本文关键字：银河 证券 国电 电力 火电 盈利 逐渐 复苏
投资要点：
国电电力(个股数据，华语股吧，股票吧)是全国性的主要发电公司之一，权益装机规模接近1000万千瓦。公司发电资产质地较优，大容量、高参数的“大火电”和盈利稳定的“大水电”是公司的两大亮点。
可持续的外延式扩张。公司未来将在坚持以发电为主业的同时，加强对一次能源的掌控力度，打造产业链一体化，并积极寻求在高科技产业和金融领域中扩张。其中对大渡河梯级水电、内蒙古煤电联营项目、以及煤矿、铁路等项目的开发和投资将是未来一段时间内公司基建的重点。
重现内涵式增长。随着上网电价的调整，公司火电业务的盈利能力正在逐步复苏中，而未来煤炭价格走势和电价调整步伐将左右其复苏进程。公司的水电业务运营平稳，盈利稳定，是整体业绩的稳定剂。
集团支持，或现超预期增长。公司作为国电集团全面改制平台的定位十分明确。国电集团承诺将通过资产并购、重组等方式，持续将其优良的经营性资产纳入到上市公司中。因此，我们认为集团支持将显著增强上市公司的发展潜力。
在WACC=10.1%，永续增长率=1%的假设下，通过DCF计算得到公司合理价值为5.7元。通过观察行业内重点公司的PE-EPS Cagr和PB-ROE估值矩阵，我们认为公司在行业内具有相对估值优势，并具备相对收益的投资价值。
投资概要
驱动因素、关键假设及主要预测：
我们的预测建立在如下主要假设基础上：
（1）2008-2010年公司可控装机容量分别增长5%、13%和4%；权益装机容量分别增长17%、10%和2%。
（2）2008-2010年公司全资及控股火电机组利用率同比变化幅度为-1%、0%和1%；水电机组利用率不变。公司全资及控股机组发电量分别增长6%、12%和5%。
（3）2008-2010年公司可控火电机组综合标煤价格同比变化幅度为37%、10%和0%。
（4）2008年内全国平均火电上网电价不再调整（经过2008年7月1日和8月20日两次调整后）；2009年1月和2010年1月进行两次调整，每次分别上调5%。假设水电电价不调整。
我们与市场不同的观点：
（1）市场认为煤炭价格将持续大幅上涨，火电行业盈利状况或进一步恶化。我们认为有效供需是决定国内煤炭价格走势的关键因素。随着用电需求增速的放缓，煤炭供需紧张状况将得到缓解，煤价涨幅趋缓，或有下降的可能。同时，决策层将分步上调电价，火电盈利复苏趋势确立。
（2）市场担心电力需求增速大幅下降会导致机组利用率持续走低，进而影响公司的盈利能力。我们认为，公司全资、控、参股的多为大容量、高参数的火电机组，在节能调度原则下将获得更多的市场份额，利用率也会高于行业平均水平。此外，高参数火电机组的盈利能力对煤价的敏感性远高于机组利用率，因此在煤价与利用率双降的过程中，公司火电业务的盈利能力仍会回升。
公司估值与投资建议：
在WACC=10.1%，永续增长率=1%的假设下，通过DCF计算得到公司合理价值为5.7元。
通过观察行业内重点公司的PE-EPS Cagr和PB-ROE估值矩阵，我们认为公司在行业内具有相对估值优势，并具备相对收益的投资价值，维持对公司的“谨慎推荐”评级。
股价表现的催化剂：
（1）电价上调是公司股价表现的催化剂。我们预计2009年初上调上网电价。
（2）恰当的资产注入将提升公司价值。
（3）增值税转型给公司带来超预期的业绩增长。
主要风险因素：
（1）如果需求依然增长强劲，则煤价涨幅有可能超过预期。
（2）由于政府决策的不可预测性大，因此电价调整具有不确定性。如果煤价继续上涨，而电价不调整，则公司面临更严峻的经营环境。
（3）资产注入是公司潜在的增长动力，但是注入的时间、规模、定价、融资方式等具有不确定性，因此较难对其影响做出准确判断。
一、盈利预测与敏感性分析
（一）盈利预测
假设2008-2010年公司可控装机容量分别增长5%、13%和4%；权益装机容量分别增长17%、10%和2%。
