国电电力：即将迎来项目投产小高峰
1、 公司 2015 年中期业绩同比增长 12.85%，符合市场预期：
公司 2015 年中期实现营收 312.65 亿元，同比减少 15.21%；营业成本 180.43亿元，同比减少 19.16%；营业利润 58.69 亿，同比增加 3.88%；归属净利润 34.28亿元，同比增长 15.52%；折合每股收益 0.172 元，同比增长 1.18%，符合市场预期。主要原因由于煤炭价格下降导致营业成本大幅下降 19.16%，有效弥补了因电价下调和发电小时利用下降导致的营收减少。
2、 利用小时下降和煤电联动减少公司收入：
公司上半年营业收入的减少，主要是由于发电小时下降和火电上网价格降低。公司上半年平均发电小时为 1944 小时，比去年同期的 2238 小时减少 294 小时，导致上半年发电量 782.88 亿千瓦时、销售电量 738.17 亿千瓦时，同比分别下降10.93%和 11.34%。此外，公司从 2014 年 9 月 1 号下调电价 0.7 分和自 2015年 4 月 20 日下调 1.64 分，导致营收减少。
3、 煤价下降和煤耗降低提高公司毛利率水平：
上半年公司发电业务毛利率为 33.87%，比去年同期增加 2.76 个百分点。上半年秦皇岛煤价(Q5500)比去年同期降低 15.7%。煤价的大幅下降有效弥补了电价下调给毛利率带来的负面影响。上半年公司供电煤耗完成 303.63 克/千瓦时，同比降低 3.05 克/千瓦时。
4、 二季度归属净利润和度电利润环比增加：
公司二季度归属净利润 17.35 亿元，比一季度归属净利润 16.93 亿元环比增加2.46%。主要原因是公司二季度销售电量为 380.79 亿千瓦时，比一季度销售电量 357.38 亿千瓦时环比增加 6.55%。 销售电量环比提高主要是由于在二季度全国工厂陆续开工导致用电量增加(全国发电量二季度环比一季度增加 6.76%) 。公司二季度度电利润(扣除投资收益后的营业利润除以同期销售电量)为 6.96分/千瓦时， 略高于一季度的 6.41 分/千瓦时。 虽然 4 月份煤电联动降低电价 1.64分，但是正如上期电力周报中分析， 秦皇岛煤价(Q5500)二季度环比一季度减少 76.4 元/吨， 按照煤价每 35 元/吨对应电价 1 分钱来简单换算，二季度煤价下降带来的度电利润增加 2.18 分，扣除煤电联动下调的 1.64 分之后还应增加 0.54分， 二季度度电利润环比增加量基本持平。 可见由于二季度煤价大幅度环比下降保证了度电利润的环比增加。
5、 项目储备丰富，公司内生性增长显着：
公司上半年发电装机为 4158.95 万千瓦，预计今年下半年火电装机投产 160 万千瓦(新疆哈密和江苏泰州)，水电装机投产 340 万千瓦(大渡河大港站和新疆)，是目前装机总量的 12%。在 2016 年计划投产火电装机 286 万千瓦(新疆哈密二号机组、泰州二期二号机组、梧州热电)，水电装机 47.35 万千瓦，是目前装机的 8%。在 2017 年计划投产火电 380 万千瓦，水电 135 万千瓦，是目前装机的 12.4%。
6、 资产证券化启动， 外延增长空间大：
国电集团承诺，当剩余常规能源发电资产符合注入条件时，在连续的三年内完成资产注入。由于 2012 和 2013 年加权平均 ROE 满足注入条件， 2014 年也几乎能确定满足，因此集团的向公司的资产注入已经箭在弦上。根据测算，国电集团剩余的常规能源资产约 6700 万千瓦，是公司目前装机规模的 1.6 倍。
7、 维持“强烈推荐”评级：
由于煤价在上半年的大幅下降，上半年火电行业盈利会再创新高，整体火电上市公司业绩可能会超出市场预期。根据公司上半年的业绩表现和考虑到公司近几年的项目投产(暂时不考虑集团资产注入)，测算公司 2015-2017 年 EPS 分别为 0.36、0.42 和 0.47，对应目前的估值水平分别是 12.0、 10.3 和 9.2.
风险提示： 煤价大幅度反弹、利用小时下降幅度超预期(招商证券)
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