国电电力深度研究.pdf

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1、 上市公上市公司司电力生产和供应电力生产和供应 国电电力（600795）国电电力（600795）新新建项目投产成为公司新的利润增长点，未来两年业绩平稳增长 增持维持评级建项目投产成为公司新的利润增长点，未来两年业绩平稳增长 增持维持评级2004 年 2 月 2 日 2004 年 2 月 2 日 公司研究/深度研究公司研究/深度研究基础数据：基础数据：注：“息率”以最近一年已公布分红计算 市 场 数 据:2004 市 场 数 据:2004年 2 月 2 日 相 关 研 究：相 关 研 究：国电电力调研报告 2003 年 12 月 19 日 国电电力公司点评 2002 年 8 月 12 日 国电电

2、力调研报告 2002 年 4 月 18 日 分析师 分析师 张媚钗(8621)63295888446 联系人 联系人 邹毅（8621）63295888-417 地址：上海市南京东路 99 号 电话：（8621）63295888 上海申银万国证券研究所有限公司 http:/ 盈利预测盈利预测:单位：百万元、元/股 注：“市盈率”是指目前股价除以各年业绩，04 年计算每股收益用的总股本为假设可转债全部转股后的总股本 投 资 要 点：投 资 要 点：?公司是在全国范围内经营发电资产的大型独立发电企业，过去三年通过收购母公司资产，规模和业绩实现跳跃式增长；?未来两年电力行业供给形势仍然紧张，煤电价格联

3、动可以抵消煤价上涨的不利影响。?预计现有资产未来两年上网电量和电价变化不大，虽然排污费支出增加但财务费用下降，总体盈利有所提高。?公司在未来 5 年内有 6 个新建项目陆续投产，成为公司新的利润增长点，但新建项目投产初期净利润率低于公司现有电厂水平。?股东变更后，公司向母公司收购资产的前景不明朗；同时，资金紧张也会制约公司的进一步收购。?公司未来两年业绩稳定成长，风险低，目前 P/E 与行业平均值接近，考虑电力行业的景气度以及公司在行业中的龙头地位，建议增持。一年内股价与大盘对比走势：(2003.2.2-2004.2.2)每股净资产（元）3.74 资产负债率%65.33 总股本/流通 A 股（

4、万股）140229/35195 流通 B 股/H 股（万股）0/0 收盘价（元）11.29一年内最高/最低（元）12.85/6.45上证指数/深证成指 1600/3729市净率 3.131息率（分红/股价）0.56%流通市值（万元）412483 主营业务收入 增长率 净利润 增长率每股收益 主营业务利润率 净资产收益率 市盈率 2002A3563 21541-2 0.386 26.9 11.4 30 2003E 4549 28670 24 0.48 26 12.0 24 2004E 7681 69818 22 0.51 26.5 10.0 22 2005E 9072 18885 9 0.56

5、25.5 10.0 20-20%0%20%40%60%80%100%1-102-103-104-105-106-107-108-109-1010-1011-1012-10国电电力上证综指申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 1目 录 目 录_1 图表目录_3 1.公司背景_4 1.公司背景_4 1.1 公司概况_ 41.1 公司概况_ 4 1.2 历史发展_ 41.2 历史发展_ 4 2.行业背景_5 2.1 电力供应形势紧张_ 52.1 电力供应形势紧张_ 5 2.1.1 经济重工业化拉动电力需求快速增长_ 5 2.1.2 未来两年电力供给将保持紧张形势_ 6 2.1.3

6、机组利用小时数保持在高位运行_ 6 2.2 煤电价格联动抵消煤价上涨的不利影响 _ 72.2 煤电价格联动抵消煤价上涨的不利影响 _ 7 3.未来发展前景_8 3.1 现有电厂经营环境_ 83.1 现有电厂经营环境_ 8 3.1.1 电量：未来两年机组利用小时数保持高位运行 _ 8 3.1.2 电价：下调风险很小 _ 8 3.1.3 成本：排污收费增加 _ 9 3.1.4 财务费用减少 _ 10 3.1.5 北仑电厂汇兑损失减少 _ 10 3.2 新建项目陆续投产成为公司新的利润增长点 _ 103.2 新建项目陆续投产成为公司新的利润增长点 _ 10 3.3 新建项目盈利特征分析_ 113.3