假设2008-2010年公司全资及控股火电机组利用率同比变化幅度为-1%、0%和1%；水电机组利用率不变。公司全资及控股机组发电量分别增长6%、12%和5%。
假设2008-2010年公司可控火电机组综合标煤价格同比变化幅度为37%、10%和0%。
2008年内全国平均火电上网电价不再调整（经过2008年7月1日和8月20日两次上网电价调整后）；2009年1月和2010年1月进行两次调整，每次分别上调5%。假设水电上网电价不调整。
假设2008-2010年公司的实际所得税税率分别为20%、21%和22%。
因股权变动，国电科技环保集团自2008年6月1日起不再纳入公司合并报表范围，改为计入投资收益。
我们预计2008-2010年营业收入增长率分别为9%、18%和7%，归属于母公司净利润变化幅度分别为-53%、70%和35%。公司的每股收益分别为0.15、0.25和0.34元。
（二）敏感性分析
火电上网电价、标煤价格和火电机组利用率是影响公司业绩的主要因素。我们将公司2009年每股收益对这三个要素的敏感性进行分析（各要素分别正向变动1%，每股收益变化的绝对值）。其中，公司业绩对上网电价最为敏感，其次是标煤单价，对利用率的敏感性最低。
由此可见，公司业绩具有反经济周期的特征。即在悲观的经济前景预期下，经济增长大幅减速会影响电力需求，并最终导致机组利用率和煤炭价格的下降。但是由于公司对煤价的敏感性明显高于利用率，因此在经济悲观的情景下，公司业绩仍可平稳回升。
二、公司估值分析
（一）相对估值
2008年受政府管制影响，火电行业出现全行业亏损，短期市盈率估值指标的参考意义并不明显。在行业处于周期底部时，我们更多的关注公司的资产价值，并根据公司各自的外延式增长潜力、资产盈利能力（ROE）情况给予不同的合理市净率倍数。
通过观察行业内重点公司的PE-EPS Cagr和PB-ROE估值矩阵，我们认为公司在行业中具备相对投资价值，并给予其2009年2倍市净率的估值标准，对应的合理估值为5.51元。
（二）绝对估值
在WACC=10.07%和永续增长率=1%的假设下，DCF计算得到公司的合理价值为5.7元。在WACC和永续增长率变动±0.5%的范围内，公司合理价值区间在5.17-6.29元之间。
三、可持续的扩张，凸显外延式成长
（一）实现：跨越式扩张
自1997年上市以来，公司通过持续不断的外延式扩张演绎了一个跨越式成长的经典案例。公司权益装机规模由上市之初的2.4万千瓦增加至目前的约1000万千瓦。公司全资及控参股电厂的服务区拓展至四川、上海、浙江、京津塘、辽宁、宁夏、云南、河北、内蒙古、甘肃等省区，成为全国性的主要发电公司之一。
在装机规模不断增长的同时，公司机组质地也在不断提高。目前，公司30万千瓦以上机组的权益装机规模占燃煤装机的77%；60万千瓦及以上机组的权益装机规模占燃煤装机的52%。大容量机组在发电效率和单位煤耗上明显优于小容量机组。
“水火并济”是公司的一大亮点。公司控股的大渡河水电开发公司装机容量132万千瓦，权益容量91万千瓦。公司还全资拥有太平哨、恒仁水电共45.5万千瓦的权益装机。目前公司水电权益装机规模占总量的12.6%。
此外，公司在非发电业务领域涉足较广，参股了国电科技环保集团、国电南瑞、远光软件、中能电力科技、国电财务公司、长安保险经纪有限公司等公司。
（二）发展：发电为核心，完善产业链，适度多元化
对于大型发电公司而言，如何保持规模增长是一个重要议题。我们从公司的发展战略中看到，公司将在坚持以发电为主业的同时，加强对一次能源的掌控力度，打造产业链一体化，并积极寻求在高科技产业和金融领域中扩张。
1、发电业务：突出两大核心基建项目
发电是公司的核心业务。公司坚持“基建与收购”并举的战略，一方面积极开展基建项目；另一方面择机收购大股东国电集团的电源资产。公司目前已经明确的两大基建项目是大渡河流域的水电梯级开发和内蒙古鄂尔多斯煤电联营。这两个项目将是未来5年公司基建的重点。
