事件：深圳燃气发布2020年半年报。2020H1公司营业收入63.7亿元，同比下滑3.2%；归母净利润6.6亿元，同比增长10.7%。2020Q2公司营业收入35.4亿元，同比增长1.9%；归母净利润4.4亿元，同比增长23.8%。 克服疫情影响，天然气销售量持续增长：公司2020H1天然气销售量16.53亿立方米，同比增长17.5%；我们测算2020Q2天然气销售量9.2亿立方米，同比增长18.8%，增速较2020Q1提升3个百分点。分类别来看，2020H1公司天然气批发销售量2.4亿立方米，同比大幅提升213%，主要系2019H2公司LNG接收站投产的翘尾效应及产能爬坡所致。2020H1公司管道天然气销售量14.1亿立方米，同比增长6.2%，其中深圳、异地管道天然气销售量分别同比增长0.8%、16.5%。深圳地区的天然气销售量增长主要源自电厂用气放量，受疫情影响工商业等用气仍待恢复（我们测算2020H1深圳非电厂用气量同比降幅9.7%）；异地天然气销售量与城燃项目扩张有关，2020H1城燃项目数同比增加8个。此外，公司2020年7月收购东方燃气5个城燃项目，首次进入四川省城燃市场，异地版图不断扩张。 LNG接收站贡献显著，Q2业绩可观：今年以来LNG进口价格持续下行，2020Q2我国LNG月度进口均价同比降幅约16-27%，LNG接收站盈利空间显著，有效对冲深圳地区终端气价下调影响。2020H1公司天然气批发板块毛利同比增长1.6亿元（同比增长23倍）；毛利率32.7%，同比增长29.6个百分点。受益于LNG接收站等进口气业务拉动，公司单季度表现可观。公司2020Q2营业收入同比增长1.9%，增速由负转正（2020Q1营业收入同比-8.8%）；综合毛利率22.0%，同比增长1.6个百分点；归母净利润同比增长23.8%，增速由负转正（2020Q1归母净利润同比-8.9%）。 盈利预测与投资评级：考虑到传统管道燃气业务承压，小幅下调公司2020-2022年的EPS至0.44、0.52、0.56元（调整前分别为0.46、0.53、0.57元），当前股价对应PE分别为19、16、16倍。看好公司城燃公司中稀缺的气源优势，维持“买入”评级。 风险提示：天然气下游需求增速低于预期，天然气毛差超预期收窄，LNG项目周转率低于预期，LPG价格大幅波动的风险等。

事件: 深圳燃气发布2019年年报及2020年一季报。2019年公司实现营业收入140亿元,同比增长10.1%;归母净利润10.6亿元,同比增长2.6%;扣非归母净利润10.3亿元,同比增长5.2%。2020Q1公司实现营业收入28亿元,同比下滑8.8%;归母净利润2.2亿元,同比下滑8.9%;扣非归母净利润2.2亿元,同比下滑3.1%。 点评: 2019Q4主业经营尚可,减值损失及所得税基数效应拖累业绩 公司2019年天然气销售量31.53亿立方米,同比增长14.0%,增速高于全国均值。受益于LNG储备调峰项目投产等因素,我们测算公司2019Q4天然气销售量9.0亿立方米,同比增长37.7%,增速较2019Q3提升22.8个百分点。2019Q4公司营业收入40亿元,同比增长20.9%,增速较2019Q3提升15.5个百分点;单季度毛利率21.2%,同比持平。2019Q4公司归母净利润1.4亿元,同比下滑25.8%。受四季度业绩拖累,公司2019年归母净利润仅增长2.6%,增速同比明显放缓。我们判断2019Q4公司主业经营尚可,单季度业绩同比下滑主要与计提减值损失及所得税基数效应有关。2019Q4公司计提资产减值损失0.46亿元,主要包括武冈深燃天然气商誉减值(0.20亿元)、求雨岭燃气基地液化装置减值。此外,公司2018年11月获得高新技术企业资格证书,执行所得税优惠税率导致2018Q4所得税仅为-0.58亿元;2019Q4所得税0.50亿元。 重视股东回报,分红比例逐年提升 公司历来重视股东回报,2016年以来公司分红比例逐年提升。2019年公司拟每股派息0.18元,分红比例约49%,同比提升约7个百分点。按当前股价测算,公司静态股息率约2.5%。 疫情冲击2020Q1业绩,全年增长值得关注 2020Q1公司天然气销售量7.3亿立方米,同比增长15.8%;其中电厂、非电厂天然气销售量分别同比增长148%、2.1%。我们判断电厂销售量增长主要与电厂客户拓展及2019Q1增速低基数(同比下滑39.1%)有关,工商业等非电厂用户受疫情冲击较明显。2020Q1公司天然气除税平均销售价格2.85元/立方米,同比降低11.5%,我们认为主要受阶段性降低部分用户终端气价及用气结构变化(电厂销售价格较低)影响。