7、 新建项目盈利特征分析_ 11 3.3.1 成本特点 _ 11 3.3.2 投产初期净利润率较低 _ 12 3.4 主要新建项目分析_ 123.4 主要新建项目分析_ 12 3.4.1 石嘴山电厂发电利用小时高，但结算电价低 _ 12 3.4.2 外高桥二期的净利润贡献在 2005 年充分体现 _ 13 3.4.3 宣威六期预计可获得五期的利润水平 _ 14 3.5 收购前景_ 143.5 收购前景_ 14 3.5.1 股东变更、从母公司收购资产的前景不明朗 _ 14 3.5.2 资金紧张制约进一步收购 _ 15 4 盈利预测 _15 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 2

8、5.同行业上市公司比较_16 5.1 成本指标对比_ 165.1 成本指标对比_ 16 5.2 盈利能力指标对比_ 175.2 盈利能力指标对比_ 17 5.3 同行业 A 股上市公司优、劣势比较 _ 185.3 同行业 A 股上市公司优、劣势比较 _ 18 6.综合评价和投资建议_18 6.1 P/E、P/B 估值_ 186.1 P/E、P/B 估值_ 18 6.2 DCF 估值_ 196.2 DCF 估值_ 19 6.3 综合评价和投资建议_ 196.3 综合评价和投资建议_ 19 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 3图表目录 图 1：公司资产扩张过程.5 图 2：公

9、司业绩增长情况.5 图 3：2003 年前 11 个月主要电网发电量完成情况.6 图 4：预计未来两年电力供求形势.6 图 5：2003 年全国部分地区火电机组平均利用小时数.7 图 6：排污收费增加成本情况.10 图 7：公司未来几年权益装机容量增长情况.11 图 8：火电企业经营期间成本趋势.11 图 9：火电企业经营期间盈利指标发展趋势.12 图 10：宁夏未来几年火电机组利用小时数预测.13 图 11：公司股东背景.14 图 12：成本指标同行业比较.17 图 13：盈利能力指标同行业比较.17 表 1：公司下属电厂.4 表 2：2003 年发电量增长情况.8 表 3：下属电厂未来电价

10、发展趋势.9 表 4：公司资本支出计划估算.15 表 5：公司盈利预测.16 表 6：可比公司优、劣势比较.18 表：可比上市公司 P/E、P/B 比较.18 表 8：主要参数计算.19 表 9：自由现金流贴现.19 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 41.公司背景 1.1 公司概况 1.1 公司概况 国电电力是一家大型独立发电企业，主业包括火电、水电。发电资产分布在辽宁、山西、云南、四川、浙江、上海等 7 个省、市。截止 2003 年 12 月，公司控股 8 家电厂，参股 1 家电厂，已投产运行装机容量 687 万千瓦，在建装机容量 573万千瓦。公司还通过下属控股、参

11、股涉足电力环保，电力自动化设备等电力高科技企业，电力高科技企业主要有控股的龙源环保和参股的国电南瑞等，高科技业务收入占总收入的 5%左右，对公司的利润贡献很小。表 1：公司下属电厂 电厂 股权 是否合并 装机容量 权益装机 电厂 股权 是否合并 装机容量 权益装机 大同二厂 100%合并 120 120 朝阳发电 100%合并 40 40 大连开发区热电 100%合并 12.4 12.4 宣威电厂（五期）41%合并 60 24.6 石嘴山电厂 40%合并 99 39.6 桓仁水电 100%合并 29.45 29.45 太平哨水电 100%合并 16.10 16.1 大渡河水电 51%合并 13

12、0 66.3 浙江北仑电厂 47%权益法 180 84.6 已投产 合计 已投产 合计 687 433 687 433 上海外高桥二厂 40%比例合并 180 72 石嘴山发电 50%合并 33 16.5 宣威电厂（六期）41%合并 60 24.6 大同二厂二期 60%合并 120 72 邯郸热电 35%合并 40 14 邯郸扩建 100%合并 20 20 辽宁庄和电厂 100%合并 120 120 在建和 04 年收购 合计 573 339 在建和 04 年收购 合计 573 339 资料来源:公司报表、申银万国证券研究所 1.2 历史发展 1.2 历史发展 通过收购母公司资产实现规模大幅扩

