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（三）审慎考虑管理层的作风。
（四）详细分析过往至少4－5年的业绩。从损益帐中，分析除税及利息前溢利（EBIT），边际毛利或纯利率（Profit Margins）及股东资金回报率（ROE）或公司资产回报率（ROA）是否有改善。
（五）分析公司的现金流（Cash Flow），是否足够应付未来公司的资本性开支（Capex），也要看公司整体负债与股东资金的比率（Debt/Equity Ratio）。
（六）分析公司在新投资方面能否取得一贯的回报。
（七）公司是否大量印发新股，“摊薄”每股溢利。
（八）利用各种比例将公司与其他同业公司作一比较。
华能国电的市场经济专利
现时，发电厂（Independent Power Plant）在中国仍然享有某种专利；一方面售电价格受到政府的管制；另一方面现时电力市场还未完全开放，未来只会有秩序地逐步进行开放，使华能受到某程度的保障和优惠。华能国电的市场经济专利包括以下数项：
（一）中国电力市场需求庞大；中国现时的经济增长，与香港六十年代一样，电力需求的增长比经济增长高出50％，如果国民生产总值增加9％，耗电量增幅将达到14％。长远来说，未来20年中国的电力需求，仍然会快速增长，能够把握求过于供的机遇，扩充生产电力的设施，可以保证长远的高回报；
（二）华能享受的税率是17％，相比一般的企业税率33％，低出接近一半；因为华能兴建电厂的计划，都是获得国务院批准的，所以享有这个税务优惠。这就是接受政府管制，换取回来的有利条件；
（三）投资新发电厂的回报仍然是相当理想，平均高达15％。以华能向母公司收购的电厂为例，EV/EBITDA的倍数大约是６倍，换言之，电厂的现金流，可在６年内抵偿收购代价，包括被收购电厂的负债。以一般电厂15－20年的寿命来计算，还本后余下的9－14年，可以说是无本生利。2003年华能股东资金回报率达到16。9％，2004年将会稍为回落。
第四部分电费调整的机制
（一）从投资的角度看，我们需要了解中国政府对电力的管制方案。华能国电的招股书中说明，1997年时的管制方案与香港相似：是以固定资产的回报作为标准。回报率为固定资产的14％，固定资产只限于股东资金购入的资产；而以借贷购入的固定资产回报率则为7％。这个管制的弊端是：电厂会不计成本引入最昂贵的设备，通过加电费争取较高的回报，减低效率。这个无可奈何的现象，早已经长期在香港出现。
后来，国家发展和改革委员会改变制度。现时电厂回报，是根据整个行业的电厂平均建筑成本（不是个别建筑成本）计算，目的是要鼓励电厂尽量降低成本，提高效益。在这个原则下，电厂的电费是受到政府的管制，根据当地的供求情况来厘定。
（二）为了确保中国所有地区不会出现缺电的情况，国务院在2004年1月，已经容许增加电费2％－2。5％，以弥补部分煤价上升所带来的生产成本压力。2004年6月中国电费再上调0。6％，并且出现“双价制”：正常发电量的价钱，比额外发电量的价钱为高。因为发改委认为超额发电，是额外的经济效益，成本是较低的。发改委为了避免电厂长期超额发电，忽略维修，因此规定超额发电的电价，只是正常发电售价的70％－80％，希望电厂不要为了增加收入，而忽略维修。2004年8月，由于市场煤价急升，产煤商不履行低煤价时签定的供煤合约，发改委勒令产煤商要履行合约，只许照旧价加价8％。国务院这些措施，是为了平衡各方利益，以发电商华能而言，2004上半年，电煤占经营成本62％，电费的增加是不足够抵消煤价上升带来的成本压力，必须提高生产力及增加发电的装机容量，争取到较高的经济效益。
（三）传闻2004年12月将举行的全国煤炭订货会议，将会制定“煤电联动”机制。如果能够落实，发电厂的边际利润，便可以获得保证，届时华能便可以免除“中游公司”的苦况。如果无法订出“煤电联动”的机制，所有发电厂的边际利润，将会面临压缩，煤价的持久上升，令发电厂无利可图。结果电厂没有足够的资金，再收购或发展新的装机容量或设施。最终必定会引起更大、更严重的缺电情况。笔者相信国家发展改革委员会，应该有远见可以预期未来问题的严重性，定会致力达成“煤电联动”的机制。