2020Q1公司归母净利润2.2亿元,同比仅减少约0.3亿元(降幅8.9%)。预计随着LNG储备调峰项目产能爬坡,考虑到境内外天然气的价差优势,LNG储备调峰项目贡献利润可观。此外,公司通过大鹏TUA资源利用降低综合购气成本,收购唯美电力延伸天然气产业链,全年增长值得期待。 盈利预测与投资评级 考虑到疫情冲击等因素,下调公司2020、2021年的预测归母净利润至13.3、15.2亿元(调整前分别为14.0、15.5亿元),新增2022年的预测归母净利润16.5亿元,预计公司2020-2022年的EPS分别为0.46、0.53、0.57元,当前股价对应PE分别为16、14、13倍。看好公司LNG储备调峰项目发展,维持“买入”评级。 风险提示 天然气下游需求增速低于预期,天然气毛差超预期收窄,LNG储备调峰项目周转率低于预期,LPG价格大幅波动的风险等。

事件:华电国际发布2020年一季报。2020Q1公司实现营业收入221亿元,同比下滑6.0%(经重述);归母净利润11.9亿元,同比增长54.4%(经重述)。 疫情冲击用电需求,电量同比减少:2020Q1公司营业收入主要受电量拖累。受疫情影响,电力需求疲弱,2020Q1全国全社会用电量同比下滑6.5%,火电发电量同比下滑8.2%。考虑到公司机组区域分布等因素,2020Q1公司发电量下滑幅度高于全国均值。2020Q1公司发电量466亿千瓦时,同比降低10.8%(经重述);按上网电量口径测算市场化交易电量比例46.7%,同比提升4.0个百分点(经重述)。2020Q1公司平均上网电价0.412元/千瓦时,同比下降1.2%(经重述);剔除增值税税率调整影响,我们测算不含税电价同比小幅提升。 煤价回落成本改善,盈利增速亮眼:2020年3月以来,秦皇岛港动力煤价快速下行,4月以来煤价已跌破“绿色区间”(500元/吨)下限。受益于成本改善,2020Q1公司毛利率16.5%,同比、环比分别提升3.1、1.2个百分点;ROE及扣非ROE分别为1.8%、1.7%,均为2017年以来单季度最高值。2020Q1公司归母净利润11.9亿元,同比逆势增长54.4%(经重述),增速显著高于同业,季度盈利持续改善。 盈利预测与投资评级:我们维持盈利预测,预计华电国际(A)2020-2022年的EPS分别为0.39、0.47、0.54元,当前股价对应华电国际(A)的PE分别为9、7、6倍,PB分别为0.7、0.7、0.6倍;当前股价对应华电国际(H)的PE分别为6、5、4倍,PB分别为0.5、0.4、0.4倍。华电国际(A)、华电国际(H)的PB均处于历史低位,参考同业估值情况,下调华电国际(A)的目标价至4.36元,隐含2020年0.9倍PB;下调华电国际(H)的目标价至2.66港元,隐含2020年0.5倍PB。看好煤价下行及电量恢复对公司业绩的提振,维持华电国际(A)、华电国际(H)“买入”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

装机规模扩张,业绩总体稳健:2019年公司新增装机容量约126万千瓦,其中包括奉贤热电(92.52万千瓦)及新能源机组。受益于新机组投产,2019年公司发电量371亿千瓦时,同比增长1.8%;燃电发电量307亿千瓦时,同比下滑4.4%。我们测算2019Q4公司发电量94亿千瓦时,同比增长19.8%;其中煤电发电量80亿千瓦时,同比增长15.6%,单季度发电量增速好转。2019Q4公司归母净利润6.1亿元,同比增长6.3%,业绩总体稳健。 2020Q1疫情冲击较弱:2020Q1公司新增风电装机20万千瓦,叠加奉贤热电等机组投产的翘尾效应,有效对冲疫情影响。2020Q1公司煤电发电量78亿千瓦时,同比下滑13.1%;但总发电量105亿千瓦时,同比仅下滑3.2%。受油气板块财务口径调整(管网公司由天然气购销业务调整为管输业务)等因素影响,2020Q1公司营业收入规模同比萎缩,但我们判断其对利润影响有限。剔除金融资产公允价值波动等非经常性损益,公司2020Q1扣非归母净利润4.7亿元,同比增长15.1%。 平山二期项目值得期待:公司目前重点在建项目—平山二期1*135万千瓦机组,为国家示范工程,参数指标将达到国际领先水平。我们预计平山二期项目将于2020年投产,煤电资产成长性有望显现。 盈利预测与投资评级:考虑到疫情对于用电需求的冲击及电价不确定性等因素,谨慎下调2020、2021年的预测归母净利润至25.0、27.4亿元(调整前分别为26.2、29.1亿元),新增2022年的预测归母净利润29.2亿元。 预计公司2020-2022年的EPS分别为0.51、0.56、0.60元,当前股价对应PE分别为10、9、9倍,对应PB分别为0.83、0.79、0.76倍。维持“增持”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期;油气供应量低于预期等。