13、张。通过收购母公司资产实现规模大幅扩张。1999 年，公司发电装机容量为57.6 万千瓦；2000 年，国家电力公司入主，当年超比例配股收购母公司发电资产，发电装机容量增至 353 万千瓦；2001 年末至 2002 年，又通过受让出资权方式收购母公司在建发电项目，装机容量增至 621 万千瓦。公司是一家全国性的独立发电企业公司是一家全国性的独立发电企业 依靠母公司资产注入，资产规模和业绩实现跳跃式增长依靠母公司资产注入，资产规模和业绩实现跳跃式增长 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 5图 1：公司资产扩张过程 资料来源：公司报表 装机容量增长带动业绩大幅增长装机容量增长

14、带动业绩大幅增长。2000 年配股收购母公司发电资产后，2001 年业绩实现翻翻。2002 年的这次收购带动 2003 年的业绩增长 24%，相对而言，业绩增长幅度较小，主要由于 2002 年的这次收购，所收购的大部分是未投产项目的出资权，不能在收购当期产生效益。图 2：公司业绩增长情况 资料来源：公司报表 资产负债率提高资产负债率提高。最近的这次收购出资权所需资金是以负债方式筹资，增加了母公司的负债；另一方面，收购的大部分是新建项目，而新建项目一般资产负债率为 80%。合并报表后，公司资产负债率从 2001 年 41%升至目前的 64%。2.行业背景 2.1 电力供应形势紧张 2.1 电力供

15、应形势紧张 2.1.1 经济重工业化拉动电力需求快速增长 经济重工业化拉动电力需求快速增长 2000 年以来，我国电力需求加快增长，连续三年电力弹性系数大于 1。2003年 111 月，全社会用电量 16839 亿千瓦时，比去年同期增长 15.52%，其中西北电网、南方电网、四川电网用电量增长超过 20%，电力弹性系数达到 2，主要2003年，公司运行装机容量687万千瓦，投资装机容量1260万千瓦2001年末至2002年，通过受让出资权方式收购母公司资产，2002年装机容量增至621万千瓦2000年通过配股获得5个老电厂，发电装机容量增至353万千瓦1999年发电装机容量57.6万千瓦云南宣

16、威发电41%股权外高桥二厂40%股权石嘴山发电40%股权浙江北仑电厂47%股权外高桥二厂建设大同二厂二期建设桓仁水电厂太平哨水电厂大连热电二期大同二厂垄嘴水电厂51%股权配股负债筹资发可转债02000040000600008000000010203E万元-0.500.511.5净利润净利润增长主要电网用电量增长超过主要电网用电量增长超过 20%申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 6是由于我国重工业占全国用电需求的 60%，重工业的快速增长拉动电力弹性系数提高，从而引起电力需求快速增长。图 3：2003 年前 11 个月主要电网发电量完成情况 资料来源：国家电力信息网 2.1

17、.2 未来两年电力供给将保持紧张形势 未来两年电力供给将保持紧张形势 2000 以来电力装机容量的增长低于用电量的增长，由于电力项目建设周期在 2 年以上，目前大部分在建项目要 2005 年以后才能逐步投产，预计未来两年电力供给仍将保持紧张形势。预计 2004 年电力需求缺口将进一步拉大，全国用电形势更加紧张，2005 年有所缓和，2006 年达到平衡，2008 年以后可能过剩。图 4：预计未来两年电力供求形势 资料来源：申银万国证券研究所 2.1.3 机组利用小时数保持在高位运行 机组利用小时数保持在高位运行 2003 年 111 月份，全国发电设备平均利用小时为 4787 小时，同比增长3

18、34 小时，其中火电 5256 小时，同比增加 448 小时。其中机组利用小时数超过6000 小时的省份有：宁夏（7010 小时），青海（6522 小时），甘肃（6321 小时）、贵州、云南和浙江。与最缺电的 94 年相比，1994 年的机组平均利用小时数为 5223 小时，而 2003 年火电机组的平均利用小时为 5256 小时，与 1994年基本相当。虽然 2004 年用电形势将更加紧张，由于负荷有峰谷差，且电能无0%5%10%15%20%92年年94年年96年年98年年00年年02年年04F06F用电量增长用电量增长装机容量增长装机容量增长050100150200250300华东 华北

19、南方 华中 东北 山东 西北 福建 四川 重庆 0%10%20%30%40%50%2002前11月2003前11月02同比增长03同比增长预计预计 04、05 年用电形势依然紧张，年用电形势依然紧张，06 年平衡，年平衡，08 年可能过剩年可能过剩申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 7法存储，系统有一部分备用容量，机组利用小时继续提高的可能性不大。预计未来两年发电机组利用小时数仍将保持在目前的高位运行。图 5：2003 年全国部分地区火电机组平均利用小时数 资料来源：国家电力信息网 2.2 煤电价格联动抵消煤价上涨的不利影响 2.2 煤电价格联动抵消煤价上涨的不利影响 燃料