（四）现在中国电力短缺是众所周知的事，华能绝对能够把握现时的电力供应紧张情况，尽量扩充装机容量，由1997年至2003年，华能的装机容量，以19。89％的年复式增长率来扩充。同时仍能够运用多出的现金流减轻负债，由1999年至2003年，华能总共偿还了人民币100亿元的负债。2004年除了本身自行投放设备、增加装机容量外，更动用人民币45。75亿元，向母公司收购多家电厂，维持装机容量以复式19。7％增长至18；832兆瓦，2004年10月又宣布以人民币20亿元，向母公司收购四川水力发电厂及甘肃比邻（坑口）煤矿发电厂。其中仍有648兆瓦的水力发电，正在四川兴建中，估计2005年华能的装机容量，可以再增加3；230兆瓦。装机容量的增加，使华能能够争取更多收入，加强现金回流，足以应付新投资所带来的额外负债。但是，由于债务增加，利息支出相应地上升，对损益帐的收入，肯定带来负面影响。长远来说，华能的规模会不断膨胀，达到最好的经济效益。国家的最终目的，是在日后电力市场全面开放的时候，中国的电厂能够完全自由竞争，以低成本生产电力竞争上网，再由网络输送到每个消费者家中。将来，华能是能够用最便宜的竞投价钱，供电给网络商。一些小型的独立电厂，因没法在价钱方面与华能竞争，会被淘汰，特别是那些没有获得国家批准的发电厂，会面对高税率、低经济效益的困扰。
第四部分管理层的审核（1）
华能是中国电力企业中规模最大的，管理层在派息方面也相当慷慨。1998年每股派息人民币0。04元，至2003年达到每股人民币0。25元，年复式增长率达到44。2％。2004年初则１送１红股。1998年公司的每股纯利是人民币0。165元，2003年已上升至人民币0。45元，年复式增长达到22。2％。
华能董事局有10多位董事，以往这些董事以执行管理任务为主，他们的总薪酬约为人民币170万元；过去两年，董事局有个很大的改革。表24（薪酬一览表）显示，2003年的执行董事薪酬减少至只有人民币40万元，而独立非执行董事的薪酬，则增加至人民币130万元。换言之，独立非执行董事的数目增加了，董事局的任务，变成以监察公司管理为主。另外，５位最高薪非董事职员的薪酬，总数达到人民币250万元，即每位的平均薪酬约人民币50万元，显示董事局愿意用丰厚的待遇，聘用及挽留有管理经验及能干的人士。公司亦没有提供认股权计划予董事。以一家年赚数十亿元人民币的公司，董事局薪酬可说是微不足道，即使高级管理层的薪酬，亦是十分合理的。
管理层作风在各方面都值得嘉许。首先，公司自上市以来不断成长，不断添置设备及电厂，但并没有向股东供股筹集资金；其次，公司向母公司收购资产时，管理层都表现出应有的独立性，能够委任顾问，向母公司以合理的价格购入资产，没有牺牲公司小股东的利益。公司在1998年以H股形式在香港上市，并于1999年在国内发行A股，往后再没有发行新股。股数的增加只是透过可换股债券兑换成普通股所致。在收购电厂的过程中，董事局并没有滥发公司股票，避免摊薄股东利益。稍后，笔者会就华能2004年向母公司收购电厂再详加分析。
表24：华能董事局及高级行政人员薪酬
RMBM 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
执行董事 1。9 0。9 1。1 1。1 1。7 1。7 0。4
独立非执行董事 1。1 1。3
高级管理层 2。5
（最高薪酬五位）
发行总股数 5；000 5；538 5；650 5；650 5；693 6；000 6；019
（百万）
华能面对三项挑战
（一）高煤价
笔者最赞同巴菲特的说法：投资一家公司，一定分析它过往的业绩。巴菲特从来不投资新股，因这些公司没有足够的过往业绩可供分析。华能国际自1997年来港上市，至今已有７年的时间，可以让我们作详细分析。了解了宏观条件后，我们来看看电力企业的边际利润，参考表25：
表25：比较华能、大唐及华电的纯利率
电力企业 2003年上半 2004年上半 2003年上 2004年上 2003年上 2004年上
年营业额 年营业额 半年纯利 半年纯利 半年纯利率 半年纯利率
（RMBM） （RMBM） （RMBM） （RMBM）
大唐 4；502 6；041 784 1；113 17％ 18％
华电 4；096 4；767 670 659 16％ 14％
华能 10；514 12；964 2；285 2；481 22％ 19％
行业总数 19；112 23；772 3；739 4；252 20％ 18％
第四部分管理层的审核（2）
以营业额计，华能较大唐及华电在规模上都大得多；从纯利率角度来看，华能国电2004年上半年较2003年同期下跌了3个百分点，这就是因为煤价上升令成本增加。根据兖州煤所公开的煤价数据，2004年上半年每吨煤的平均现货售价（spot market）比合约价为高，上升至人民币223。6元，比2003年上半年的平均现货售价人民币166。27元高出34。4％，所以华能2004年上半年的溢利饱受煤价上升的冲击，只能录得8。6％升幅，远远追不上营业额23。3％的增长。2004年第三季煤价的升幅更加凌厉，比较2003年同期上升了66。5％，达到每吨人民币276。9元，高煤价是华能的致命弱点。华能刚宣布2004年第三季度业绩，纯利下降17。7％，跌至人民币13。28亿元，同期营业额却上升了35％，产电成本却上涨了54％，反映出煤价飙升的结果：第三季纯利率从上半年的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