事件:川投能源发布 2019年年报及 2020年一季报。2019年公司营业收入 8.4亿元,同比下滑 2.9%;归母净利润 29.5亿元,同比下滑 17.4%。 2020Q1公司营业收入 1.7亿元,同比下滑 24.4%;归母净利润 5.3亿元,同比下滑 29.0%。 雅砻江水电短期表现不佳,拖累公司盈利:公司收益核心来源为联营企业的投资收益,主要为雅砻江水电(参股比例 48%)、国电大渡河(参股比例 10%)。2019年雅砻江水电发电量 747亿千瓦时(同比微增 0.8%),净利润 60.1亿元(同比下滑 17.4%);国电大渡河发电量 460亿千瓦时(同比增长 8.1%),净利润 11.4亿元(同比下滑 13.7%)。2019年公司联营企业投资收益 30.0亿元,同比下滑 14.4%;归母净利润 29.5亿元,同比下滑 17.4%。分季度看,公司核心雅砻江水电 2019Q4发电量 168亿千瓦时、同比下滑 5.8%,平均上网电价 0.242元/千瓦时、同比下滑 14.2%; 2020Q1发电量 148亿千瓦时、同比下滑 13.8%,平均上网电价 0.250元/千瓦时,同比下滑 3.0%。雅砻江水电站连续两个季度电量电价表现不佳,拖累公司盈利。2019Q4、2020Q1公司归母净利润分别为 3.2、5.3亿元,同比分别下滑 60.4%、29.0%。 分红比例提升:2019年公司拟每股派息 0.34元,分红比例 50.8%。2019年公司分红比例为近年来最高值,亦同比提升 13.8个百分点,按照当前股价测算静态股息率约 4.0%。在雅砻江中游电站仍存资本开支压力的情况下,当前分红比例难能可贵。 盈利预测与投资评级:根据 2019年业绩情况,考虑到雅砻江来水和电价的不确定性,下调公司 2020、2021年的预测归母净利润至 30.4、31.1亿元(调整前分别为 35.7、36.1亿元),新增 2022年的预测归母净利润33.2亿元。预计公司 2020-2022年的 EPS 分别为 0.69、0.71、0.75元,当前股价对应 PE 分别为 12、 12、11倍。参考可比公司估值情况,维持目标价 8.93元,隐含 2020年 13倍 PE,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,电力需求不及预期,机组投产进度慢于预期,上网电价超预期下行,融资成本上涨的风险等。

事件 :华能水电发布 2019年年报及 2020年一季报。2019年公司营业收入 208亿元,同比增长 34.1%;归母净利润 55.4亿元,同比下滑 4.4%; 扣非归母净利润 57.9亿元,同比增长 97.9%。2020Q1公司营业收入 31亿元,同比下滑 30.1%;归母净利润-0.54亿元,同比转亏;扣非归母净利润 0.65亿元,同比下滑 92.9%。 重点机组投产 完毕 ,2019年业绩靓丽 :2019年公司澜沧江上游在建机组陆续投产,全年新增装机 197.5万千瓦,截至 2019年底公司重点机组已投产完毕(重点在建电站仅托巴电站),装机容量同比增长 9.3%。受益于装机增长及消纳改善等因素,2019年公司发电量 1044亿千瓦时,同比增长 27.8%;其中 2019Q4发电量 225亿千瓦时,同比增长 5.8%。此外,澜沧江上游机组外送电价较高(基准含税电价 0.3元/千瓦时),有效拉动综合上网电价提升。剔除 2018年公司转让金中公司 23%股权收益等非经常性损益,公司 2019年扣非归母净利润同比增长 97.9%,其中 2019Q4扣非归母净利润同比增长 16.8%。2019年公司拟每股派息 0.152元,分红比例 49.4%,当前股价对应静态股息率约 4.3%。 电量大幅下滑 拖累 2020Q1业绩 ,现金流仍 稳健 :2020Q1公司两库来水同比偏枯,小湾、龙开口电站来水分别同比偏枯 16%、13%。此外,蓄水及外送电量减少亦影响公司水电出力。2020Q1公司发电量 140亿千瓦时,同比减少 37.9%;其中典型电站小湾、糯扎渡发电量分别同比降低49.6%、48.0%。公司成本相对刚性,电量下滑大幅拖累公司营收及利润,公司2020Q1业绩承压。2020Q1公司有效控制营运资金,经营现金流29.5亿元,同比基本持平。 盈利预测 与 投资评级 :给考虑到 2020Q1业绩及来水情况,小幅下调公司2020-2021年的预测归母净利润至48.0、50.9亿元(调整前分别为48.1、51.1亿元),新增 2022年预测归母净利润 52.2亿元。预计公司 2020-2022年的 EPS 分别为 0.27、0.28、0.29元,当前股价对应 13、 13、12倍 PE。 维持“增持”评级。 风险提示 :来水低于预期,综合上网电价低于预期,综合融资成本超预期上行等。