20、成本占火电企业总成本的 50%70%，2001 年以来，煤炭价格持续上涨，对火电企业的经营造成了巨大压力。2003 年 12 月，国家发改委发出了国家发改委关于调整电价的通知，通知内容包括：一、适当提高燃煤机组上网电价。将全国省级以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时 0.7 分（含税），用以解决 2003 年、2004年煤炭价格上涨对发电成本增支的影响，；二、规范上网电价管理。国家发改委尚未核定上网电价的新投产机组，上网电价按省级电网上年度平均购电价格执行。以上两项措施从 2004 年 1 月 1 日起执行。我国目前的电价定价机制是由成本加成决定电价，此次煤电价格联动政策的意图，就是

21、通过调高电价来抵消煤炭价格上涨的影响。2004 年煤炭订货会上，煤炭价格同比增长 12 元左右，按全国平均煤耗计算，此次电价每千瓦时提高0.007 元刚好可以抵消煤炭价格上涨的影响。预计 2005 年电煤需求还将增长 10%-15%左右；但目前煤炭企业多已超强度生产、产能的扩张后劲不足，预计届时将有约 4000 万吨左右的缺口，预计 2005年煤炭价格仍将增长。我们预计，如煤炭价格继续增长 10 元/吨或更高的水平，发改委必须考虑电力企业的承受能力，继续出台煤电价格联动政策的可能性较大。机组利用小时数010002000300040005000600070008000宁夏青海甘肃贵州云南浙江山西

22、河北江苏上海内蒙古安徽福建河南火电平均水电平均04 年火电企业电价上调可以弥补煤价上涨带来的成本增加年火电企业电价上调可以弥补煤价上涨带来的成本增加 05 年如煤价上涨幅度较大，继续出台煤电价格联动政策的可能性较大。年如煤价上涨幅度较大，继续出台煤电价格联动政策的可能性较大。申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 83.未来发展前景 公司未来发展前景取决于内涵式增长和外延式扩张的能力，内涵式扩张主要取决于原有发电机组发电利用小时、上网电价和生产成本的变化；外延式扩张取决于新建和收购电力资产。3.1 现有电厂经营环境 3.1 现有电厂经营环境 3.1.1 电量：未来两年机组利用小

23、时数保持高位运行电量：未来两年机组利用小时数保持高位运行 2003 年机组利用小时数达到极限。2003 年机组利用小时数达到极限。由于所在地区电力供给紧张，2003 年公司下属三个主要电厂的利用小时数将近达到 7000 小时，其中大同二厂和云南宣威五期发电利用小时数增长幅度分别为 17%和 32%。由于电力负荷有峰谷差，7000 小时已达利用的极限，现有机组利用小时数继续增长的空间基本不存在。表 2：2003 年发电量增长情况 2002 年 2003 装机容量发电量 利用小时 发电量 利用小时 大同二厂 120 70.62 5885 82.52 6877 朝阳发电 40 23.60 5900

24、23.75 5938 大连开发区热电 12.4 7.93 6395 7.59 6121 宣威发电（五期）60 31.18 5197 41.45 6908 桓仁水电 29.453.54 1202 4.93 1674 太平哨水电 16.101.75 1087 2.56 1590 国电大渡河水电 130 49.66 3820 52.08 4006 石嘴山发电 132 0.00 0 37.49 7100 合计 188.28 252.37 资料来源：公司年报 未来两年利用小时数保持 2003 年水平未来两年利用小时数保持 2003 年水平。大同二电厂送电区域为京津唐电网，按照国家电网公司的预测，2004

25、、2005 年该地区电力仍将有较大缺口。大同二电厂在未来两年预计将保持 2003 年的利用小时。云南宣威电厂由于今年云南电网水电枯水，而公司为火电多发电，发电量同比增长 32%，利用小时数达 6900 小时。2004 年如果云南水电来水正常，宣威电厂利用小时数略有回落。宁夏地区由于高耗能企业拉动用电快速增长，未来几年用电缺口较大，石嘴山电厂的利用小时仍将保持高位。详细分析见下文 4.4 节。水电的上网电量主要取决于流域来水情况，而不取决于电力市场的供需，公司下属三个水电厂的发电量预计变化不大。3.1.2 电价：下调风险很小 3.1.2 电价：下调风险很小 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最