公司控股的大渡河水电公司以龚嘴和铜街子两电站为基础，滚动开发流域内的主要梯级电站。大渡河是长江上游的重要支流，其干流水力资源理论蕴藏量超过2000万千瓦，是四川水能资源丰富的三大河流之一，在国家规划的十二大水能基地中排名第五位。根据2003年完成的《大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河干流规划河段总装机容量为2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时，主要梯级格局为3库22级。目前大渡河干流上已建成的梯级水电站仅有龚嘴和铜街子，总装机132万千瓦，仅占整个流域技术可开发量的5.5%。未来大渡河水电开发的潜力巨大。目前公司控股开工在建的为瀑布沟、深溪沟、大岗山三个项目：瀑布沟项目总投资199.43亿元，共计建设的6×55万千瓦机组，预计于2009年和2010年陆续投产发电；深溪沟项目总投资56.86亿元，共计建设3×22万千瓦机组，预计将于2011年和2012年陆续投产发电；大岗山项目计划建设4×65万千瓦机组，总投资174.37亿元，预计2013和2014年陆续投产。三个项目总装机容量656万千瓦，2009-2014年间每年约投产100万千瓦。大渡河水电公司的远期目标是建成装机容量1500万千瓦的大型水电企业。
内蒙古鄂尔多斯煤电联营规划为河北省能源基地项目。此项目依托鄂尔多斯的煤炭资源，实施煤电联营，向河北送电、输煤。国电建投内蒙古能源有限公司（公司和河北建设投资公司各持有50%股权）负责此项目的开发，计划投资建设、经营位于内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗长滩乡和伊金霍洛旗布连乡的两个煤电一体化项目。项目的总规模为：在长滩建设8×60万千瓦机组和年产2000万吨的煤矿；在布连建设6×60万千瓦机组和年产2000万吨的煤矿。目前该项目已经上报国家发改委等待核准，布连电厂的一期2×60万千瓦机组和察哈素矿井年产800-1000万吨工程有望于2008年下半年得到核准，并开工建设。根据计划，2009年或2010年开工建设长滩电厂的一期2×60万千瓦机组和刘三圪旦的矿井年产800-1000万吨工程。长滩、布连煤电一体化项目开发前景值得期待。
除两大核心项目外，公司在建的电厂还包括国电大同发电三期2×60万千瓦机组、图们碧水小水电等项目。公司还在持续进行一些新电源点项目的前期准备、“上大压小”项目以及现有电源点的扩建工作。我们根据公司已经明确的在建项目进度计算，预计2010年末公司可控装机容量和权益装机容量将分别达到1638万千瓦和1280万千瓦。如果公司进一步收购大股东国电集团的发电资产，则可控装机容量在2010年可望超过2200万千瓦。
2、煤炭业务：打造产业链一体化
公司积极向上游煤炭领域扩张，力求增强对一次能源的掌控力。公司目前明确开展工作的煤炭业务为鄂尔多斯煤电联营项目中规划的两大煤矿和参股同忻煤矿。
鄂尔多斯煤电联营项目规划在伊金霍洛旗和准格尔旗各开发一个年产2000万吨动力煤的项目：伊金霍洛旗新街矿区项目位于国家大型煤炭基地神东煤炭基地内东胜矿区的西南部，所产煤的燃烧热值可以达到6000大卡/千克，为优质动力煤。一期工程规划建设的为察哈素矿井，年产煤量为1000万吨，预计2010年达产。准格尔旗煤炭资源丰富，其发热量也可以达到6000大卡/千克。一期工程规划建设的为刘三圪旦矿井，年产1000万吨，预计2011年达产。为配合鄂尔多斯地区煤炭外运，公司近期投资参股（权益持股比例为7.65%）了蒙冀铁路建设。蒙冀铁路主要包括集包铁路（集宁-包头铁路第二双线工程）、集张铁路（集宁-张家口新建双线铁路），远期还将研究建设张家口至丰宁经滦平（丰宁至滦平为既有线）至曹妃甸铁路。
