国投电力2011年业绩交流电话会
1、2011年基本情况
ü 财务指标：总资产1,209亿元，净资产115亿元；收入217亿元，同比增24.2%；净利润2.59亿元，同比降48.6%（煤价上涨、来水偏枯、财务费用增加）；加权平均EPS为0.128。
ü 电量：控股发电量657.25亿kWh、同比增长6.80%，上网电量630.97亿kWh、同比增长6.75%。
ü 利用小时：总体利用小时5176小时，同比升2%，其中火电5,870小时，水电4,581小时，风电1,807,光伏1,632小时。
ü 装机容量：控股装机12,746MW，权益装机8,477MW，新增装机227MW，核准装机767MW。
ü 燃料：标煤单价平均792元/吨，同比升6.17%；燃料成本占主营成本的70%。
ü 利润总额构成：火电亏损4亿、水电15亿、新能源0.6亿（净利润0.4亿）、本部管理及财务费用2亿。
ü 火电：厦门华夏盈利最好（重点合同煤获取能力强、受福建来水偏枯致出力足，净利润接近2亿）、甘肃张掖盈利状况较好、安徽宣城则相对较差（与机组有关系，只有1台600MW运行经济性及可靠性差些，新投产机组合同煤获取能力差，但从2011年10月份开始，
国投新集按合同煤供煤）。
2、2012年展望
ü 2012年主要任务：官地3台机组、锦屏二级首台机组投产，争取合理上网电价：新疆伊犁煤电一体化项目，2×300MW热电机组，配套90万吨露天矿及300万吨井工矿；江苏利港和广西钦州电厂的审计评估工作已经启动，争取2012年内完成注入上市公司。
ü 2012Q1：水电电量下降幅度比较大；火电电量保持在较高水平基本持平，火电总体同比增长近70%；风电来风同比出现大幅下降；财务费用增长。
ü 煤价：12Q1同比11Q1上涨5～7%，与11全年相比基本持平，尤其沿海、沿江回落较多，而中西部地区有所上涨，特别云南受矿难影响煤炭供给不足。公司煤价应该会和整个市场保持一致，估计2012年煤价会比较平稳。
ü 西南火电：北部湾12Q1已经实现盈利。曲靖电厂采取掺烧、争取电量及增加粉煤灰销量等措施，但根本性改变需要靠当地政府的政策支持，已经与周边电厂联合争取到地方政府“外省来煤加工补贴”，曲靖2011年利用小时4,900小时。
3、雅砻江水电
ü 二滩水电：综合折旧率3.7%，财务费用7.7亿，综合贷款利率5.5～6.0%。二滩预计2012全年平均上网电价在0.25～0.26元/kWh，要看电量在丰、枯期的分配。二滩耗水率2.5立方米/kWh。
ü 资金需求：11,400MW在建水电项目的资本金已经通过融资全部到位。
ü 官地：折旧政策没有最后定，可用30年测算，挡水建筑物及主体工程等开始计提折旧、发电设备是投一台计入一台；费用化的借款规模增加约80亿。与电网公司签订了53亿kWh的电量，2012年希望官地打平，消化掉折旧、开办费。
ü 电价：雅砻江下游的电价还没有正式核定，官地电站是与锦屏作为一组电源通过锦屏至苏南送往华东，因此电价核准工作涉及国网输电价格及四个接受地，较为复杂。
ü 水电发电量：水电站生命周期长，水文资料有几十年的历史，尚不能根据近几年情况判断水文条件已发生改变。二滩发电量最多160多亿kWh、一般是146亿kWh。此外，大朝山、小三峡比当初设计的发电量略高。
4、其他
ü 项目选择：公司对火电项目开发非常慎重，选择火电项目标准考虑煤炭资源落实且盈利前景确定；公司“十二五”规划里明确大力发展水电的；新能源发展一方面满足国家对新能源配额要求，选择资源条件好、送出条件能够落实的新能源项目，而短期内将送出受限项目储备起来。
ü 新疆：火电盈利水平参差不齐，与位置、煤炭来源及电网外送通道有关。
ü 利率水平：34亿的可转债按照4%计提财务费用；15亿定向融资工具5.8%利率；收购二滩4%股权的10亿负债3.8%利率。
ü 财务费用：2011年资金成本是5点多的水平，估计2012年有8～10%的涨幅。
川投十五元
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