26、后一页的重要声明 9由于上网电价的形成机制比较复杂，“经营期电价”仍将执行较长时间，下属主要电厂中有三家电厂的上网电价于 2003 年刚刚核定，下调的可能性不存在。大同二厂的电价低于东送电平均电价 20%，有上调的可能。从中长期来看，如果部分电量执行竞价上网，国电电力的电价比较有竞争力。2003 年中期国电电力加权平均的不含税上网电价为 0.20 元，与国内另外三家全国性的发电公司相比，北京大唐为 0.248 元，山东国电为 0.279 元，华能国际为 0.256 元，国电电力的电价最低。总体来说，公司下属电厂电价下调的可能性很小。表 3：下属电厂未来电价发展趋势 装机容量（万千瓦）上网电价（

27、元/千瓦时，含税）说明 电价下调风险大同二厂 120 0.2019 山西东送电平均电价 0.252 元 无 宣威五期 60 0.2726 2003-1-1 开始执行 无 石嘴山1 99 0.212 2003-3-1 开始执行，国家发改委核定电价为0.226 元 有可能调高桓仁水电 29.45 0.29 调峰机组 无 太平哨水电 16.10 29 调峰机组 无 大渡河水电 130 0.21 原电价低，2003-1-1 起调高至 0.21 元/千瓦时 无 资料来源：公司报表、申银万国证券研究所 3.1.3 成本：排污收费增加成本：排污收费增加 排污费征收使用管理条例 于 2003 年 7 月 1

28、开始正式实施，对于火力发电企业来，其燃煤排放的二氧化硫、氮氧化合物以及烟尘将成为排污费征收的主要对象。新的排污费收取费率按照分步到位的方式执行。氮氧化合物收费于2004 年 7 月 1 开始执行，按照 0.60 元/当量收取。对于二氧传硫：2003 年 7月 1 日至 2004 年 6 月 30 日按照 0.20 元/当量收费；2004 年 7 月 1 日至 2005年 6 月 30 日按照 0.40 元/当量收费；2005 年 7 月 1 日以后达到 0.60 元/当量的标准。每吨燃煤二氧化硫的排放量与燃煤的含硫量有关，每吨燃煤氮氧化合物的排放量比较稳定，平均每吨燃煤产生 9 千克左右的氮氧

29、化合物。根据现有几个电厂的含硫量、单位供电煤耗情况，我们测算了现有电厂未来几年的排污费情况，并向公司有关人员核实，预计 2003 年、2004 年、2005年排污性支出分别为 2000 万元、6000 万元、8000 万元。2004 年、2005 年排污收费占净利润的比重分别为 6.5%和 8%，说明排污收费将对公司盈利能力产生较大影响。排污收费逐步到位排污收费逐步到位 04 年、年、05 年排污收费占净利润比重分别为年排污收费占净利润比重分别为 6.5%和和 8%申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 10图 6：排污收费增加成本情况 资料来源：申银万国证券研究所 3.1.4

30、 财务费用降低财务费用降低 2003 年前三季度，公司财务费用达 3 亿元，主要是由于公司资产负债率高，同时，公司 7 月份发行可转债的发行费用 1915 万元计入财务费用，使得第三季度财务费用增加。由于 03 年 7 月份发行可转债募集的资金 20 亿用于替代部分银行借款，且 2004 年没有可转债发行费用，预计 04 年财务费用比 2003 年减少。3.1.5 北仑电厂汇兑损失减少北仑电厂汇兑损失减少 北仑电厂是公司于 2002 年从母公司收购的资产，由于今年浙江省严重缺电，2003 年盈利状况非常好。2003 年预计来自北仑电厂的投资收益达 26000万元，占净利润的比重为 31%。北仑

31、电厂有大量日元贷款，因日元升值，2003 年日元兑美元从 2002 年 12月 31 日 121.26 升至 2003 年 6 月 30 日 119.26，9 月 30 日为 110.78，目前已升至 107，据此测算 2003 年北仑电厂的汇兑损失达 10000 万元。我们估计日元兑美元达到 105 以下的可能性不大，04 年汇兑损失为 0，即相比 2003 年汇兑损益减少 10000 万元。同时，预计明年机组会有修理计划，主营业务利润会比今年有所降低，综合考虑，预计给国电电力带来的投资收益比 03 年增加 3000 万元。小结：综合考虑以上五个因素，我们预计现有电厂未来两年盈利能力比 03