公司另一煤炭项目为参股开发的同忻煤矿（大股东为大同煤业集团，公司目前参股28%）。同忻煤矿地质储量为16.28亿吨，可采储量为10.46亿吨，矿井服务年限为80.4年。同忻煤矿具有低硫、低磷、高发热量的优质动力煤特点。煤矿总投资约为18.23亿元，达产产能1000万吨/年。根据协议，煤矿49%的产量将供应国电电力所属电厂。
根据开工计划，公司合作、参股开发的三个煤炭项目将于2010年后陆续投产。虽然短期内煤炭项目无法给公司带来收益，但是我们依然看好公司向上游要资源的战略举措。我们认为，煤电一体化经营是未来我国能源产业发展的方向，而公司无疑已经向着这个方向迈出了较快的步伐。而且，公司目前仍在积极争取新的煤炭项目。可以预见，公司在2010年后的煤炭自给率将显著提高，对抗行业周期性变化的能力也将增强。
国电龙源环保有限公司是国内领先的从事电力环境污染治理的企业，主要承接大型火电厂燃煤机组烟气脱硫、脱硝、脱氮、布袋除尘、海水淡化、水处理、干排渣、垃圾焚烧等业务。在我国环保产业即将进入加速发展阶段的背景下，国电龙源环保凭借技术、规模等优势，将大有作为。
国电联合动力有限公司主要经营风电机组开发、设计、制造，风电场建设工程总承包等。公司采用引进国际先进技术，进行产品的二次开发与创新的经营策略，已经与德国著名风机设计公司Aerodyn公司联合设计出LH－1.5MW大型风电机组，并拥有该机型完全自主知识产权。公司在保定建立总装厂、叶片厂和控制系统一体化生产基地，达到整机和控制系统年生产800台的能力。
烟台龙源电力技术公司独创全世界独有的等离子点火技术，采用这项技术的电厂在运营过程中将节约大量的燃油。截止2007年12月，已经超过400余台锅炉使用等离子点火技术，装机容量超过1.7亿千瓦，其中百万级机组6台，60万千瓦级机组180余台，已投运的完全无油启动的机组达到100余台。该公司具备独立上市的可能。
我们对公司在电力设备及技术服务产业上的持续发展持有乐观预期。
4、金融业务：机遇与挑战并存
公司在金融领域积极拓展，投资或拟投资国电财务公司、长安保险经纪有限公司、石家庄商业银行、百年人寿保险公司等。公司对金融业务的投资是寄希望于抓住金融产业的上升周期，获得较优的收益。由于公司在金融领域缺少运营经验，因此短期内我们对其在金融领域内的拓展持谨慎态度。
四、盈利能力回升，重现内涵式成长
2008年上半年，在煤价大幅上涨、电价管制、财务成本上升三重因素的冲击下，国内火电行业正在经历最艰难的时期，火电行业出现全行业亏损。相比之下，由于水电业务和非电业务的贡献，公司08年上半年的业绩虽然也有较大幅度下降，但是整体上明显优于火电比例较高的上市公司。未来，我们预计公司火电业务的盈利能力将逐步复苏，水电业务运营保持平稳，而非电业务盈利保持增长。
（一）火电业务盈利逐步复苏
我们从利用率、煤价、上网电价三个要素来观察公司的火电业务。总体上看，公司火电业务盈利能力在08年7月和8月的两次上网电价调整后艰难复苏，而未来煤炭价格走势和电价调整步伐将左右其复苏进程。
1、利用率保持稳定
公司的火电资产分布在京津塘、上海、浙江、辽宁、宁夏、云南、河北、内蒙古、甘肃等省区。从各个服务区域的电力需求看：京津塘、长三角是我国经济发达地区，也是用电负荷中心，区域内用电总量大；辽宁是我国主要的工业基地之一，石化、钢铁、装备制造业、电子信息、汽车等支柱产业支撑了省区内的用电需求。宁夏和内蒙古是我国的能源基地，近几年来凭借资源优势和政策扶持，其区域内的经济增长显著高于全国平均水平，而且正在逐渐成为新的重工业基地。我们预计2008-2010年电力需求保持增长，但增速明显回落。其中，京津塘、长三角、辽宁的用电增速回落速度较快，而宁夏、内蒙古用电量仍会保持较快增长。
从供给侧看，我们认为电源产能供给增速将放缓，主要理由有四点，一是国家严格控制电源投资，严格规范项目审批和评优，新核准项目较少。二是2008年电力行业举步维艰，部分地方性电力集团的投资热情稍减。三是在信贷紧缩的背景下，电力集团的资金链比较紧张，拟建项目节奏放缓。四是“上大压小”淘汰落后产能。
