事件:川投能源发布2018年半年报。2018H1公司营业收入3.4亿元,同比下滑4.0%;归母净利润11.6亿元,同比下滑5.4%;EPS0.26元。 非主营业务拖累营收,投资收益减少影响业绩:公司主营业务为电力业务,受燃煤成本影响公司火电板块嘉阳电力公司自2017年以来持续停产。公司2018H1营业收入同比下滑4.0%的主要原因为子公司交大光芒(从事非主营业务)营业收入同比减少0.2亿元(下滑28.2%)。公司的主要利润来源为投资收益(以雅砻江水电为主)。公司2018H1业绩同比下滑的主要原因为投资收益同比下滑4.6%。一方面,公司参股10%的国电大渡河2018H1尚未分红(去年同期分红0.47亿元);另一方面,公司参股48%的雅砻江水电2018H1归母净利润同比下滑1.0%。 获长江电力举牌,三江水电资源协同发展:公司于2018-03-30发布公告,长江电力于2017年3-9月和2018年3月期间通过集中竞价方式累计增持公司股份约占公司总股本的5%。公司参股的雅砻江中下游梯级电站下游承接长江电力控股的金沙江下游梯级电站和长江中下游水电站。长江电力的举牌有望实现雅砻江-金沙江-长江的多级联合调度,提升水电站平枯期出力,增厚水电运营业绩,促进跨区域水电资源协同发展。 雅砻江中游发展值得关注:公司参股的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体。截至2016年末,雅砻江下游5座水电站的机组全部投产,装机合计1470万千瓦。目前雅砻江中游项目(共计1187.5万千瓦)开发正在进行中,其中在建项目包括两河口水电站(300万千瓦)和杨房沟水电站(150万千瓦),预计首台机组于2021年投产。随着雅砻江中游水电站陆续出力,公司的远期成长值得关注。 盈利预测与投资评级:我们根据公司参控股发电资产的电量电价等变化因素,下调公司盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.71、0.73、0.74元(调整前分别为0.73、0.77、0.82元),对应PE分别为12、11、11倍。下调公司目标价至9.23元,对应2018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,上网电价下调,融资成本上涨的风险等。

事件: 深圳燃气发布2018 年半年报。2018H1 公司实现营业收入61.7 亿元,同比增长20.3%;归母净利润6.4 亿元,同比增长11.6%;扣非归母净利润6.3 亿元,同比增长12.3%;EPS 0.22 元。由于公司先前披露了半年度业绩快报, 公司半年报业绩符合预期。 点评: 天然气下游需求旺盛,公司2018H1天然气销售量同比增长29.5% 2018H1 全国天然气表观消费量同比增长17.5%,天然气需求维持高速增长态势。受益于下游需求旺盛,公司2018H1 天然气销售量13.8 亿立方米, 同比增长29.5%。分区域来看,公司深圳地区天然气销售量9.2 亿立方米,同比增长18.1%,主要是受电厂用气增长拉动(2018H1 公司深圳地区电厂用气量同比增长30.0%);公司深圳以外地区天然气销售量4.5 亿立方米,同比增长64.5%,主要是增量城市燃气项目扩展叠加存量城市燃气项目用气量增长所致。公司2018H1 管道燃气业务毛利率24.0%,同比下滑1.9 个百分点,我们推测主要原因是上述用户用气量的增长导致公司天然气用户的用气结构发生变化。 广东省天然气价格改革加速推进,公司配气费调整有望落地 2018 年8 月,广东省公布了关于印发《广东省发展改革委城镇管道燃气价格管理办法》的通知(粤发改规〔2018〕10 号),指出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定,配气业务准许收益为税后全投资收益率,按不超过7%确定(办法明细详见表1)。公司管道燃气销售业务的购销价差处于较高水平,近年来市场关于公司配气费下调的担忧持续存在。我们认为,公司深圳地区管道燃气配气费较高的原因主要在于对接驳收入缺失的弥补,且随着低毛利率电厂用气量的增长,公司综合配气费总体下行。不排除地方政府通过压缩城市燃气公司利润的方式为下游用户争取降价空间,但我们认为下调公司管输费可提升天然气价格吸引力从而争取管道燃气销售增量,而且即使下调公司管输费,下调的空间仍然有限。此外,广东省配气价格管理办法出台后, 距离配气费调整最终落地需经历成本审核等多步骤,预计2018 年内广东省大概率不会颁布配气费调整的最终方案。