事件 深圳燃气发布2018年度业绩快报 深圳燃气发布2018年度业绩快报,公司2018年全年实现营业收入127.41亿元,相比于2017年增加16.83亿元,同比增长15.22%;2018年公司实现归母净利润9.52亿元,同比增长7.33%,对应每股收益为0.33元,相比于2017年增加0.02元。报告期内,公司加权平均ROE达到10.87%,同比减少了0.13个百分点。 简评 燃气销售维持高增速,带动公司收入水平稳步增长 2018年,公司营业收入达到127.41亿元,同比15.22%,其中天然气销售收入实现79.71亿元,同比26.32%。公司收入的增长主要来源于天然气销量的大幅提升,具体来说,2018年公司共实现天然气销售量27.67亿方,同比增长25.37%,与天然气销售收入增长幅度基本持平。其中,电厂售气量达到8.56亿方,同比增长30.49%;非电厂用气达到19.11亿方,同比增长23.21%。 气源涨价叠加电厂用气占比提高,营业利润率有所下滑 为了应对2018年冬季天然气行业较为严峻的保供形势,中石油于去年8月开始在全国陆续签订天然气购销合同补充协议,将采暖季非居民用气价格进行了一定程度的上调。在这一背景下,公司的西气东输气源价格也于去年9月开始上涨,上涨幅度10%,10月开始上涨幅度20%,高于17年同期上涨幅度。另外,低毛差的电厂用气占比提升也进一步对公司盈利能力造成压力。但因为费用率有所下降,所以报告期内公司的营业利润率仅下降了0.5个百分点。进入2019年之后,我们判断我国天然气行业供需形势相比于2018年将更为宽松,届时上游气源涨价幅度或将有所收窄。 燃气销售多点开花,19年售气量有望继续维持高增速 电厂用气方面,南山电厂于18年5月开始向公司购气,年购气量约为2-3亿方,华电坪山电厂也于19年1月1日正式投产,并且该电厂已经和公司签订了长期的天然气购销协议,协议约定年供气量为3.8亿方。非电厂用气方面,深圳市本地业务将持续受到“城中村”改造的拉动,19-20年深圳市每年将改造30万户左右对应年供气量6000万方,每年可为公司贡献7855万元的毛利;另外,我们预计公司在深圳市以外的售气量随着异地业务的加速推进,19年也将维持30%-40%的增速水平。 LNG接收站19年上半年有望投入运营,业绩弹性较大 公司目前在建的深圳市天然气储备调峰库项目年周转能力为10亿方,2018年6月底项目工程进度已达到99%,,目前正在等待交通部审批,预计将于2019年上半年投入运营。在LNG储备调峰库开始正常运转后,整体负荷率维持在80%的情况下,如果进口LNG购销价差平均为800元/吨,我们测算出储备调峰库能够为公司带来的年化净利润大概为2亿元,对应的业绩弹性较大。 深圳市非居民用气销售价格调整,整体影响较小,维持公司“买入”评级 2018年12月29日,深圳市发改委发布了《关于调整我市管道天然气非居民用气销售价格的通知》,对工商业用气最高限价、以及西气东输二线供应燃气电厂的最高限价进行了调整,其中工商业最高限价由之前的4.49元/立方米下调至4.39元/立方米,降幅0.1元/立方米,电厂用气最高限价由之前的2.48元/立方米下调至2.33元/立方米,降幅0.15元/立方米,本次调价自19年1月1日开始执行。我们认为本次调整对公司整体影响较小,首先,公司的电厂用气价差之前始终维持在0.2元/方左右,本次下调后电厂用气最高价差仍有0.25元/方左右,所以电厂用气也基本不受影响;其次,工商业气价下调会使得下游用户的用气量有所提升,从而能够实现“以量补价”,可以在一定程度上对冲气价下调带来的影响。另外,文件中还规定若中石油因冬季保供等因素与市燃气集团的结算价格在现行西气东输二线天然气基准门站价格基础上进行调整,则最高限价作相应调整,那么19年冬季公司的成本压力有望部分传导至下游,盈利能力得到进一步保证。 我们预计2018-2020年,公司将分别实现营业收入127.41亿元、157.84亿元、180.51亿元,归母净利润分别为9.52亿元、11.79亿元、13.48亿元,对应EPS分别为0.33元、0.41元、0.47元,维持“买入”评级。