32、年略有提高。小结：综合考虑以上五个因素，我们预计现有电厂未来两年盈利能力比 03年略有提高。3.2 新建项目陆续投产成为公司新的利润增长点 3.2 新建项目陆续投产成为公司新的利润增长点 2004 年、2005 年外高桥二厂、宁夏石嘴山电厂、宣威电厂相继投产，另外公司于 03 年 12 月公告收购邯郸热电厂 35%的股权和宁夏石嘴山电厂 10%的股权。同时，邯郸热电扩建 20 万项目和辽宁庄河电厂新建 120 万项目也将于 06年以后投产。也就是说，未来 5 年，公司有 6 个新建项目陆续投产，权益装机容量增加 331 万千瓦。04 年、年、05 年权益装机容量增长年权益装机容量增长25%、1

33、4%投资收益占净利润的投资收益占净利润的 31%北仑电厂明年汇兑损失减少北仑电厂明年汇兑损失减少 2.6%6.5%8.0%8.2%020000400006000080000100000120000030405060.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%排污费净利润占净利润比重申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 11图 7：公司未来几年权益装机容量增长情况 资料来源:公司报表、申银万国证券研究所 我们把新增的装机容量折算至全年，则 2004 年加权平均权益装机容量增加105.2 万千瓦，2005 年加权平均权益装机容量增加 72 万，2006 年为 81 万。以20

34、03 年公司权益装机容量 420 万千瓦为基数，则 04 年、05 年权益装机容量增长速度分别为 25%、14%。这些新建项目投产后将成为公司新的利润增长点。3.3 新建项目盈利特征分析 3.3 新建项目盈利特征分析 未来三年，外高桥二厂、宁夏石嘴山电厂、宣威电厂、大同二厂二期相继投产，公司资产规模大幅增长，其盈利水平是否能实现同步扩张呢？3.3.1 成本特点成本特点 火电企业的建设资金来源一般是 20%的资本金和 80%的银行借款，经营期 20年，折旧年限为 15 年。图 8：火电企业经营期间成本趋势 资料来源:申银万国证券研究所 火电企业的成本主要由四部分组成：燃料费、折旧费、财务费用和其

35、他经营成本。一般按直线法提折旧，所以在折旧期内折旧成本保持不变。在现金流安排12.6%28.7%6.3%9.2%01002003004005006007002003200420052006万千瓦0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%权益装机增长经营期内，成本逐年下降经营期内，成本逐年下降 01000020000300004000050000600007000012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19燃料费其他经营费用折旧费财务费用申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 12上，折旧用于偿还贷款，在贷款利率

36、未发生大幅变化的情况下，财务费用随着贷款的偿还逐年降低。从图 8 可以清楚地看出，在整个经营期内生产成本是逐年降低的，特别是折旧期结束后，发电成本大幅降低。3.3.2 投产初期净利润率较低 3.3.2 投产初期净利润率较低 新建电厂上网电价目前执行“经营期电价”，经营期电价由三部分组成：电厂运行成本，如燃料费、管理费用等；折旧成本和财务费用；电厂投资中资本金部分的合理收益。“经营期电价”的主要特点是将电厂资本金投资收益和贷款还本付息部分在整个经营期进行分摊。按经营期核定电价后，上网电价在成本因素未发生重大变化的情况下，一般不作调整。图 9：火电企业经营期间盈利指标发展趋势 资料来源:申银万国证

37、券研究所 图 9 是以宣威电厂为例测算的火电企业经营期间的利润变化情况。测算过程的主要假定为：经营期电价核定的基础是经营期内资本金获得合适的投资收益率；电价核定后不作调整；04、05 年用电形势紧张，08 年以后，机组利用小时数降为 5500 小时。从图中可以看出，在新电厂投产初期净利润率水平较低，以后逐年增长，在还贷期结束后，净利润大幅增长。3.4 主要新建项目分析 3.4 主要新建项目分析 3.4.1 石嘴山电厂发电利用小时高，但结算电价低石嘴山电厂发电利用小时高，但结算电价低 石嘴山发电扩建工程为 4 台 330MW 燃煤发电机组,每千瓦造价为 3446.5 元。三台机组分别于 2002