退一步讲,即使公司配气费下调(不论调整幅度如何),至少公司2018 年业绩受此影响的可能性较低。 LNG储备调峰项目投产在即,业绩弹性可见 2018 年4 月,国家发改委发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》,要求城镇燃气企业到2020 年形成不低于其年用气量 5%的储气能力,且储气调峰的价格由市场化定价。公司投资建设的LNG 储备调峰项目具备10 亿方/年的LNG 周转能力,截至2018H1 项目工程进度已达99%。我们预计该项目2018 年下半年投产。 公司LNG 储备调峰项目的投产将增强公司天然气供应能力,缓解深圳天然气季节性供应缺口问题,同时LNG 贸易业务可为公司带来业绩弹性。 盈利预测、估值与评级 我们根据公司业绩和项目进展情况,上调公司的盈利预测,预计公司2018~2020 年的归母净利润分别为10.0、11.3、12.6 亿元(调整前分别为9.7、11.1、11.6 亿元),考虑到公司分红派息方案中以资本公积金向全体股东每股转增0.3 股的执行,公司2018~2020 年的EPS 分别为0.35、0.39、0.44 元,对应PE 分别为18、16、14 倍。公司作为低估值区域城市燃气龙头,多因素向好助推业绩增长。我们根据可比公司估值情况,给予公司2018 年21 倍PE 水平,对应目标价7.35 元,上调至“买入”评级。 风险提示: 广东大鹏照付不议合同违约导致购气成本上升的风险,配气费进一步下行的风险;LNG 调峰储备项目投产慢于预期,盈利情况低于预期;城中村改造进度低于预期,燃气电厂投产慢于预期,城市燃气项目异地扩张速度低于预期,导致天然气销售量低于预期的风险等。

事件:浙能电力发布2018年半年报。2018年上半年公司实现营业收入277.7亿元,同比增长22.7%;归母净利润23.5亿元,同比增长1.4%;EPS0.17元。 受益于区域市场发电量同比高速增长,二季度业绩改善:公司发电资产主要位于浙江本地,以火电机组为主。2018年上半年浙江省全社会用电量增速11.0%,高于全国增速1.5个百分点。受益于浙江省旺盛的用电需求,公司2018年上半年发电量同比增长19.4%。分季度看,公司一季度和二季度发电量同比增速分别为15.3%、23.4%,二季度发电量增速较一季度提升8.1个百分点。发电量高速增长促进公司二季度业绩改善,公司二季度归母净利润同比增长33.2%,从而拉动公司上半年归母净利润同比增长1.4%。 煤价高位运行,静待业绩修复:浙江电煤价格指数均值2018H1同比增长11.6%,其中一季度、二季度分别同比增长15.3%、7.9%。煤价高位运行致公司业绩有所承压。公司2018H1度电毛利0.046元/千瓦时,同比下滑14.8%;度电归母净利润0.040元/千瓦时,同比下滑14.9%。分季度看,公司一季度和二季度的度电归母净利润分别为0.021元/千瓦时和0.057元/千瓦时,分别同比下滑49.3%和同比增长8.0%。为平抑煤炭成本涨幅,公司开展动力煤期货套期保值业务,2018H1获得投资收益0.69亿元,占利润总额的2.3%。考虑到供需关系的改善,动力煤价格有望回归至合理区间,从而促进公司盈利修复。 盈利预测与投资评级:我们根据公司发电量和煤价情况,小幅调整盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.41、0.58、0.67元(调整前分别为0.41、0.56、0.64元),对应PE分别为11、8、7倍。公司高ROE低估值属性凸显,维持目标价6.60元,对应2018年16倍PE,维持“买入”评级。 风险提示:动力煤市场价格超预期上行;火电上网电价下调的风险;浙江区域市场电力需求增速低于预期,套期保值业务盈利不及预期的风险等。

事件:黔源电力发布2018年半年报。2018H1公司实现营业收入10.7亿元,同比增长34.3%;归母净利润1.40亿元,同比增长197%;扣非归母净利润1.34亿元,同比增长189%;EPS 0.46元。 发电量上半年大增,预计三季度难以大幅增长:受2018年6月发电量数据拉动,公司2018Q2发电量同比增长46%,增速较2018Q1提升19个百分点;公司2018H1发电量同比增长38%。由于水力发电成本以固定成本为主,边际发电成本极低,公司盈利受益于发电量的高速增长,2018H1归母净利润同比大幅增长197%,其中2018Q2归母净利润同比增长136%。由于公司2017Q3发电量数据亮眼,受去年同期高基数的影响,预计2018Q3发电量同比难以大幅增长;从2018年1~7月发电量数据来看,发电量增速出现下滑迹象。