事件:华能国际发布2020年一季报。2020Q1公司实现营业收入404亿元,同比下滑11.6%;归母净利润20.6亿元,同比下滑22.4%;扣非归母净利润20.6亿元,同比下滑17.2%。 疫情拖累电量,电价同比提升:受疫情冲击,2020Q1全国全社会用电量同比下滑6.5%,火电发电量同比下滑8.2%。考虑到公司机组区域分布等因素,2020Q1公司发电量下滑幅度高于全国均值。2020Q1公司境内电厂发电量847亿千瓦时,同比下滑18.5%;我们测算境内煤机发电量758亿千瓦时,同比下滑20.4%。2020Q1公司境内市场化交易电量比例33.3%,同比下降6.3个百分点。2020Q1公司境内电厂平均上网电价0.422元/千瓦时,同比基本持平(同比+0.1%)。剔除增值税税率调整影响,我们测算2020Q1公司境内电厂不含税电价同比提升约2.8%。 煤价下行成本改善,二季度有望业绩兑现:2020年3月以来,秦皇岛港5500大卡动力煤价快速下行,目前已跌破“绿色区间”下限(500元/吨)。受益于燃料成本改善,公司2020Q1毛利率18.9%,同比、环比分别提升0.6、7.6个百分点。由于疫情对公司电量实质冲击较大,2020Q1成本改善难以全部对冲电量影响,公司2020Q1业绩短期承压。随着复工复产加速,2020Q2公司电量将有所恢复。此外,考虑到煤炭库存及存货会计处理等因素影响,我们预计煤价快速下行的红利有望集中在2020Q2释放。 盈利预测与投资评级:我们维持盈利预测,预计公司2020-2022年的EPS分别为0.33、0.42、0.50元。当前股价对应华能国际(A)2020-2022年的PE分别为13、10、8倍,PB分别为0.6、0.6、0.6倍;对应华能国际(H)2020-2022年的PE分别为7、6、5倍,PB分别为0.4、0.4、0.4倍。公司PB处于历史低位,考虑到同业估值情况,下调华能国际(A)目标价至5.18元,对应2020年0.8倍PB;下调华能国际(H)目标价至3.20港元,对应2020年0.5倍PB。看好煤价下行及电量恢复对公司业绩的提振,维持华能国际(A)、华能国际(H)“买入”评级。 风险提示:上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,计提大额减值的风险,电力行业改革进度低于预期的风险等。

流域来水偏枯,水电减发影响业绩:公司核心业务为水电业务。2019年公司红水河流域来水偏枯,6个电厂总来水量同比偏枯7.6%,水电发电量同比减少5.9%。我们测算2019Q4公司发电量81.7亿千瓦时,同比减少14.7%;其中水电发电量76.9亿千瓦时,同比减少8.7%。2019年公司水电板块营业收入77亿元,同比减少约7%;利润总额31亿元,同比下滑约15%。受水电减发等因素影响,2019年营业收入及归母净利润均同比下滑。其中2019Q4公司营业收入18.7亿元,同比下滑20.3%;归母净利润1.5亿元,同比下滑60.6%。 分红比例提升,股息回报可观:公司近年来致力于股东回报,2011-2019年公司平均分红比例约53.7%。2019年公司拟每股派息0.19元,对应分红比例约71%,同比提升约7个百分点。以当前股价测算,公司静态股息率约4.3%。我们判断公司暂无大型机组投产,资本开支压力减弱,充沛的自由现金流有效支撑公司分红水平,股息回报可观。 盈利预测与投资评级:预计公司2020-2022年的归母净利润分别为23.6、25.2、26.3亿元,EPS分别为0.30、0.32、0.33元。当前股价对应公司2020-2022年的PE分别为15、14、13倍,对应PB分别为2.3、2.1、2.0倍。我们看好公司优质的现金流及分红水平,给予公司2020年2.5倍PB水平,对应目标价4.88元,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示:水电来水不及预期,用电需求低于预期,上网电价超预期下行,煤价超预期上涨,融资成本大幅上行等。

