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蚀由习肽甑�19％下降至15。8％。
华能管理层过去太依赖现货市场的煤供应，忽视煤价的升幅，没有与产煤商签订长期的供应合约，没有做好风险对冲，没有提前分散投资水力及坑口发电。
单靠成本控制，华能是无法抵消煤价上升的压力。2004年下半年以来，管理层先后与6家煤炭供货商签订中、长期供应合约，包括：神华、阳泉、华亭、中国煤炭进出口公司、山西焦煤集团及山西晋城等。这一连串合约，能否保证华能可以优惠价钱购入全部所需电煤，仍是未知之数。
管理层亦积极加强进口煤的工作，为了提高海运协调，公司斥资3。95亿美元购入16艘干散装货船。2004年10月华能又向母公司以人民币20亿元，购入四川水力发电厂及甘肃比邻（坑口）煤矿发电厂。这一连串的措施都是致力降低电煤的成本。
笔者认为2004年第三季，是华能面对最恶劣的时刻，中国煤的蕴藏量丰厚，电煤供应不足，在于交通运输设施不足。世界各地的煤蕴藏量亦相当庞大。自2003年以来，高煤价已令不少煤商积极增加生产，其中以印度尼西亚的出口增幅最可观，澳洲、南非及哥伦比亚都相继增加出口。笔者相信，2006年煤价可能会大幅回落，届时华能的成本压力应可获得纾缓。
（二）高利率的影响
2004年，华能大量扩充，增加装机容量，负债因此可能大幅上升至人民币290亿元，利息支出相应地增加，直接打击华能的纯利。如果利率上升一厘，华能每年的利息开支将要额外付出人民币2。9亿元。相比之下，利率上调带来的压力，总比煤价上升所带来的轻。2004年，华能购买的电煤超过人民币120亿元。煤价上升10％，华能便要额外支出人民币12亿元。
（三）2006－2007可能出现电力供过于求
1993、1994年中国经济过热，电力出现短缺，触发大量新发电厂的投资，结果在1998、1999年全国出现电力供过于求，电价于是下降了。所以华能在1999年的纯利，相对1998年只有1。5％的增长，华能能够抵消供过于求，有赖于增加电力装机容量所带来的经济效益，薄利多销。
表26显示华能在1999年的电力销售达到380亿千瓦时，比1998年增加35。7％，但营业额只是比1998年上升29。8％；两者增幅相差6％，反映当时的售电价格是下跌了。不过纯利尚有1。5％的增长，证明华能在逆境时，有成功的应变方法。
2004年华能大量扩充装机容量，其他的电厂也很积极地添加设施，估计到2006年中国电力生产又会出现供过于求，但根据1998年及1999年的经验，届时华能会利用其扩充得来的装机容量，用薄利多销的方法，应付2006年可能出现的逆境。如果国际煤价在2006年出现大幅回落，华能的产电成本预料可相应降低，增加供电的竞争力。
第四部分用回报率分析华能业绩（1）
从表26可以看到，华能国电由1997－2003年，无论在纯利、每股纯利以至每股派息都有理想的增幅，年复式增长率分别达到21。8％、18。2％及44。3％。
表26：华能过往运作业绩
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1997…2003
复式年增长率
营业额（RMBM） 6；739 8；083 10；488 12；553 157；91 18；474 23；388 23。05％
按年增幅 19。9％ 29。8％ 19。7％ 25。8％ 17。0％ 26。6％ …
售电量（亿千瓦） 220 280 380 440 560 710 910 26。70％
按年增幅 27。3％ 35。7％ 15。8％ 27。3％ 26。8％ 28。2％ …
装机容量（兆瓦） 5；300 6；700 8；700 10；813 10；813 14；363 15；736 19。89％
按年增幅 26。4％ 29。9％ 24。3％ 0。0％ 32。8％ 9。6％ …
EBIT（RMBM） 1；868 2；683 2；979 3；909 5；014 5；578 7；073 24。80％
按年增幅 43。6％ 11。0％ 31。2％ 28。3％ 11。2％ 26。8％ …
纯利（RMBM） 1；662 1；839 1；868 2；516 3；450 3；921 5；430 21。81％
按年增幅 10。65％ 1。58％ 34。69％ 37。12％ 13。65％ 38。49％
每股纯利（RMB） 0。165 0。165 0。165 0。225 0。305 0。325 0。45 18。20％
按年增幅 0。00％ 0。00％ 36。36％ 35。56％ 6。56％ 38。46％
每股派息（RMB） … 0。04 0。04 0。11 0。15 0。17 0。25 44。27％
按年增幅 … 0。00％ 175。00％ 36。36％ 13。33％ 47。06％