公司半年报预计2018年前三季度归母净利润同比增速为-30%~3%。 资产负债率与财务费用降低:自2016年起,公司水电机组全部投产运营,未来暂无新建水电站计划。随着水电站建设期债务的偿还,公司资产负债率和财务费用持续降低。截至2018H1,公司资产负债率73.4%,同比降低3.3个百分点。公司2018H1财务费用2.73亿元,同比降低5.2%;财务费用率25.4%,同比降低10.6个百分点。期待公司财务状况的持续改善。 大水电机组占比较低,增值税返还政策到期的负面影响较小:财政部2014年下发的《关于大型水电企业增值税政策的通知》(财税〔2014〕10号)指出,水电增值税返还政策截至2017年底。公司仅有光照电站享受上述优惠政策,2017年公司增值税即征即退返还额仅占利润总额的2.4%,公司受增值税返还政策到期的负面影响较小。 盈利预测与投资评级:我们维持原盈利预测,预计公司2018-2020年的EPS分别为1.21、1.29、1.37元,对应PE分别为12、11、10倍。维持目标价15.76元,对应2018年13倍PE,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期导致发电量下降的风险,上网电价下调导致电力营收下降的风险等,水火发电权交易拖累公司营收的风险等。

事件:国投电力发布2018年半年报。2018H1公司营业收入178亿元,同比增长27.4%;归母净利润15.7亿元,同比增长21.7%;EPS 0.23元。 水电平淡火电回暖,期待煤价回归至合理区间:2018H1公司发电量652亿千瓦时,同比增长19.5%;平均上网电价0.322元/千瓦时,同比提升5.9%。其中,2018Q2发电量316亿千瓦时,同比增长23.4%,增速较2018Q1提升7.3个百分点。分电源类型看,2018H1公司水电机组发电量346亿千瓦时,同比小幅增长2.0%;上网电价均价0.272元/千瓦时,同比小幅增长0.8%。相比之下,2018H1公司火电机组发电量294亿千瓦时,同比大幅增长48.8%;上网电价均价0.377元/千瓦时,同比提升6.3%。我们认为公司火电板块的增长主要源于火电新机组(国投北疆二期200万千瓦)投产及存量机组利用率提升,叠加2017-07-01起火电标杆上网电价的调整。由于动力煤价仍高位运行,公司2018H1毛利率和净利率分别为38.2%、17.4%,较去年同期分别下滑2.1个百分点和1.6个百分点,盈利有所承压。考虑到下半年煤炭优质产能释放和供需关系改善,期待动力煤价回归至合理区间,进而提振火电业绩。 雅砻江中游发展值得关注:公司控股的雅砻江水电(持股比例52%)是雅砻江流域唯一水电开发主体,2018H1公司归母净利润中雅砻江水电占比84%。截至2016年末,雅砻江下游5座水电站的机组全部投产,装机合计1470万千瓦。目前雅砻江中游项目(共计1187.5万千瓦)开发正在进行中,其中在建项目包括两河口水电站(300万千瓦)和杨房沟水电站(150万千瓦),预计首台机组于2021年投产。随着雅砻江中游水电站陆续出力,公司业绩长期增长值得期待。 盈利预测与投资评级:我们根据公司项目进度、发电量增长及煤价情况,调整盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.56、0.61、0.64元(调整前分别为0.57、0.62、0.66元),对应PE分别为13、12、11倍。维持公司目标价7.84元,对应2018年14倍PE,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,上网电价下调,水电增值税优惠政策取消的风险,融资成本上涨的风险等。

事件:陕天然气发布2018年半年报。2018H1公司营业收入42.9亿元,同比增长5.3%;归母净利润3.3亿元,同比增长29.7%;EPS 0.29元。 公司2018H1业绩受益于长输管道业务的增长:公司深耕省内天然气长输管道业务。2018H1公司长输管道业务营业收入和毛利分别为38.7亿元、525亿元,在营业收入和毛利中的占比分别为90.2%和93.9%,分别同比增长3.9%和27.3%。2018H1公司长输管道业务毛利率13.6%,同比增长2.5个百分点。受长输管道业务的拉动,2018H1公司毛利559亿元,同比增长25.3%;综合毛利率13.0%,同比增长2.1个百分点。 2018Q2业绩增速放缓,盈利能力环比下滑:分季度看,公司2018Q2营业收入和归母净利润同比增速分别为5.3%和29.7%,增速较2018Q1分别收窄3.6个百分点、12.9个百分点。