38、 年 12 月、2003 年 7 月和 12 月投产,预计4 机组 04 年年中投产发电。宁夏地区高耗能行业拉动用电快速增长，未来两年电力供不应求。宁夏地区高耗能行业拉动用电快速增长，未来两年电力供不应求。宁夏电网的电力负荷主要以重工业负荷为主，第三产业和居民用电比重较小，因此，负荷率水平较高，峰谷差较小。而 2002 年以来宁夏地区高耗能企业拉动用电量大幅增长，2002 年在火电机组利用小时达到 7487 小时的情况下，仍从西北主网净购电05000100001500020000250003000035000123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19万元-2

39、0%0%20%40%60%80%净利润净利润增长投产初期净利润率较低投产初期净利润率较低 宁夏地区高耗能行业支持用电增长宁夏地区高耗能行业支持用电增长 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 13量。在高峰时段，出现了限电情况，电力供不应求。2003 年区内火电企业的发电利用小时数高达 7010 小时，居全国首位。图 10：宁夏未来几年火电机组利用小时数预测 资料来源:宁夏电网公司 未来几年，宁夏的新增大用用户用电总负荷在 200 万千瓦以上，且大多为不间断用电负荷。未来几年电源投产项目有两个，石嘴山电厂 4 台 133 万千瓦在 2004年全部投产，中宁电厂 2 台 30 万

40、行情 2005 年底投产。预计 2004 年、2005 年宁夏电网仍缺电。电量。电量。预计未来几年宁夏地区的发电火电机组利用小时数仍然保持高位，石嘴山电厂的机组利用小时数与电网平均水平相当。结算电价低。结算电价低。石嘴山1 机组的上网电价已经核定，但要分步到位，核定上网电价为每千瓦时 0.226 元(含税，以下同),第一步 2003 年的 25.1 亿千瓦时上网电量执行 0.212 元/千瓦时(含税),实际发电量为 35.7 亿千瓦时，实际结算电价为 0.20 元/千瓦时（含税）。结算电价低于西北电网 0.238 元/千瓦时的平均上网电价。由于用电负荷主要是高耗能企业，电价执行到位的可能性不大

41、，预计 2004年的结算电价与 2003 年相差不多。盈利能力低。盈利能力低。虽然机组利用小时数很高，但结算电价较低，且项目的资产负债率为 84.36%，财务费用较高，导致石嘴山电厂的净利润率较低。截至 2003 年 6月 30 日,石嘴山发电公司仅实现净利润 627 万元，下半年计划电价提高后，净利润率有所提高。预计 2004 年和 2005 年净利润率为 6%，对公司的净利润贡献仅为3000 万元、4000 万元，3.4.2 外高桥二期的净利润贡献在外高桥二期的净利润贡献在 2005 年充分体现年充分体现 外高桥二期是近几年来上海投产的唯一一个电力项目，预计 2 台 90 万千瓦机组将在

42、2003 年底和 2004 年中各有一台并网发电，但实际正式投入商业运营的时间为 2004 年 5 月和 11 月。电量。电量。2003 年上海的用电形势非常紧张，未来 2 年内上海仍将缺电，因此，预计外高桥投产后将保持 6000 小时左右较高的发电小时，按两台机组分别于2004 年 5 月和 11 月正式投入商业运营计算，预计 04 年发电量将达 36 亿千瓦时。外高桥二期在外高桥二期在2005年预计贡献净利润年预计贡献净利润 15000 万元万元 机组利用小时7010706064546200020004000600080002003200420052006年份小时结算电价低导致盈利能力差结

43、算电价低导致盈利能力差 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 14电价。电价。在上网电价方面，按照国家发改委 124 号通知有关内容：尚未核定上网电价的新投产机组，上网电价按省级电网上年度平均购电价格执行。据了解，外高桥二期可能获得 0.351 元/千瓦时左右的上网电价。利润贡献在2005年充分体现。利润贡献在2005年充分体现。预计外高桥二期在投产初期的净利润率为12%。2004 年、2005 年对国电电力的净利润贡献为 5000 万元和 15000 万元。3.4.3 宣威六期预计可获得五期的利润水平宣威六期预计可获得五期的利润水平 宣威发电是云南宣威电厂扩建工程的项目法人

44、，宣威电厂扩建工程是云南省“西电东送”重点项目,总装机为 4 台 300MW 机组,分为五期和六期扩建工程,各为 2 台 300MW 燃煤发电机组。宣威发电五期 2 台 30 万机组已于 2002 投产，2003年全年利用小时数达6900小时；上网电价于2002年12月1日核定到位，为0.2726元/千瓦时（含税）。宣威发电六期 2 台 30 万机组预计分别于 2004 年 1 月和 7 月投入商业运行，投产后预计可获得 6500 小时的利用小时，参照宣威五期的盈利水平，我们预计宣威六期的净利润率达 15%。小结：新建项目投产将成为公司新的利润增长点，但投产初期净利润率低于现有电厂 22%的水

