳30万kW，中电投，中标价0.7047元/kWh

2) 潮间带风电场项目- 约 0.64元/kWh：

大丰20万kW，龙源，中标价0.6396元/kWh；

东台 20万kW，鲁能，中标价0.6235元/kWh

2、风电未来预测：

1) 将继续扩大风电发电的装机规模，但发展更理性。2015全国风电规划装机1亿kW，风电电量达到1,900亿kWh，2020年1.5～2亿kW。未来十年要求每年平均新增250-350亿kWh风电电量，新增风电装机1,500万kW。

2) 预测2020年全国发电量7.6万亿kWh，风电达4,000亿kWh，占5.2%。

3) 风电发电成本将保持稳定，根据资源条件不同，在0.5～0.6元/kWh之间。

五、核电板块

1、核电发展规划：

1) 在山东、江苏、广东等沿海省区加快发展核电。

2) 稳步推进江西、湖南等中部省份内陆核电项目。

3) 优先发展AP1000及其国产化三代核电技术。

2、核电未来预测

1) 核电规划目前尚不确定，但从目前进度看原先提出的到2020年达到8,500万kW的目标并不是不可实现的。关键在于“十二五”期间正在展开的几项三代核电工程能否顺利投产、运行是否稳定，据我国核电专家估计是乐观的。

2) 目前，我国核电平均上网电价约为0.43元/kWh，普遍低于所在地区煤电标杆电价。未来核电发电成本呈平稳并略有下降趋势。

已建、在建核电站检查工作也完毕，预期明年上半年生产投运全面启动为大概率事件

目前只有2家企业中广核、中电投获得牌照，承接项目能力有限，建议放开牌照发放力度

六、其他新能源板块

其他新能源当前主要问题：

1) 光伏发电的高成本，让产业走不出基本在外的格局

2) 生物质发电特别是秸秆发电的难点转移为燃料的加工储运环节

3) 噁垃圾发电存在二英心理障碍

4) 生物质发电在可再生能源长期规划中，目标2020年达到3,000万kW，“十二五”规划提出1,300万kW，但实践有较大难度。

其他新能源未来预测

1) 太阳能发电成本随着技术进步和规模化生产等，将有一定程度的下降，预计“十二五”在1～2元/kWh之间。

七、天然气发电板块

中国进入气时代：中国目前天然气消费不过1,000亿立方米，2015年有可能增至2,100亿立方米。其中进口1,000亿立方米，天然气发电是可行的选择。

天然气未来预测：气电总装机容量2015年可达8,500万kW，2020年13,000万kW（2010年只有2,600万kW）。其中，以天然气为燃料的房屋式分布式电源将有望大力发展，总能力水平为5,000万kW，主要布局在东部地区。（分析师：冯大军）