我们认为，在电力需求与供给增速双降的情况下，2008-2010年电力供需基本保持平衡，发电小时数保持稳定。公司所属大部分电厂均为服务区域内的主力电厂其发电小时数高于本区域的平均水平，而且这些主力电厂单机容量大，单位煤耗低，竞争力强，未来将获得更高的市场份额。我们预计，2008-2010年公司可控火电机组的综合发电小时数变化幅度分别为-1%、0%和1%。
2、煤价高位运行
煤价大幅上涨是火电全行业亏损的主因。以秦皇岛中转地价格为例，2008年6月普通混煤、大同优混、山西优混的价格与去年同期相比分别上升了57%、65%和76%。与市场煤相比，合同煤对大型电力企业的影响更大。在08年初签订的合同煤协议中，全国平均合同煤价格约同比上涨18-20%。但是，2008年市场煤价格在持续大幅上涨之后，与合同煤的价差不断扩大。由于煤炭企业销售市场煤的热情明显高于合同煤，因此造成了部分煤炭企业在合同煤的价格、兑现率、煤质等方面出现问题。重点合同煤价格实际涨幅超过了年初合同确定的涨幅。
为缓解火电企业压力，08年6月和7月，国家发改委陆续发出两道煤炭道限价令。限价令后国内煤炭价格出现回落。秦皇岛中转地的普通混煤、大同优混、山西优混价格分别由7月21日的685元/吨、1065元/吨和995元/吨回落至9月1日的615元/吨、975元/吨和895元/吨。
煤炭有效供需是决定煤炭价格走势的主要因素。我们预计2009年经济增速放缓会使得发电及其他高耗能产品产量增速下降，进而传导至煤炭需求增速下降，并使煤炭供需紧张状况得到缓解。因此，我们预计2009年煤炭价格上涨势头得到抑制，由于08年翘尾因素影响，2009年煤炭均价高位运行。值得关注的是，如果经济增速放缓超预期，则会导致下游各行业对煤炭的需求增速大幅下降，并最终会在煤炭价格上有所反映。
我们中性预计，公司2008年煤炭价格同比大幅上涨，公司全资及控股电厂平均入炉标煤价格将达到516元/吨，涨幅37%。考虑到08年煤价翘尾因素，预计2009年煤炭均价仍将较08年均价上升，全资及控股电厂平均入炉标煤价格将达到567元/吨，涨幅10%。2010年价格与09年持平。
3、电价分步上调
电价是资源价格形成机制改革中的重要一环。我们认为放松资源价格管制，推进价改从长期来看是必然的，但是短期仍受制于国内通胀压力和经济“硬着陆”的隐忧。决策层最有可能视国内煤炭价格走势、通胀变化和经济发展情况，渐进、适度的放松对电价的管制。近期，国际大宗商品价格回落和普遍预期中的国内CPI增速趋降都为推进资源价改创造了可行的氛围。
我们谨慎预计2009年初将再次上调火电上网电价5%。相应的，我们对公司下属火电厂的上网电价做出如下预测，即2009年1月火电上网电价上调5%，2010年1月再次上调5%。
4、情景分析
煤价、电价是左右火电盈利复苏的主要因素。通过观察公司2009年每股收益对火电上网电价和标煤价格的敏感性分析，我们认为，在加快推进资源品价改和经济增速放缓超预期的两种情景下，火电的盈利能力都会加速恢复。因此，公司业绩具有反经济周期的特征。
加快推进资源价改情景：电价调整幅度加大或频率加快。
经济增速放缓超预期情景：需求超预期下降，煤价加速回落。
（二）水电业务运行平稳
随着大渡河流域梯级开发的推进、和禹小水电的发展、以及风电业务的开展，公司清洁能源发电的比例持续提高。至2010年，公司水电权益装机容量预计有望接近290万千瓦，其中大渡河梯级电站是其水电业务的主体。
大渡河水电经营稳定，业绩贡献突出。2007年大渡河水电发电量56.09亿千瓦时，实现净利润4.2亿元。2008年上半年大渡河来水情况较好，大渡河公司发电量较去年同期增长了12%，其利润情况乐观。由于大渡河干流紧邻负荷中心（是四川金沙江、雅砻江、大渡河中靠四川负荷中心距离最近的），其供电四川或参与西电东送都具有较好的区位优势，因此，我们对瀑布沟及后续新项目投产后的售电情况持较为乐观的预期。
