华电国际：持续向好和稳定成长的行业龙头

事件描述:

受益于单位燃料成本的同比回落，华电国际上半年归属母公司所有者净利润同比增加211%;下游需求不足拉低公司发电机组的利用小时水平，抑制新增产能的释放效果和收入、利润的增长幅度;收购两个在建煤矿打开了公司向上游煤炭行业渗透的通道，未来煤炭自给能力有望逐渐提升;项目储备丰富，加之母公司的支持，公司未来稳定成长的预期明确。

针对公司运营中的煤价、电量、储备项目、业务发展模式等市场关注的问题，近日我们对华电国际进行了调研，与公司高管就上述要素的发展态势进行了深入的交流，要点如下。

调研信息简报:

1. 煤炭市场供应环境较宽松，单位燃料成本将保持稳定或略有下降。

公司上半年实现标煤单价638元/吨，与2008年上半年658元/吨相比，回落3.0%;实现供电标煤耗326.21克/千瓦时，同比降低12.04克/千瓦时(或3.56%);综合起来导致公司上半年单位发电燃料成本同比下降3.4%。

截至目前，公司已签订了山东省内的重点合同煤，不含税价格基本与去年持平;此外，(约300万吨)山东省内省补合同煤的签订价格较去年有20%左右幅度的回落。其余电煤采购途径，包括淮南煤业在内均没有最终确定合同煤价格，仍采用临时结算价结算和入账。

我们不排除公司存在最终签订的合同煤价高于临时结算价的风险，但是我们认为可能性不大。当前煤炭供应环境较为宽松，下游行业回暖对于煤炭需求的拉动不足以消化煤炭行业新增产能的释放和原有煤矿产能利用率的提升。市场煤价缺乏上涨的动力，电企在合同煤价的谈判中话语权依然不减。

预计下半年公司的标煤单价环比将保持稳定或略有下降，去年第三、第四季度公司的平均标煤单价分别是809元/吨和762元/吨，那么公司下半年平均标煤单价有望实现同比降幅18-19%。公司下半年将延续盈利同比大幅提升的趋势。

2. 下游需求持续好转，全年火电机组平均利用小时数超越保守估计值4800的可能性较大。

上半年，公司燃煤发电机组的平均利用小时数为2320，高于全国平均2236小时3.8%，一定程度体现出公司机组的分布优势和调度优势。随着下游需求的持续好转，公司7-8月份发电量已经出现一定程度上的环比增长，保守预计公司下半年燃煤机组年化利用小时环比上半年提升6.9%，全年达到4800小时。

我们认为，公司燃煤机组全年利用小时数超越4800的可能性较大，即下半年环比增速高于6.9%，主要因为公司机组多分布于高耗能产业集中的地区，房地产投资额和新开工面积的大幅提升将在下半年逐渐拉动钢铁、水泥等高耗能行业产量增速的提升。在全国整体经济形势向好、电力需求稳步回升的同时，公司凭借机组的分布特点将会获得额外的机组利用小时提升空间。从公司机组的主要分布地山东省的相关数据可以看出:上半年省内用电量同比下降0.7%，7月和8月用电量增速转正，分别高达8.9%和14.6%，主要源于当地高耗能产业开工率上升;上半年山东省发电机组装机容量同比增长4.0%，7、8月份增速进一步降低，这将有效减少新增产能对于调度电量的挤占，保证原有机组利用效率随需求增加而提高。

3. 逐渐向上游煤炭行业渗透，煤炭成本控制能力将增强。

公司上半年收购了山西两个在建煤矿各70%的股权，已在山西占有煤炭资源2.8亿吨，可采资源1.3亿吨，两个煤矿将于2009年底至2010年上半年投产，设计生产能力共135万吨，可扩展至300万吨。此次收购煤矿是公司业务结构优化和产业规模拓展战略的第一步，未来公司将陆续在山西、陕西、宁夏、内蒙古等省区收购或开发煤炭资源，力争到2013年占有20亿吨煤炭资源，并实现年产规模3000万吨。公司的煤炭自给能力将逐渐增强，按照规划，到2013年公司的煤炭自给率将达到30%左右，一方面增强公司发电主业的燃料供应管理能力，降低主业运营对于外部的依赖;另一方面，增强在煤炭企业面前的话语权，有效控制燃料成本，提高公司整体业务的盈利水平，根据我们的粗略测算，公司平均燃料成本每降低1个百分点，增加归属母公司所有者净利润8个百分点。

4. 丰富项目储备加上母公司支持保障公司可持续成长。

截至上半年末，公司在运行控股装机容量共计2371.85万千瓦，拥有在建项目562.7万千瓦，发改委批复开展前期工作的项目共439.9万千瓦(如图表2)。除此之外，在山东、河北、宁夏、安徽等地区还有1660万千瓦的电源项目，公司将积极争取获得其中的部分。到2013年，公司的控股装机容量有望达到4000万千瓦，即未来4年的平均装机增速为13-14%。

公司自有的在建、规划项目可以支撑未来3-5年的规模成长，之后新建项目的空间逐渐减小时，公司将会考虑收购母公司的发电资产。从母公司的角度，除了乌江水电资产和东北地区的电力资产以外，其余资产将优先用于支持华电国际。

5. 持续向好和稳定成长的行业龙头，维持“增持”评级。

煤价趋稳，需求恢复促使公司下半年业绩稳定向好，自有项目和母公司支持确保公司未来稳定成长，煤电一体化逐渐深入提升公司的盈利水平。我们预计公司2009和2010年EPS分别是0.26元和0.29元，对应2009-09-16收盘价5.27元，动态PE分别是21倍和18倍，处于核心电力公司中的较低水平，维持“增持”投资评级。

6. 主要风险提示

2009年最终签订的合同煤价高于公司临时结算价的风险和市场煤价上涨风险;机组分布地区电力需求恢复程度不达预期的风险;在建及规划项目投产进程不达预期的风险。