45、平。小结：新建项目投产将成为公司新的利润增长点，但投产初期净利润率低于现有电厂 22%的水平。3.5 收购前景 3.5 收购前景 3.5.1 股东变更、从母公司收购资产的前景不明朗 3.5.1 股东变更、从母公司收购资产的前景不明朗 公司原第一大股东是国家电力公司，根据电力体制改革方案，国家电力资产实行厂网分离，原国家电力公司持有的国电电力的股权无偿划转给中国国电集团。目前第一大股东持有公司 34%的股权，第三大股东龙源电力集团是国电集团的全资子公司，持有公司 9.9%的股权，所以第一大股东通过直接和间接方式合计持有公司 43.9%的股东。第二大股东是辽宁省电力公司，持有公司 31%的股份，辽

46、宁省电力公司是新组建的国家电网公司的全资子公司。据公司介绍，这 31%的股权有可能划给辅业集团，具体哪个集团尚未明确。图 11：公司股东背景 资料来源：公司报表 大股东、二股东股权比例接近大股东、二股东股权比例接近 34%国电集团龙源集团辽宁电网公司或辅业集团31%9.9%100%国电电力宣威六期两台机组宣威六期两台机组 2004 投产，预计可获得五期的盈利水平投产，预计可获得五期的盈利水平 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 15第一大股东国电集团是全国五大发电集之一，合计持有 3000 万千瓦以上的装机容量，如能获得第一大股东的支持，公司未来发展前景广阔。但由于第一大股

47、东与第二大股东持股比例相当，且第二大股东的地位不明确，使公司向母公司收购资产的前景不明朗。3.5.2 资金紧张制约进一步收购 3.5.2 资金紧张制约进一步收购 2003 年中期虽然合并报表经营活动产生现金流量净额为 6.07 亿元，但母公司经营活动产生的现金流量净额为 3.3 亿元，加上收回投资收益所收到的现金1.39 亿元，总共为 4.69 亿元，我们预计 2003 年母公司这两项产生的现金流为 7亿元。04 年由于投产机组都不是全资电厂，而控股电厂产生的现金流量要用于自身还贷，分红的比例会很小。我们预计母公司现金流入与 2003 年相当，为 7 亿元左右。在投资资本金支出方面，由于 20

48、04 年大量项目在建，初步测算，单单新建项目投资资本金支出就达 10 亿元，再加上原有机组的技改支出，我们预计公司04 年资金缺口达 6 亿元。目前公司资产负债率已高达 65%，公司进一步收购，需要配合再融资。表 4：公司资本支出计划估算 2003 2004 2005 2006 上海外高桥二厂20000 8080 0 0 大同二厂二期 21759 21759 12433 0 宁夏石嘴山电厂11373 2275 0 0 云南宣威六期 11021 2755 0 0 邯鄣热电收购 0 23153 0 0 邯鄣热电扩建 840 6717 5877 3358 辽宁庄河电厂 0 21760 21760 3

49、2640 瀑布沟电站 14000 19000 24000 37000 合计 78992 105498 64071 72998 现金净增加额 29147-63340 34260 93560 合计 78992 105498 64071 72998 现金净增加额 29147-63340 34260 93560 资料来源:公司报表、申银万国证券研究所 4 盈利预测 基于上述的分析，我们做出公司未来三年的赢利预测如表 5，并做如下假设：假设一：03 年超发电量大部份在第四季度结算，结算电价比第三季度低 5%；假设二：电力供需在 2004 年，2005 年继续保持紧张形势，机组利用小时数保持高位，2006

50、 年以后机组利用小时数下降；假设三：现有电厂和新投产项目的预测按上文分析；04 年资金缺口为年资金缺口为 6 亿元亿元 申银万国证券研究所 深度研究 请参阅最后一页的重要声明 16假设四：可转换债券在 2004 年全部转股，2004 年末总股本为 159186 万股。表 5：公司盈利预测 项目 2002 2003E 2004E 2005E 主营业务收入 356274 454969 768107 907232 主营业务成本 255155 328153 561741 661118 主营业务税金及附加 5106 6370 10401 12228 主营业务利润 96012 120447 195966