2018Q2公司毛利率和净利率分别为7.1%和0.9%,较2018Q1环比下滑8.8个百分点和10.1个百分点。我们认为原因主要为:(1)北方采暖季过后,天然气消费能力的下降;(2)2018-06-10起,陕西省内天然气管道运输价格的下调拖累公司盈利质量。 陕西省天然气价格改革加速推进,公司长输管道业务受负面影响:2018年陕西省天然气价格改革加速推进,公司核心长输管道业务属于价格管制范畴。2018-06-11公司公告显示,根据《陕西省物价局关于我省天然气价格有关问题的通知》(陕价商发〔2018〕54号)的要求,公司自2018-06-10起相应调整天然气采购和销售价格,预计公司2018年净利润减少1.7亿元。随着管输费的核定执行,公司盈利将更多受益于天然气销售量的增长。 盈利预测与投资评级:我们根据公司项目推进和管输费调整情况调整盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.39、0.44、0.53元(调整前分别为0.40、0.46、0.56元),对应2018-2020年PE分别为20、18、15倍。维持目标价8.17元,对应2018年21倍PE,维持“增持”评级。 风险提示:公司天然气管输费和配气费进一步下行的风险;天然气下游需求低于预期导致公司天然气销售量增速低于预期的风险;公司天然气管道建设进度低于预期等。

事件:公司发布2018年半年报。2018H1公司营业收入22.8亿元,同比增长169%;归母净利润5.0亿元,同比增长176%;扣非归母净利润4.5亿元,同比增长149%。 京津冀及异地项目快速发展,气源成本和业务结构影响毛利率:受益于京津冀地区“煤改气”项目的推进,叠加2017年已完成项目结转等因素,2018H1公司京津冀地区的天然气接驳和销售业务体量同比大幅增长;此外,2017年公司外延收购的荆州天然气并表贡献利润。上述原因致公司2018H1营业收入和归母净利润同比高速增长。从毛利率来看,2018年公司综合毛利率26.4%,较2017年下降15.7个百分点;其中2018Q2毛利率35.2%,较2018Q1提升12.5个百分点,毛利率环比改善。我们认为,2018H1毛利率下滑的主要原因为一季度北方采暖季期间气源成本的上涨和相对低毛利的天然气销售业务占比的提升。 外延拓展力度不减,业务版图持续扩张:公司位于河北省的核心业务区域2017年“煤改气”推进迅速,预计2018年将按照统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改的原则理性推进。公司加码外延并购力度以保持业绩高速增长。公司2017年报披露,计划通过直接并购优质项目、成立产业基金培育潜力项目等多种形式,以京津冀区域为重点,加速在全国范围内进行产业布局。2017年公司收购荆州天然气公司,后者承诺2018、2019年扣非归母净利润分别不低于9200万元、10150万元。2018年7月26日,公司公告拟以现金方式收购阜阳国祯燃气100%股权,交易作价约13.4亿元。公司逐步走出河北,业务版图持续扩张,正在加速实现从区域城市燃气公司到全国性综合燃气供应商的迈进。 盈利预测和投资评级:根据公司煤改气进度及外延并购状况,上调公司2018~2020年的EPS分别至1.00、1.11、1.20元(调整前分别为0.97、1.04、1.05元),对应PE分别为14、13、12倍。维持目标价14.52元,对应公司2018年15倍PE水平,维持“增持”评级。 风险提示:“煤改气”进度慢于预期,补贴落实低于预期;公司外延并购项目进度和效果低于预期;天然气配气费进一步下行导致燃气销售收入低于预期的风险等。

事件:华能国际发布2018年中报,报告期内公司实现营业收入824亿元,同比增加15.4%;归母净利润21.3亿元,同比增加170%;对应每股收益为0.13元。 Q2平均结算电价环比回落导致业绩略低预期。2018上半年,公司单位燃料成本同比上涨5.84%,煤价变化对火电机组盈利变化的影响暂可忽略。上半年公司整体盈利水平同比提升,但第二季度环比一季度出现小幅回落,主要源于平均结算电价环比下降约0.01元/千瓦时。公司机组上网电价自2017.07.01平均上调1.26分/千瓦时后没有新的变化,二季度平均结算电价的回落我们认为是市场化交易电量比例上升所致,该趋势接下来延续性并不强,特别是新电力定价机制即将实施。 动力煤价旺季不旺,“逆周期”运行的火电弹性将显现。进入7月以来,动力煤现货、期货价格均步入下行通道,我们认为动力煤价已呈现旺季不旺的态势,大幅上行的概率较低。