事件:国投电力发布2019年年报。2019年公司实现营业收入424亿元,同比增长3.5%;归母净利润47.6亿元,同比增长9.0%;扣非归母净利润42.2亿元,同比增长0.9%。 雅砻江水电量价双降,拖累四季度盈利:2019年公司境内电厂发电量1621亿千瓦时,同比增长6.9%;其中雅砻江水电发电量747亿千瓦时,同比增长0.8%。2019Q4公司境内电厂发电量405亿千瓦时,同比增长3.4%;雅砻江水电发电量168亿千瓦时,同比下滑5.8%。此外,2019Q4公司境内电厂上网电价0.290元/千瓦时,同比下滑9.5%;雅砻江水电上网电价0.242元/千瓦时,同比下滑14.2%,环比下滑2.4%。剔除增值税调整因素,我们判断雅砻江水电上网电价下行主要与市场电让利扩张有关。受雅砻江水电量价双降等因素拖累,公司2019Q4营业收入102亿元,同比下滑5%;归母净利润4.2亿元,同比下滑45%。 股权转让落地,火电资产优化:受益于煤价下行,2019年公司火电业绩大幅改善,其中湄洲湾二期净利润4.8亿元(同比增长68.4%)、国投钦州净利润3.1亿元(同比增长3.0亿元)。此外,2019Q4公司积极推进旗下盈利欠佳的6个火电公司股权转让工作(国投北部湾55%股权、国投宣城51%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权)。2019年11月,公司转让国投北部湾股权至广西投资集团,确认投资收益4.2亿元;2019年12月,公司转让剩余5个火电股权至中煤能源集团,转让价格18.1亿元。截至2020年3月底,公司已完成上述公司股权的工商变更手续。公司火电资产精简优化,将有助于进一步提升火电核心盈利水平。 盈利预测与投资评级:根据公司2019年业绩情况,考虑到疫情及电价等影响,下调公司2020、2021年的预测归母净利润至48.9、49.7亿元(调整前分别为51.8、54.3亿元),新增2022年的预测归母净利润54.2亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为0.72、0.73、0.80元,当前股价对应PE分别为11、10、10倍。看好公司雅砻江中游发展及火电业绩弹性,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,机组投产进度低于预期,煤价超预期上行,上网电价超预期下行,融资成本上涨的风险等。

事件: 国电电力发布2019年年报。2019年公司实现营业收入1166亿元,同比增长8.0%(经调整);归母净利润18.7亿元,同比增长15.9%(经调整)。 点评: 合资公司落地,装机规模扩张 2019年1月,公司与中国神华组建的合资公司(北京国电电力)全部标的资产完成交割,控股装机容量3053万千瓦(火电),装机规模大幅扩张。剔除合资公司因素,2019年公司新投产控股装机367万千瓦;其中2019Q4方家庄2*100万千瓦等机组正式投入商运,季度装机持续增长。 电量同比增长,市场化比例提升 受益于装机规模提升等因素,公司2019年发电量3664亿千瓦时,同比增长3.6%(经调整);其中2019Q4发电量943亿千瓦时,同比增长6.4%(经调整)。2019年公司市场化交易电量1938亿千瓦时,按上网电量口径计算市场化比例55.8%,同比提升12.3个百分点;其中2019Q4市场化比例61.6%,同比、环比分别提升13.4、4.2个百分点,市场化比例持续增长。2019Q4公司平均上网电价0.327元/千瓦时,环比提升3.1%。考虑到市场化比例扩张因素,我们判断2019Q4市场化折价有所收窄。 部分资产关停破产,减值拖累业绩 2019年公司旗下宁夏太阳能、宣威公司均申请破产清算。其中宁夏太阳能出表减少公司利润总额6.8亿元,宣威公司计提固定资产减值9.6亿元。此外,公司子公司神华国华(舟山)发电、江苏电力关停等亦计提固定资产减值损失。2019Q4公司计提资产减值损失15.7亿元,信用减值损失26.9亿元。受上述减值损失等因素拖累,公司2019Q4亏损12.2亿元,同比仅小幅减亏(2018Q4亏损12.6亿元)。 固定资产折旧估计变更,预计综合折旧率降低 公司预计从2020年起调整固定资产的会计估计,变更后固定资产对应资产类别执行统一的折旧年限和残值率,其中火电专用设备的折旧政策分区域执行(沿海省市、西部及东北省市、中部省市)。我们判断公司固定资产的综合折旧率有望降低,进而促进盈利水平提升。 