事件描述:

受益于單位燃料成本的同比回落，華電國際上半年歸屬母公司所有者凈利潤同比增加211%;下游需求不足拉低公司發電機組的利用小時水平，抑制新增產能的釋放效果和收入、利潤的增長幅度;收購兩個在建煤礦打開了公司向上游煤炭行業滲透的通道，未來煤炭自給能力有望逐漸提升;項目儲備豐富，加之母公司的支持，公司未來穩定成長的預期明確。

針對公司運營中的煤價、電量、儲備項目、業務發展模式等市場關注的問題，近日我們對華電國際進行了調研，與公司高管就上述要素的發展態勢進行了深入的交流，要點如下。

調研信息簡報:

1. 煤炭市場供應環境較寬松，單位燃料成本將保持穩定或略有下降。

公司上半年實現標煤單價638元/噸，與2008年上半年658元/噸相比，回落3.0%;實現供電標煤耗326.21克/千瓦時，同比降低12.04克/千瓦時(或3.56%);綜合起來導致公司上半年單位發電燃料成本同比下降3.4%。

截至目前，公司已簽訂了山東省內的重點合同煤，不含稅價格基本與去年持平;此外，(約300萬噸)山東省內省補合同煤的簽訂價格較去年有20%左右幅度的回落。其余電煤采購途徑，包括淮南煤業在內均沒有最終確定合同煤價格，仍采用臨時結算價結算和入賬。

我們不排除公司存在最終簽訂的合同煤價高于臨時結算價的風險，但是我們認為可能性不大。當前煤炭供應環境較為寬松，下游行業回暖對于煤炭需求的拉動不足以消化煤炭行業新增產能的釋放和原有煤礦產能利用率的提升。市場煤價缺乏上漲的動力，電企在合同煤價的談判中話語權依然不減。

預計下半年公司的標煤單價環比將保持穩定或略有下降，去年第三、第四季度公司的平均標煤單價分別是809元/噸和762元/噸，那么公司下半年平均標煤單價有望實現同比降幅18-19%。公司下半年將延續盈利同比大幅提升的趨勢。

2. 下游需求持續好轉，全年火電機組平均利用小時數超越保守估計值4800的可能性較大。

上半年，公司燃煤發電機組的平均利用小時數為2320，高于全國平均2236小時3.8%，一定程度體現出公司機組的分布優勢和調度優勢。隨著下游需求的持續好轉，公司7-8月份發電量已經出現一定程度上的環比增長，保守預計公司下半年燃煤機組年化利用小時環比上半年提升6.9%，全年達到4800小時。

我們認為，公司燃煤機組全年利用小時數超越4800的可能性較大，即下半年環比增速高于6.9%，主要因為公司機組多分布于高耗能產業集中的地區，房地產投資額和新開工面積的大幅提升將在下半年逐漸拉動鋼鐵、水泥等高耗能行業產量增速的提升。在全國整體經濟形勢向好、電力需求穩步回升的同時，公司憑借機組的分布特點將會獲得額外的機組利用小時提升空間。從公司機組的主要分布地山東省的相關數據可以看出:上半年省內用電量同比下降0.7%，7月和8月用電量增速轉正，分別高達8.9%和14.6%，主要源于當地高耗能產業開工率上升;上半年山東省發電機組裝機容量同比增長4.0%，7、8月份增速進一步降低，這將有效減少新增產能對于調度電量的擠占，保證原有機組利用效率隨需求增加而提高。

3. 逐漸向上游煤炭行業滲透，煤炭成本控制能力將增強。

公司上半年收購了山西兩個在建煤礦各70%的股權，已在山西占有煤炭資源2.8億噸，可采資源1.3億噸，兩個煤礦將于2009年底至2010年上半年投產，設計生產能力共135萬噸，可擴展至300萬噸。此次收購煤礦是公司業務結構優化和產業規模拓展戰略的第一步，未來公司將陸續在山西、陜西、寧夏、內蒙古等省區收購或開發煤炭資源，力爭到2013年占有20億噸煤炭資源，并實現年產規模3000萬噸。公司的煤炭自給能力將逐漸增強，按照規劃，到2013年公司的煤炭自給率將達到30%左右，一方面增強公司發電主業的燃料供應管理能力，降低主業運營對于外部的依賴;另一方面，增強在煤炭企業面前的話語權，有效控制燃料成本，提高公司整體業務的盈利水平，根據我們的粗略測算，公司平均燃料成本每降低1個百分點，增加歸屬母公司所有者凈利潤8個百分點。

4. 豐富項目儲備加上母公司支持保障公司可持續成長。

截至上半年末，公司在運行控股裝機容量共計2371.85萬千瓦，擁有在建項目562.7萬千瓦，發改委批復開展前期工作的項目共439.9萬千瓦(如圖表2)。除此之外，在山東、河北、寧夏、安徽等地區還有1660萬千瓦的電源項目，公司將積極爭取獲得其中的部分。到2013年，公司的控股裝機容量有望達到4000萬千瓦，即未來4年的平均裝機增速為13-14%。

公司自有的在建、規劃項目可以支撐未來3-5年的規模成長，之后新建項目的空間逐漸減小時，公司將會考慮收購母公司的發電資產。從母公司的角度，除了烏江水電資產和東北地區的電力資產以外，其余資產將優先用于支持華電國際。

5. 持續向好和穩定成長的行業龍頭，維持“增持”評級。

煤價趨穩，需求恢復促使公司下半年業績穩定向好，自有項目和母公司支持確保公司未來穩定成長，煤電一體化逐漸深入提升公司的盈利水平。我們預計公司2009和2010年EPS分別是0.26元和0.29元，對應2009-09-16收盤價5.27元，動態PE分別是21倍和18倍，處于核心電力公司中的較低水平，維持“增持”投資評級。

6. 主要風險提示

2009年最終簽訂的合同煤價高于公司臨時結算價的風險和市場煤價上漲風險;機組分布地區電力需求恢復程度不達預期的風險;在建及規劃項目投產進程不達預期的風險。