当前我国宏观形势在去杠杆、外部贸易形势不稳等诸多挑战下出现了一定程度的波动,宏观偏弱这一现象逐步为市场所接受,此时的火电逆周期属性优势凸显。敏感性分析结果显示,华能国际业绩弹性最强。 装机增长放缓,机组利用率提升。在供给侧改革大环境下,公司放慢扩大规模脚步,主动实施电源结构调整,上半年仅有一些风电、光伏项目投产。而得益于旺盛的电力需求和平缓的水电出力,发电量同比增长11.51%。 行业各项改革加快推进,优质龙头将受益。2018年电力行业改革“三重奏”继续上演,新一轮电改在电价形成机制上有了重大突破,供给侧改革将自备电厂治理落到实处。公司发电装机资产优质,管理高效,市场竞争力强,受益改革方向。 投资建议与估值评级:根据公司项目进度和煤价情况,小幅调整盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.34、0.45、0.52元(调整前分别为0.35、0.45、0.52元),对应PE分别为22、17、14倍。上调公司目标价至8.86元,对应2018年1.7倍PB水平,维持“买入”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上行吞噬火电主业利润,社会用电需求超预期下滑拖累公司发电量等。

事件:公司发布项目进展公告:经江苏省如东县能源局批准,同意公司控股投资的江苏如东H4海上风电项目和江苏如东H7海上风电项目开展前期工作。 海上风电进展顺利,后续发展值得关注:国家能源局《2018年能源工作指导意见》中强调积极稳妥推动海上风电建设。《江苏省“十三五”能源发展规划》倡导推进海上风电规模化开发,“推进射阳、滨海、大丰、响水、东台、如东、灌云等项目建设”。公司顺应政策形势,拓展海上风电项目。公司目前海上风电项目主要依托2017年从母公司--国家电投集团收购的江苏电力完成,公司目前开展的海上风电项目均属于《江苏省“十三五”能源发展规划》的重点项目。继2017年江苏滨海H1海上风电项目投产后,2018-07-04公司公告江苏滨海H2海上风电项目(装机容量40万千瓦)全容量投运;此外,公司尚有海上风电在建项目30万千瓦,获批开展前期工作项目110万千瓦。预计随着海上风电项目落地,公司能源转型进程加速。 风电项目对公司利润贡献可观:新能源是公司能源结构转型的重点方向之一,也是在传统煤电增速放缓形势下的全新增长点。近年来公司新能源业务利润显著增长,2017年公司风电和光伏利润分别为4.1亿元、1.6亿元,其中风电项目占公司利润总额的21.6%。我们以公司2017年的经营数据和财务数据为基数,就海上风电项目对公司利润的影响进行了敏感性分析(具体测算详见附表)。在海上风电机组利用率2000小时的条件下,海上风电投产的装机增量分别为40、60、80、100、120万千瓦,公司毛利分别增长8.7%、13.1%、17.5%、21.9%、26.2%,利润增长可观。 盈利预测和投资评级:由于巴基斯坦KE项目仍存不确定性,我们依旧不考虑此项目的交割。根据公司目前项目进度和煤价情况,小幅调整盈利预测,预计公司2018~2020年EPS分别为0.49、0.59、0.67元(调整前分别为0.50、0.56、0.64元),对应PE分别为15、13、11倍。维持目标价9.00元,对应公司2018年18倍PE,维持“增持”评级。 风险提示:机组(含海上风电机组)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,KE公司收购终止的风险等。

事件:公司发布2018年6月发电量数据。公司6月当月发电量14.2亿千瓦时,同比增长81%;公司1~6月累计发电量40.7亿千瓦时,同比增长38%。 丰水期已至,6月发电量数据亮眼:6~9月为水电行业典型丰水期。受6月下旬来水偏丰等因素影响,2018年6月公司单月发电量14.16亿千瓦时,单月发电量为近5年最高值。叠加去年同期来水偏枯导致发电量基数偏低的因素,公司6月发电量同比增速高达81%。受益于6月发电量数据的靓丽表现,公司2018Q2发电量同比增长46%,增速较2018Q1提升19个百分点;公司2018H1发电量同比增长38%。由于水力发电成本以固定成本为主,边际发电成本极低,公司盈利将受益于发电量的高速增长,公司2018年中报业绩值得期待。 水电机组全部投产运营,财务状况有望持续改善:自2016年起,公司水电机组全部投产运营,未来暂无新建水电站计划。随着水电站建设期债务的偿还,公司资产负债率和财务费用将持续降低,财务状况有望持续改善。 