| 一、资产重组向前推进 (一)评估价格、增发方案略有调整 国投电力(600886)(进入该股吧，新版行情)拟收购大股东国家开发投资公司持有的改制后电力公司100%的股权。 目前，电力公司改制工作已完成，相关的审计、资产评估及盈利预测报告等基本完成。资产重组交易标的资产的评估报告已获国务院国有资产监督管理委员会备案确认。 交易标的包括二滩水电、大朝山水电、国投津能、宣城发电和张掖发电，已投产总装机容量达585 万千瓦，已投产权益装机容量280 万千瓦;在建装机容量1040 万千瓦，在建权益装机容量531 万千瓦。 上述资产于评估基准日(2008 年11 月30 日)的净资产评估值为76.93 亿元。该评估结果已经国务院国资委备案。标的资产的交易价格等于电力公司净资产评估值，相较于基准日电力公司合并资产负债表归属母公司所有者权益溢价53.32%。 公司股东大会通过了“每10 股派现3.06 元(含税)”的2008 年度利润分配方案，因此，发行价格调整为8.18 元/股，拟发行股份数量调整为9.40 亿股。 (二)交易定价合理，储备项目具有潜在价值 2008 年目标资产归属母公司股东的净利润为5.34 亿元，归属母公司的股东权益为48.27亿元。以收购价格76.93 亿元计算，收购市盈率和收购市净率分别为14.4 倍和1.6 倍。 资产收购报告书中以市净率指标和单位装机造价对发行价格估值水平进行分析是合理的。 2006 年以来，上市公司收购独立发电公司的定价是：火电资产收购的平均市净率为1.69、单位装机造价为4313 元/千瓦，水电资产收购的平均市净率为1.77、单位装机造价为6305 元/千瓦。 本次收购标的资产同时包括水电和火电资产，按照交易标的资产的水、火电装机容量加权平均比例计算的可比交易市净率和单位装机造价分别为1.74 倍和5657 元/千瓦时，而本次交易对应的市净率和单位装机造价分别为1.53 倍和5568 元/千瓦，均低于同行业水平。 综合市盈率、市净率、单位装机造价等估值方法分析，我们认为资产交易定价是合理的，且交易标的中包含的在建、储备项目等资源具有巨大的潜在价值。 二、水火并济，兼具成长 如果顺利完成收购，公司水电机组权益装机容量将大幅提升，占公司总权益装机规模比例将由13%提高至44%，电源结构得到大幅改善，有效的缓解目前燃煤价格波动对公司带来的成本控制压力。 公司目前发电机组分别位于甘肃、云南、广西、福建、江苏、安徽等省区，本次交易完成后，公司经营区域将增加四川、天津2 个省区。 收购完成后，大股东国家开发投资公司将基本实现电力业务线的整体上市(主要电力资产已经进入上市公司)。相应的，公司的发展模式将从“收购扩张”转向“滚动基建”。此次交易标的涉及的在建项目总装机容量和权益装机容量1040 万千瓦和531 万千瓦，可以保证公司中长期发展。在“滚动基建”的发展模式确立后，公司发展脉络更加清晰，成长预期更加明确。此外，我们认为不排除国家开发投资公司对下属业务线进行更深一步整合的可能性。 三、火电：蓄势待发 (一)火电机组利用率有望于2010 年回升 收购前，公司控、参股的已投运的火电机组集中于福建、甘肃、云南、江苏、广西、安徽等省区。收购后，随着2009 年四季度津能北疆电厂的投产，公司将强势进入京津唐服务区。 甘肃、广西的用电需求受重化工业影响较大，09 年1-4 月两区域的用电需求大幅下降;安徽承接华东区的产业转移，区域用电增速高于全国平均水平;云南用电量也实现了正增长。 由于上述区域08 年装机投产增速较快，09 年火电机组利用率预计降幅较大。 公司火电机组短期面临利用率的考验。我们下调对公司火电机组09 年利用率的预测，预计2009 年公司控股火电利用小时同比下降18%，2010 年有望回升12%。 (二)公司用煤价格坚挺 公司 08 年综合标煤单价544 元/吨，比07 年增加111 元/吨，涨幅26%，小于行业平均水平。2009 年以来，公司控参股火电厂中的广西、福建电厂用煤价格由一定幅度回落。但是甘肃电厂因08 年煤价涨幅小，存在补涨因素，09 年价格依旧坚挺。公司目前火电整体用煤价格与08 年全年均价相仿。 我们上调对公司煤价的预测，预计公司09 年综合煤价同比回落4%，2010 年与09 年持平。 (三)北疆电厂短期受前期生产准备费和临时电价影响 天津北疆发电厂规划建设4 台100 万千瓦燃煤发电超超临界机组和40 万吨/日海水淡化装置。