城燃业务稳步增长叠加国祯燃气并表,助力前三季度收入大增 2018年前三季度,公司收入大幅增长100.25%至30.91亿元,主要原因包括两个方面。一方面,17年底我国政府在京津冀地区大力实施“煤改气”,导致今年以来全国天然气消费量出现大幅增长,18年1-8月,我国天然气累计消费量达到1804亿方,同比增长18.2%,公司天然气业务布局主要位于河北省,因此最受益于“煤改气”政策的实施,前三季度燃气销售和接驳均出现了大幅增长。另一方面,18年7月26日,公司以现金方式收购国祯燃气100%股权,报告期内将该资产纳入合并报表范围也是公司收入大增的一个主要原因。 阜阳天然气空间较大,外延并购未来有望更进一步 公司于今年7月收购的国祯燃气主要经营区域位于安徽阜阳,收购标的2017年实现收入8.3亿元,归母净利润1.1亿元。阜阳市目前常住人口809.3万人,天然气居民用户数量大约有30万户,对应人口100万人,因此阜阳市及周边地区天然气气化率目前只有10%左右,未来天然气接驳与销售增长空间较大。另外,为了扩大经营规模并逐步实现全国性布局,公司也正在全国其他范围寻找优质城燃项目,外延并购未来有望为公司贡献较大业绩增量。 2018冬季“煤改气”规划已出,公司最为受益 今年9月,《京津冀及周边地区2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》发布,文件对今年冬季我国京津冀地区“煤改气”进行了规划。文件要求18年10月底前,“2+26”城要完成散煤替代362万户,其中河北省174万户,而公司所拥有的城燃项目主要分布在河北、天津等地,因此在冬季“煤改气”大力实施的背景下,公司将最为受益。 纵向延伸打通全产业链,维持百川能源“买入”评级 除了通过横向并购扩大业务规模外,公司还积极向产业链上下游进行延伸。从上游来看,公司设立了东北亚天然气有限公司,用以建设绥中县LNG接收站,同时公司还在香港投资设立百川投资,从事油气资源项目开发和国际能源贸易。从下游来看,公司还积极发展气电以及分布式能源,使得其整体盈利能力未来有望明显改善。 我们预计,2018-2020年公司收入水平将分别达到43.56亿元、50.36亿元、58.69亿元,归属于母公司所有者的净利润分别为10.37亿元、11.55亿元、12.51亿元,对应EPS为1.01元、1.12元、1.21元,维持公司“买入”评级。

电量、电价同比均小幅提升,推动收入稳中有增 2018年前三季度,公司发电量和上网电量分别实现1582.69亿千瓦时、1509.42亿千瓦时,分别同比增长5.01%和5.39%。其中,火电受到装机容量增加以及全社会用电量较好的影响,发电量同比增加0.27%至1104.05亿千瓦时;水电前三季度发电量则达到200.99亿千瓦时,同比增加16.04%,主要原因是水电装机增长以及来水情况较好。另外,风电和光伏于报告期内分别完成发电量99.22亿千瓦时、2.37亿千瓦时,同比28.33%、-1.85%。电价方面,去年7月份发改委上调了大部分省份的燃煤标杆电价,导致今年前三季度平均电价同比有所提升,达到0.333元/千瓦时,同比增加0.002元/千瓦时。 煤价高位运行状态持续,电量结构变化弥补不利影响 三季度煤价仍处于高位,全国电煤价格指数今年三季度环比二季度上升0.7%,较去年三季度同比上升3.6%。