盈利预测与投资评级 考虑到2019年公司业绩情况及疫情对于用电需求的冲击等因素,下调2020、2021年的预测归母净利润至42.8、49.0亿元(调整前分别为45.1、53.9亿元),新增2022年的预测归母净利润57.5亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为0.22、0.25、0.29元,当前股价对应PE分别为9、8、7倍。参考可比公司估值情况,下调公司目标价至2.20元(隐含2020年10倍PE)。看好煤价下行对于公司业绩的改善,维持“增持”评级。 风险提示 动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,来水不及预期,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

事件:新天然气发布2019年年报。2019年公司实现营业收入23.0亿元,同比增长40.7%;归母净利润4.2亿元,同比增长26.3%。公司拟每股派息0.8元,同时以资本公积金转增股本每10股转增4股。 业务结构性分化叠加并表翘尾效应,支撑业绩增长:公司2018年要约收购亚美能源(2686.HK),拓展产业链上游市场。截至2019年底,公司对亚美能源的持股比例为49.88%。根据亚美能源公告,2019年亚美能源归母净利润7.1亿元,同比增长71.3%。此外,由于亚美能源2018年8月31日并表,并表翘尾效应亦驱动公司业绩高增。2019Q4(已无并表翘尾效应)公司营业收入5.2亿元,同比下滑31.9%;归母净利润1.5亿元,同比下滑27.3%。我们判断新疆传统城燃业务盈利承压。2019年公司下游城燃售气量5.8亿立方米(同比减少11.1%),售气毛利率22.5%(同比减少4个百分点);接驳用户2.5万户,同比减少20.5%。2019年公司新疆区域主要城燃公司米泉、库车、五家渠公司全年盈利亦呈现不同程度下滑。 拟向大股东增发,费用改善有望提升:公司拟向大股东、实控人明再远先生增发股票,增发金额不超过10亿元,发行数量不超过3500万股,拟增发价格为29.99元/股。本次募集资金将用于偿还银行借款及补充流动资金。自收购亚美能源以来,公司管理费用和财务费用均承担较大压力,但2019年公司费用控制效果可观:全年管理费用1.8亿元,同比降低30%;财务费用0.9亿元,同比降低10.9%。我们判断公司本次增发将有助于降低有息负债和财务费用规模,进一步提升盈利能力。 盈利预测与投资评级:考虑到2019年公司疫情对于天然气需求的冲击,下调公司2020、2021年的预测归母净利润至5.1、5.9亿元(调整前分别为5.6、6.9亿元),新增2022年的预测归母净利润7.1亿元。暂不考虑分红和增发对于股本变动的影响,预计公司2020-2022年的EPS分别为2.27、2.63、3.16元,当前股价对应PE分别为18、15、13倍。看好煤层气产业长期发展,维持“买入”评级。 风险提示:天然气销售量低于预期,新用户接驳数量下滑或接驳费用降低的风险,购气成本超预期上涨,配气费进一步下行的风险,煤层气开发进度慢于预期,煤层气政策变化的风险,期间费用控制效果不及预期等。

事件: 华能国际发布2019年年报。2019年公司实现营业收入1735亿元,同比增长2.1%;归母净利润16.9亿元,同比增长17.2%;EPS0.06元。 点评: 电量同比下滑,市场化比例提升 2019年公司新投产装机容量约128.6万千瓦,全部为清洁能源机组。截至2019年底,公司可控装机容量10692万千瓦,同比增长0.9%。受区域下游用电需求回落及清洁能源、外来电挤压等因素影响,2019年公司境内电厂全年发电量4050亿千瓦时,同比下滑5.9%。2019Q4公司境内电厂发电量1028亿千瓦时,同比下滑0.9%;其中煤机发电量同比下滑0.4%,降幅有所收窄。2019年公司境内电厂市场化交易电量约2164亿千瓦时,同比增长23.5%;按上网电量口径测算市场化比例55.8%,同比提升12.6个百分点。我们测算2019Q4公司境内电厂市场化电量占比69.8%,市场化比例逐季提升。2019年公司境内平均含税电价0.417元/千瓦时,同比微降0.4%;考虑到增值税税率调整(2019年4月起16%调整至13%),我们判断除税电价同比提升。我们测算2019Q4公司境内电厂平均含税电价0.415元/千瓦时,可能主要受市场电的结构性影响。 资产减值冲击业绩,主业经营尚可 2019年公司计提资产减值损失约58亿元,主要包括:(1)沾化、榆社、济宁高新区和石洞口一厂根据国家相关产业政策要求需于2020年底关停或等容量替代;(2)曲阜、鹤岗、新华、滇东雨汪因电量下滑、煤价高企等原因预计经营形势转差;(3)滇东煤矿及部分电厂的拟报废资产等。