一期工程建设2 台100 万千瓦发电机组和20 万吨/日海水淡化装置，总投资约为123 亿元。 一期预计于09 年第四季度投产。 项目投产当年需要一次性计入前期生产准备费，且根据当地政策，项目正式投产后的前3个月执行临时上网电价(明显低于该区域的标杆电价)。受生产准备费和临时电价因素影响，北疆电厂09 年第四季度有可能出现1.2-1.5 亿元左右的亏损。2010 年，随着上网电价回归常态，费用正常化，北疆电厂预计将实现盈利。而且，作为百万千瓦级的大型机组，北疆电厂在电力节能调度、运行效率、煤耗等方面的优势将在未来竞争中持续体现。 四、水电：持续开发 (一)水电富矿，持续开发 此次交易标的中尤以大型水电最令人兴奋。二滩水电全面负责雅砻江流域水能资源开发和水电站梯级建设营运。目前已开发运营的二滩水电站总装机容量为330 万千瓦，设计多年平均发电量170 亿千瓦时，为川渝电网中最大的电源。 雅砻江被誉为“水电富矿”，持续开发前景乐观。目前，二滩水电在建、筹建项目包括锦屏一、二级水电站、官地水电站、桐子林水电站和两河口水电站等，拟建项目包括牙根水电站等。全部项目投产后总装机容量将达到约3000 万千瓦。按照工程规划，在建项目将于2012年开始陆续投产。 大朝山水电于2001 年12 月投产。总装机容量135 万千瓦(6 台22.5 万千瓦)，设计多年平均发电量59.31 亿千瓦时，上游小湾电站水库建成后，大朝山水电站多年平均发电量可达70.21 亿千瓦时。 (二)水电电价及相关补偿费用待规范 我们看好大水电的持续经营能力，但是近期各地方政府以各种名目对水电企业征收水电资源补偿等费用，直接影响了水电企业的盈利能力。这些收费反映出目前全国水电电价确定、水电资源补偿、移民补偿等问题的复杂且无序。涉及公司水电站的收费包括： 根据《四川省人民政府关于建立水电资源有偿使用和补偿机制试点方案的批复》，四川省将对省内试点水电项目征收水电资源开发补偿费。预计此政策将使二滩水电每年增加约7000-8000 万元的成本。 从 2008 年10 月开始，云南省水电企业按0.3 分/千瓦时(含税费)的补偿费标准分摊省内关停小火电机组的补偿费用，执行时间暂按3 年考虑。2008 年12 月云南省政府推出“对部分工业企业用电给予阶段性特殊电价扶持的通知”，从2008 年12 月1日至2009 年3 月31 日期间，云南省水电企业电价每千瓦时下浮0.03 元。 我们了解到，在加快理顺资源价格形成机制的大背景下，国家正在研究、讨论解决水电定价机制问题的方案。在新的水电定价机制下，移民成本、环境成本等将被充分、全盘考虑。水电价格预计将在承担移民、环境成本的基础上提高，水电企业获得合理且稳定的利润空间。梳理、完善水电定价和收费对已投运水电项目的运营和在建、拟建项目的开发都具有重要意义。 公司控股的大型水电项目将在电价改革中受益。 五、盈利预测与投资建议 基于以下关键假设，我们预计收购完成后2009 年(全年全口径合并报表)和2010 年公司每股收益分别为0.28 元和0.47 元;每股净资产分别为4.72 元和5.15 元，净资产收益率分别为5.89%和9.12%。 2009 年公司控股火电利用小时同比下降18%，2010 年回升12%。 2009 年公司综合煤价同比回落4%，2010 年与09 年持平。 二滩水电有 7.6 亿元美元负债。2009 年形成1 亿元的汇兑收益;2010 年无汇兑收益或损失。 四川省对省内试点水电项目征收水电资源开发补偿费。2009 年，二滩水电增加成本8000 万元。2010 年，水电电价及相关费用趋于规范，二滩水电支付的水电资源补偿费及其他补偿费将在电价调整中得到补偿。 北疆电厂2009 年因前期生产准备费及临时电价影响，预计亏损1.2 亿元。2010 年进入常态运营状态，实现盈利2.5 亿元。 因火电机组利用率下降、水电资源补偿费、上游电站蓄水、前期生产准备费、汇兑损益变动等原因，公司2009 年业绩有可能出现一定下降。但是从2010 年开始，上述影响因素将显著改善。公司业绩将重归快速增长轨道。 考虑到公司盈利能力在2010 年后快速回升，且公司具备良好的成长性，我们维持对公司“谨慎推荐”的投资评级，合理估值11.84 元(对应2010 年2.3 倍市净率)。 |