大水电机组占比较低,增值税返还政策到期的负面影响较小:财政部2014年下发的《关于大型水电企业增值税政策的通知》(财税〔2014〕10号)指出,水电增值税返还政策截至2017年底。公司仅有光照电站享受上述优惠政策,2017年公司增值税即征即退返还额仅占利润总额的2.4%,公司受增值税返还政策到期的负面影响较小。 盈利预测与投资评级:我们根据公司发电量、上网电价、水火发电权交易等情况,调整2018、2019年的归母净利润至3.70亿元、3.94亿元(调整前为3.75亿元、4.02亿元),新增2020年归母净利润4.18亿元。预计公司2018-2020年的EPS分别为1.21、1.29、1.37元,对应PE分别为12、11、10倍。调整公司目标价至15.76元,对应2018年13倍PE,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期导致发电量下降的风险,上网电价下调导致电力营收下降的风险等,水火发电权交易拖累公司营收的风险等。

事件:华能国际发布2018年一季报,报告期内公司实现营业收入432.56亿元,同比增加15.11%;归母净利润12.19亿元,同比增加86.96%;对应每股收益为0.08元,好于预期。 盈利能力同比、环比提升,该趋势在二季度有望延续。2018年一季度公司实现毛利率、净利率分别13.49%和3.99%,同比分别提升1.19和1.41个百分点,环比2017四季度分别提升4.16和6.89个百分点,主要得益于2017.07.01上网电价上调和2018年以来市场交易电价回升导致结算电价提高,此外单位燃煤成本同比虽有所增加,但增幅难抵电价正面影响,且环比已开始下降。伴随煤价持续回落,盈利回升趋势二季度将延续。 煤价下行业绩弹性最抢眼。2018年春节后,5500大卡动力煤价格指数已下行约200(元/吨),降幅25%。煤价走低是供需两端共同作用结果,展望下一阶段,煤价仍有一定下行空间。在“三去一降一补”仍为政策主基调的形势下,电价上调的空间非常有限,火电盈利修复寄望于煤价下行。敏感性分析结果显示,煤价下行或电价上调,华能国际EPS增厚在火电公司中最显著。 行业供给侧改革继续推进,优质龙头将受益。2018年《政府工作报告》提出淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组,全国燃煤自备电厂整治风暴也即将来袭,供给侧改革持续推进,整个煤电行业新增投资也在压缩。公司发电装机资产优质,近年也在主动进行电源结构调整,待供给侧改革效果显现,公司将受益。 期待央企整合带来新契机。继国电与神华、中电投与国核之后,市场对于电力央企重组仍有所期待。从供给侧改革主要目的出发,我们认为电力央企整合路径在单纯扩大规模之外,更加注重业务布局优化。华能集团在规模上已立于行业之首,期待央企整合带给公司新的发展契机。 投资建议与估值评级:考虑公司盈利回升趋势好于预期,我们调整公司盈利预测至2018-2020EPS分别0.35(+6%)、0.45(+7%)、0.52(+16%)元,对应PE18、14、12倍;维持目标价8.32元和“买入”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上行吞噬火电主业利润,社会用电需求超预期下滑拖累公司发电量等。

事件:国电电力发布2017年年报,报告期内公司实现营业收入598.33亿元,同比增加2.43%;归母净利润20.65亿元,同比减少54.81%;每股收益0.11元。 装机增速放缓,机组利用率高于全国平均。2017年末,公司控股装机容量达到5222.49万千瓦,电源结构变化延续近年火电占比下降,清洁可再生能源占比上升的趋势。2017年公司新增装机仅247万千瓦,主要是水电和风电,火电控股容量减少113万千瓦,装机增速在行业供给侧改革环境下有所放缓。2017年全部机组平均利用小时3962h,虽同比减少32h, 但绝对水平好于全国平均。 煤价上涨吞噬利润,度电毛利同比下降2.6分。国内煤价经历了2016年下半年的快速上行后,2017年在高位震荡并继续上行。公司2017年平均标煤单价585.38元/吨,同比上升37.78%,经测算度电燃料成本为0.173元/千瓦时,同比增长39.27%;度电毛利降至0.048元/千瓦时,同比降低0.026元/千瓦时。2017年实现毛利率17.03%、净利率4.62%、ROE3.03%, 同比分别下滑8.55、7.39、5.15个百分点。 与神华发电资产重组后华东区域市场优势提升,期待产业链协同效应显现。公司与中国神华组建合资公司,持股57.47%。