资产减值损失在2019Q4的集中计提大幅拖累业绩,2019Q4公司亏损37亿元,其中计提资产减值损失约56亿元。剔除上述影响,我们认为公司主业经营向好趋势延续。公司2019年境内电厂单位燃料成本0.223元/千瓦时,同比降低5.8%。结合2019Q4市场煤价走势,我们判断公司2019Q4燃料成本控制得当。2019Q4公司毛利率11.3%,同比提升3.4个百分点。通过加回资产减值损失,我们测算2019Q4公司经调整利润总额约14.8亿元,同比改善明显。此外,2019Q4经营现金流89亿元,亦同比增长36%。 重视股东回报,分红承诺仍存 根据公司《股东回报规划》,2018-2020年在满足分红条件的前提下“每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币”。2019年公司拟每股派息0.135元,DPS同比增长35%,派息比例超100%。考虑到资产减值等导致派息基数偏低,我们测算在70%派息比例的前提下,2020E华能国际(A)和华能国际(H)的股息率分别为4.9%和8.8%。 盈利预测与投资评级 考虑到公司2019年业绩及疫情对于用电需求的冲击,我们下调公司2020、2021年的预测归母净利润至52.0、65.7亿元(调整前分别为71.1、81.6亿元),新增2022年的预测归母净利润78.9亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为0.33、0.42、0.50元。当前股价对应华能国际(A)2020-2022年的PE分别为14、11、9倍,PB分别为0.7、0.7、0.7倍;对应华能国际(H)2020-2022年的PE分别为8、6、5倍,PB分别为0.4、0.4、0.4倍。华能国际A、H当前估值均明显处于历史低位,维持华能国际(A)“买入”评级、华能国际(H)“买入”评级。 风险提示: 上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,计提大额减值的风险,电力行业改革进度低于预期的风险等。

季度装机规模扩张,清洁能源占比增长 2019Q4公司新增控股装机44.2万千瓦,均为新能源(风电、光伏)机组。截至2019年底,公司控股装机1582万千瓦,同比增长5.4%;分电源类型看,煤电、气电、风电、光伏装机占比分别为54%、15%、14%、17%,传统煤电装机占比进一步下降,新能源占比提升。 发电量增速分化,市场化比例抬升 公司2019年全年发电量487亿千瓦时,同比微增0.4%;其中煤电发电量同比下滑5.4%,其余电源类型发电量同比均实现正增长。我们测算公司2019Q4发电量同比仍微增0.8%,其中煤电发电量同比增长4.9%。电力市场化方面,公司2019年全年完成市场化结算电量201亿千瓦时,按上网电量口径测算市场化比例43.5%,同比增加9.2个百分点;其中2019Q4市场化比例44.4%,季度环比微降0.4个百分点。 盈利波动主要源自杨树浦电厂开发损益的基数效应 2019年公司到厂标煤单价797元/吨,同比降幅8.8%,有效促进煤电盈利回升;全年毛利率24.7%,同比提升3.2个百分点。我们认为公司2019年归母净利润的“表观”下滑主要源自2018年因合作开发杨树浦电厂产生约20亿元的非货币性资产交换损益(关于杨树浦电厂合作开发项目,详见我们2018年12月的报告《旧貌换新颜,杨树浦电厂土地价值将现——上海电力(600021.SH)跟踪报告》)。剔除上述项目等非经常性损益,公司2019年完成扣非归母净利润5.6亿元,同比增长8.1%。截至2019年底,公司核准项目约58万千瓦,开工项目约249万千瓦,均为清洁能源项目(气电、风电、光伏),在手项目有效支撑公司成长。 盈利预测与投资评级 根据公司2019年度业绩情况,考虑到疫情对于用电需求及项目投产进度的冲击,下调公司2020、2021年的预测归母净利润至10.8、13.3亿元(调整前分别为14.6、16.7亿元),新增2022年的预测归母净利润15.5亿元。 预计公司2020-2022年的EPS分别为0.41、0.51、0.59元,当前股价对应PE分别为17、14、12倍。我们看好煤价下行及新能源板块对于公司业绩的提振,维持“增持”评级。 风险提示 机组投产进度慢于预期,上网电价下行的风险,煤价涨幅超预期,机组利用小时数低于预期,汇兑损益的风险,KE公司收购终止的风险等。