我们预计在无大的气候灾害影响下，公司水电利用率平稳，上网电价不做调整，其盈利能力基本保持稳定。
（三）非电业务：有益的补充
公司参股的国电科创环保集团下属公司的点火技术业务、环保设备及工程业务收入稳健增长，盈利能力稳定，而风电设备业务也即将进入加速发展期。因此，我们预计公司非电业务营业收入将保持较快增长，盈利能力趋于稳定。
公司在非电业务领域涉足较广，目前参股的国电南瑞、远光软件均已在国内A股上市，已投资的石家庄商业银行、百年人寿保险公司预计远期也将向融资上市方向努力。
公司在非电业务领域的投资可以通过在资本市场中减持的方式退出。8月23日，公司董事会通过了关于全权授权公司管理层出售国电南瑞和远光软件部分股权的议案，授权管理层根据证券市场走势以及上述两个公司的股价情况择机进行减持。在火电业务经营艰难的时期，非电业务的股权投资收益有望成为公司整体业绩的稳定剂。
五、潜在的超预期增长因素
（一）集团支持增强公司发展潜力
公司作为国电集团全面改制平台的定位十分明确。国电集团承诺将通过资产并购、重组等方式，持续将其优良的经营性资产纳入到上市公司中。而且，从政策环境上看，“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。”是大势所趋。因此，我们认为在内外因的共同支持下，国电集团对上市公司的支持将是持续的，并将显著增强上市公司的发展潜力。
从国电集团的电源资产看，截至2008年6月底，国电集团可控装机容量为6177万千瓦，其中，火电装机容量5568万千瓦，水电装机容量436万千瓦，风电装机容量170万千瓦，其他机组2.7万千瓦。这些资产中的水电及近年来投产的大容量火电机组的盈利能力较优，适合注入上市公司。
目前集团对上市公司的资产注入进度受制于电力行业的基本面情况有所延缓。从理论上看，资产注入是否可以增厚公司的价值取决于收购价格和融资方式（即当目标公司PE<收购方PE，且收购方的融资收益率<目标公司收益率时并购才能提升收购方价值）。因此，2008年火电行业全行业亏损显然对进行资产定价有一定影响。随着2009年火电行业盈利能力的好转，预计集团对上市公司的资产注入进程将加快。
（二）增值税转型或带来业绩增长机会
近期，政府正在积极推进增值税转型，研究制定在全国范围内实施转型。所谓转型就是将现行的生产型增值税转为消费型增值税。在现行的生产型增值税税制下，企业所购买的固定资产所包含的增值税税金，不允许税前扣除；而如果实行消费型增值税，则意味着所有外购项目包括原材料、固定资产在内，所含税金都允许扣除。世界上采用增值税税制的绝大多数市场经济国家，实行的都是消费型增值税，因为它有利于企业进行设备更新改造。对于资产密集型的电力行业而言，增值税转型会给相关公司带来超预期的业绩增长机会。
六、风险分析
煤炭供需偏紧、铁路运输瓶颈、人工、资源税等成本的上升均是支持煤价上涨的理由，其中有效供需是影响煤价走势的最重要因素。在我们的基本预测中，2009年用煤需求增速将有较明显的回落，从而使煤炭供需紧张状况有所缓解，煤炭价格上涨趋缓，预计2009年煤价（全年均价）较08年上涨8%。但是，如果需求依然增长强劲，则煤价涨幅有可能超过预期。
我们预计2009年初上网电价会提高5%。但是，在通胀和经济增长减速的压力下，国家有可能拖后上调电价，或不实施。由于政府决策的不可预测性大，因此电价调整具有不确定性。如果煤价继续上涨，而电价不调整，则公司面临更严峻的经营环境。
资产注入是公司潜在的增长动力，但是注入的时间、规模、定价、融资方式等具有不确定性，因此较难对其影响做出准确判断。
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