资产重组后,增加可控在运装机容量3313万千瓦(或63.44%),装机规模大幅提升,重组后公司在华东电力市场的占有率进一步提高。此次国电与神华联合重组,是推进国企改革和行业供给侧改革的重大案例,未来煤电业务将充分发挥产业链协同效应,应对经营风险,化解产业矛盾,提高产业运行效率和质量。 煤价下行提振盈利,但弹性偏弱。2018年2月开始,供需两方作用致使动力煤市场景气度下行,未来尚有一定下行空间,促使火电盈利修复。公司的电源结构特征和所在区域的火电盈利属性导致弹性表现相对偏弱。 投资建议与估值评级:考虑煤价走势预期变化,我们调整公司盈利预测至2018-2020EPS 分别0.16(-33.3%)、0.21(-16.0%)、0.23(新增) 元,对应PE18、 14、12倍;下调目标价至3.20元,维持“增持”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上行吞噬火电主业利润,社会用电需求超预期下滑拖累公司发电量,来水超预期减少削弱水电盈利等。

高ROE低PB/PE的火电公司:公司是浙江省规模最大的火电企业,得益于省内电力需求较快增长,以及区域内电力供需环境的改善,公司下属发电企业的发电量近两年呈现较快增长。火电板块中,公司ROE 水平位于第四位,前三家公司的PE 或PB 估值均高于公司,公司当前的估值水平相对于较好的资产质量和盈利能力是偏低的。 浙江省产业转型初期已过,用电增速已回升。浙江省“十二五”时期推动产业转型升级,GDP 增速放缓的同时电力需求增速骤降。“十二五” 时期全省用电量年均增速4.7%,较“十一五”下降6.7pct.;电力消费弹性系数由“十一五”0.96降至0.58。进入“十三五”,浙江省已走过产业转型初期,落后产能淘汰已逐渐完成,尽管经济增长新旧动力转换仍在推进,但经济增速已稳住,工业增加值增速已回升。2016-2017年全省用电量增速超过8%,电力消费弹性系数升至1以上。 浙江省“十三五”严控新增火电政策将延续,省内新增有效装机容量大幅减少;送浙特高压线路中“±800千伏宁东-浙江直流”未来的输入电量增长空间无法满足需求增长,省内火电利用小时将持续回升。 煤电价格矛盾缓解,发电小时优势显现:一直以来,公司度电盈利水平高于一般火电公司,近期动力煤市场价格回落,公司盈利水平也伴随提高, 发电小时的敏感性得以显现。我们以公司2017年运营及财务数据为基础, 进行发电小时的敏感性分析。当年度发电小时数增加100h 时,摊薄单位售电的固定成本0.19分/千瓦时(2.7%),度电毛利增加1.5%,度电净利增加3.3%。相应的,同步增加发电量、收入和利润,归属母公司所有者净利润的绝对增量为11.12亿元,增厚公司EPS0.08元。 盈利预测与估值评级:考虑动力煤价格走势预期的变化,我们调整公司2018、2019年盈利预测,EPS 分别为0.41(-6.8%)和0.56(+12%) 元,预计2020年EPS 为0.64元,动态PE 分别为13、10、9倍,维持目标价6.60元和“买入”评级。 风险提示:动力煤市场价格超预期上行;火电上网电价调整不达预期; 浙江省经济发展低于预期导致省内电力需求增速下滑,或者外来电量超预期增加将拖累公司机组利用小时数等。

事件: 公司发布2018年一季度业绩快报,营业总收入30.8亿元,同比增长25.5%;归母净利润2.5亿元,同比增长11.0%;EPS0.11元。 点评: 天然气销售量价齐升,非电厂天然气销售贡献显著: 公司核心业务仍为天然气销售业务。2018Q1公司营业收入中,天然气销售占比64.6%,同比提升2.2个百分点。2018Q1公司天然气销售量6.36亿立方米,同比增长26.2%;其中增量部分主要由非电厂天然气贡献,后者销售量同比提升34.9%。2018Q1公司天然气不含税销售单价约3.13元/立方米,同比小幅提升3.0%,我们认为原因主要在于天然气终端用户结构变化及天然气增值税率调整(由13%下调至11%)。 终端用户价格有望降低,期待天然气价格改革细则落地: 据标准天然气报道(http://dwz.cn/7KAK9v),广东省发改委于2018年3月发布《关于降低成本提高我省天然气利用水平的意见(征求意见稿)》,拟促使现有天然气供应主体(主要为“三桶油”)降低价格,降低终端用户价格。此外,财政部、税务总局于2018年4月发布《关于调整增值税税率的通知》(财税〔2018〕32号),提出自2018年5月1日起,原适用11%税率的增值税税率调整为10%。天然气增值税税率调整将进一步降低终端销售价格。天然气利用成本的降低将提升天然气对于用户的吸引力,从而促进销量增长。 