事件 :中国广核发布 2019年年报。2019年公司实现营业收入 609亿元,同比增长 19.8%;归母净利润 94.7亿元,同比增长 8.8%。 电量 同比提升 ,市场化比例相对稳定 :2019年 7月和 9月,公司阳江 6号机组(1086MW)和台山 2号机组(1750MW)分别投入商业运营,2019年公司控股装机容量 22666MW,同比增长 14.3%。受益于新机组2019年下半年投产,公司 2019年上网电量 1790亿千瓦时,同比增长14.0%;其中并表上网电量 1482亿千瓦时,同比增长 15.1%。2019年市场化电量占比 32.88%,含税市场化交易电价 0.357元/千瓦时,市场化比例和含税电价同比小幅提升。 业绩 稳健增长 , 分红比例提升 :公司各项竞争要素相对稳定,盈利保持稳健。2019年公司归母净利润 94.7亿元,同比增长 8.8%;扣非归母净利润 90.9亿元,同比增长 5.5%;经营现金流 306亿元,同比增长 7.7%。 公司拟每股派息 0.076元,同比增长 5.6%;派息比例 40.55%,同比提升约 3个百分点。我们测算当前股价对应中国广核(A)和中广核电力(H)的静态股息率分别为 2.6%、4.9%,中广核电力(H)的股息回报可观。 在建项目稳步推进 :截至 2019年底,公司共 5台在建机组(含 1台大股东委托管理在建机组),在建装机规模 4598MW,大股东委托管理在建装机规模 1202MW。公司指引在建装机 2021年下半年开始投产,我们测算 2022年公司并表装机容量将增长 10.4%,远期增长确定性强。 盈利预测与投资评级: :预计公司2020-2022年的EPS分别为0.20、0.22、0.23元,当前股价对应中国广核(A)的 PE 分别为 15、 14、13倍,对应中广核电力(H)的 PE 分别为 8、7、7倍。我们看好公司 A+H 两地上市的核电运营稀缺属性和行业龙头地位,以及 2021年起核电机组的投产预期,给予中国广核(A)2021年 14倍 PE,对应目标价 3.08元,首次覆盖给予“增持”评级;给予中广核电力(H)2021年 8倍 PE,对应目标价 1.93港元,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 :权益市场系统性风险,上网电价超预期下行,利用小时数低于预期,在建核电机组投产进度慢于预期,综合融资成本超预期上行等。

事件:黔源电力发布2019年年报。2019年公司实现营业收入21.7亿元,同比下滑9.0%;归母净利润2.9亿元,同比下滑21.1%;EPS0.95元。公司预计2020Q1归母净利润0.4-0.6亿元,同比增长5-8倍。 发电量同比减少,2019Q4仅微利:与大型水电公司相比,公司旗下水电站调节能力相对较小,发电量受来水影响较大。由于丰水期来水偏枯,2019年全年发电量82.6亿千瓦时,同比减少9.4%;其中2019Q4发电量16.8亿千瓦时,同比减少21.9%。受发电量波动等因素限制,2019Q4归母净利润仅0.04亿元,同比减少94%。 2020Q1业绩指引亮眼:值得注意的是,2020年至今公司发电量回升趋势显著。2020年1-2月公司累计发电量约10.1亿千瓦时,同比增长20.3%,显著高于同期水电行业水平;其中2月单月发电量5.5亿千瓦时,同比增长42.8%。公司指引2020Q1发电量预计同比增加4.12亿千瓦时,我们据此测算发电量同比增速约36%。受益于发电量好转,预计公司2020Q1归母净利润0.4-0.6亿元,同比大幅提升5-8倍(2019Q1归母净利润仅0.07亿元)。 有息负债持续下降,财务费用同比降低:公司近年来装机规模无变化,水电站处于稳定运营期,财务状况持续改善。我们测算截至2019年末公司有息负债94.8亿元,同比减少13.2亿元;综合融资成本4.9%,同比减少0.07个百分点;资产负债率67.7%,同比降低3.8个百分点。2019年公司财务费用约5亿元,同比减少0.5亿元(降幅8.7%),控本增效成果显著。 盈利预测与投资评级:根据公司2019年业绩情况,基于丰水期发电量的保守预测,下调2020、2021年的预测归母净利润至3.6、3.9亿元(调整前分别为4.0、4.3亿元),新增2022年的预测归母净利润4.2亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为1.18、1.28、1.39元,当前股价对应PE分别为11、10、10倍。维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,上网电价超预期下调,综合融资成本大幅上行等风险。