表27列出华能的回报率一览。其中的平均股东资金回报率，平均资产回报率十分有用，所谓平均股东资金回报率，是将该年纯利，除以年初及年终的平均股东资金；平均资产回报率的计算方法相似，只是将股东资金换作资产来计算。可以看到，自1999年开始，两个回报率都有出色的表现。其中平均股东资金回报率由1999年的9。1％上升至2003年的16。9％，平均资产回报率同期由4。7％上升至10。6％。
换句话说，公司在派完股息后，保留下来的资金作重新投资时，这些新资产的回报按年都有所改善。证明了公司的新投资并没有出错，证明管理层过去的决策是正确的。2004年电煤价格飙升，肯定打击这两项回报。这一点又再证明煤价对华能的重要性。
表27：华能回报率一览
1998 1999 2000 2001 2002 2003
股东资金（RMBM） 19；904 21；772 23；779 28；293 30；416 33；955
总资产（RMBM） 38；141 40；582 42；466 47；292 48；461 53；609
平均股东资金回报率 10。4％ 9。1％ 11。0％ 13。3％ 13。3％ 16。9％
平均资产回报率 5。0％ 4。7％ 6。1％ 7。7％ 8。2％ 10。6％
EV／EBITDA比率
来衡量新收购电厂
2004年7月1日华能完成以人民币45。75亿元收购以下电力资产：（1）河北邯峰发电厂40％权益；（2）江西井冈山发电厂100％权益；（3）湖南岳阳发电厂55％权益；（4）重庆珞璜发电厂60％权益；（5）营口发电厂100％权益。收购完成后，公司增加权益发电装机容量3；096兆瓦。
表28：收购电厂带来的纯利及负债
RMBM 2003年纯利 华能应占纯利 2003年负债 华能应占负债
邯峰40％ 701 280 4；632 1；852
（以联营公司入帐，无
需于负债表上列帐）
井冈山100％ 61 61 1；608 1；608
岳阳55％ 78 43 770 423
珞璜60％ 76 46 2；819 1；691
营口100％ 91 91 1；879 1；879
总数 1；007 521 11；708 5；601
第四部分用回报率分析华能业绩（2）
邯峰是以联营公司形式入帐，其本身的负债人民币46。3亿元，无需在华能国电的负债表上出现。但井冈山、岳阳、珞璜及营口的权益总负债人民币56亿元，则会在华能2004年的资产负债表上出现，再加上收购代价的人民币45。75亿元，笔者估计，华能的总负债会由2003年末的人民币180亿元，上升至2004年末的人民币290亿元。相对2004年华能股东资金人民币356亿元，负债与股东资金比例（Debt/Equity Ratio）约为81％，这个水平仍是相当合理的，未超出危险界线。新收购电厂所带来的人民币74。5亿元负债（连同邯峰40％权益应占负债），是由新电厂的现金流来还本还息，无需母公司额外张罗。实际上收购回来的每家电厂之现金流，都是十分充裕，能够应付利息开支、营运成本外，还有能力偿还贷款的本金。
笔者用下列数个方法来衡量收购价钱是否合理：
（一）收购代价是人民币45。75亿元，而华能应占溢利则为人民币5。21亿元（参考表28），回报率达到11。4％，这是一个相当理想的回报，以市盈率计算（45。75/5。21）为8。8倍，这个市盈率比最近新上市的中国电力国际还要便宜。
（二）收购价人民币45。75亿元，加上应占负债人民币74。53亿元（连同邯峰40％权益应占负债），总收购价达到人民币120。28亿元。以这个价钱买入3；096兆瓦装机容量，是绝对便宜的。以新建电厂600兆瓦计算，所需要成本约为人民币25－30亿元，而这次的收购价约为人民币23亿元（按600兆瓦计算）。与兴建新电厂计算比较，是相对便宜；而且新建电厂需时3年，收购可以节省时间。
（三）以最大型的邯峰作为例子，我们用一个企业价值／除税、利息、折旧及摊销前溢利（EV/EBITDA）的方法来衡量。华能收购邯峰40％权益，大约用了人民币16。54亿元，换言之，邯峰整体的价值（100％计算）为人民币41。35亿元。企业价值是人民币41。35亿元加上邯峰的负债人民币46。32亿元，减去其现金人民币1。67亿元，等于人民币86亿元。2003年邯峰的除税、利息、折旧及摊销前溢利为人民币14。1亿元。换言之，EV/EBITDA（86亿元／14。1亿元）等于6。1倍，即是邯峰电厂本身所产生的EBITDA溢利，可于６年内完全抵偿收购价（企业价值）。
（四）根据表29，2003年邯峰的现金流，足以应付资本开支及利息开支外，尚有人民币9。65亿元剩余现金用作还债。2003年用了人民币6。74亿元偿还长期债务，若以整体负债额，即人民币46。32亿元计算，邯峰本身的现金流，在5年内便可还清所有负债。
表29：邯峰电厂2003年的现金流
RMBM 2003年
除税、利息、折旧及摊销前溢利 1；410
利息支出 294
资本性投资 150
税项 1
现金净流入