2017年6月,国家发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》的通知(发改价格〔2017〕1171号),明确配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定;准许收益率为税后全投资收益率,按不超过7%确定。2017年8月,国家发改委在关于进一步加强垄断行业价格监管的意见(发改价格规〔2017〕1554号)中强调,“2018年底前各地要建立起输配环节定价办法、成本监审办法,重新核定省内短途管道运输价格,制定独立配气价格,降低偏高输配价格”。目前广东省尚未发布地方层面的天然气价格改革细则,市场对于公司的配气费率存在分歧。我们认为年内天然气价格改革细则的落地将有助于降低或消除公司天然气销售板块的不确定性。 LNG储备调峰项目投产在即,有助于平抑季节性供需波动: 2018年2月,国家能源局发布《关于印发2018年能源工作指导意见的通知》(国能发规划[2018]22号),强调建立天然气产供储销体系,提出在供给端加强常规及非常规天然气资源勘探开发,充分利用境外天然气资源,建立多层次天然气储备体系,完善LNG接收站布局和配套外输管道。公司投资建设的LNG储备调峰项目具备10亿方/年的LNG周转能力,截至2017H1,该项目工程进度87.1%,我们预计2018年项目投产。公司LNG储备调峰项目的投产将增强公司天然气供应能力,缓解深圳天然气季节性供应缺口问题,同时LNG贸易业务可为公司带来业绩弹性。 盈利预测、估值与评级 我们维持之前的盈利预测,即公司2017-2019年的EPS分别为0.40、0.45、0.53元,对应PE分别为18、16、14倍。维持目标价8.55元,对应18年19倍PE,维持“增持”评级。 风险提示: 广东大鹏照付不议合同违约导致购气成本上升的风险,配气费进一步下行的风险;LNG调峰储备项目投产慢于预期;城中村改造进度低于预期,燃气电厂投产慢于预期,城燃项目异地扩张速度低于预期,导致天然气销售量低于预期的风险等。

事件: 重庆燃气发布2017年年报,营业收入57.1亿元(同比增长4.1%),归母净利润3.6亿元(同比下滑2.1%),EPS0.23元。 点评: 供气量大幅增长,天然气销售盈利下滑拖累业绩: 公司主营业务为天然气销售和天然气安装业务。从营收结构看,天然气销售为核心业务,2017年营业收入占比72.7%。公司2017年天然气销售收入41.6亿元,同比增长8.7%;天然气安装收入14.3亿元,同比下滑4.3%。其主要原因是供气量增长,新发展用户数下滑:公司2017年供气量20.8亿立方米,同比增长21%;新发展户数30.0万户,同比下滑3.4%。 公司2017年综合毛利率13.8%,较2016年下滑1.7个百分点,主要原因为天然气销售业务毛利率大幅下滑(2017年毛利率仅为0.02%,同比下滑0.6个百分点)。受非居民用户价格让利及冬季“气荒”导致成本提升等因素影响,天然气销售业务毛利下滑96%,单位毛利仅为0.02分/立方米,为近三年最低值。2018年3月,国家能源局发布《关于印发2018年能源工作指导意见的通知》,强调建立天然气产供储销体系。若天然气供应得以保障,预计公司天然气销售业务盈利将有所回暖。 低息借款为亮点,现金分红比例可观 公司的长期借款主要为重庆市财政局转贷日元借款,利率仅0.75%,期限至2040年。2017年公司资产负债率49.6%,同比下降0.9个百分点;有息负债仅占总负债的7.0%;财务费用为-0.27亿元,其中利息支出仅0.06亿元。 公司年报披露2017年拟定的分红预案为每10股派送现金1.3元,分红比例55.7%。公司自上市以来的分红比例维持在55-62%的水平,现金分红比例可观。 管网覆盖完善,有望拉动天然气业务增长 公司在建工程主要为天然气管网,核心工程为外环都市管网工程。预计随着天然气管网覆盖区域的增加,天然气用户数量有望增长,从而拉动天然气安装业务量及销气量提升,支撑公司业绩。 盈利预测、估值与评级 根据公司披露的2018年经营计划及在建工程进度等情况,我们调整了盈利预测,下调公司2018、2019年的EPS至0.24、0.24元(原为0.25、0.26元),预计公司2020年的EPS为0.25元,对应2018-2020年的PE分别为33、32、32倍。维持公司目标价9.00元,维持“增持”评级。 风险提示: 公司配气费进一步下行的风险,天然气安装费用降低的风险;天然气下游需求低于预期导致公司供气量增速低于预期,天然气安装户数增速低于预期;公司管道建设进度低于预期;公司贷款利率上行的风险等。