但是公司通过实行电煤采购科学管理、掺烧经济煤种、机组优化改造等措施降本增效,在一定程度上抵消了煤价上升对于公司业绩的影响。此外,公司电量结构中水电、风电等高毛利清洁能源占比提升,使得今年前三季度公司整体毛利率达到20.59%,同比上升了2.84个百分点。不过,公司财务费用同比上升15%,营业税金及附加同比上升60%,共同叠加致使营业总成本同比增加7.2%。 联合重组进展顺利,成本控制能力有望进一步增强 今年8月29日,公司通过了国家发垄断审查批复,联合重组的交割条件已全部满足,交易完成后,公司将新增控股装机容量3000多万千瓦。同时集团明确将国电电力作为集团常规能源(包括水电、火电)发电业务整合平台,并承诺在合并完成后5年内将集团常规能源发电业务(不包括其它上市公司资产)择机注入国电电力。我们认为,未来公司可加强与国家能源集团在煤炭板块上的合作,从而更为有效的控制煤炭成本。 煤价中枢未来有望稳步下移,维持国电电力“增持”评级 我们判断,随着未来全国新增煤炭有效产能的逐步释放,明年我国煤价中枢有望回归至绿色区间,国电电力业绩也将回升。在不考虑资产重组并表的情况下,我们预计2018-2020年公司收入水平将分别达到620.7亿元、652.3亿元、682.7亿元,归属于母公司所有者的净利润分别为32.49亿元、39.91亿元、46.39亿元,对应EPS为0.17元、0.20元、0.24元,维持公司“增持”评级。

发电业务回暖明显,助力营业收入稳健增长 公司前三季度并表发电量363.04亿千瓦时,同比上升25.44%(经追溯调整),增速较上半年有所下滑。调整计算后公司三季度单季发电量为125.19亿千瓦时,同比增长11.8%。上海上半年及前三季度全社会用电量累计同比增速分别为6.34%和3.32%,区域用电需求变化、公司新能源项目投产发电及并购江苏公司或是公司发电量维持高增长但增速环比回落的原因。18年三季度上海市电煤价格指数均值为598.31元/吨,同比上涨28.35元/吨。但公司受益于新能源板块内生外延增长,三季度毛利率达21.28%,同比增长5.18个百分点。 三季度各项费用环比下降,助力业绩改善 公司三季度单季管理费用和财务费用分别为1.85亿和4.01亿元,环比二季度下降0.98亿和1.32亿元。三季度公司总体期间费用率为10.3%,环比二季度下滑5.4个百分点。控费工作卓有成效进一步助力公司业绩改善。 内生外延拓展新能源发展空间,海上风电项目储备充足 公司前三季度新增控股装机48.03万千瓦,均为清洁能源装机。截止9月底,公司总控股装机1338.61万千瓦,清洁能源占装机规模36.52%。在传统能源项目相对受限的大背景下,公司重点布局海上风电项目。截止目前,公司海上风电已投产50万千瓦,在建30万千瓦,已获批开展前期工作装机110万千瓦。公司远期储备了充足的待开发海上风电项目,未来清洁能源有望持续发挥利润支撑作用。 考虑到公司煤电板块回暖,新能源装机逐步增长,同时海外拓展成效显著。我们预测2018-2020年公司归母净利润分别为11.57亿元、13.20亿元和13.77亿元,对应EPS分别为0.48元、0.55元和0.57元,维持增持评级。

燃气销量大幅增长,多因素叠加导致公司业绩有所下滑 2018年前三季度,公司收入水平较去年同期增长37.23%,主要原因在于子公司鑫泰燃气前三季度天然气销售量增加以及收购亚美能源所致。报告期内,公司归母净利润下滑18.71%,一方面是因为公司在收购亚美能源的过程中,新增了15亿元贷款用以对全资子公司四川利明进行增资,导致财务费用由去年同期的-412万元增至7103万元;另一方面,收购亚美能源以及调整工资社保基数也使得公司1-9月的管理费用同比上升166%,达到7708万元。 马必区块项目获批,未来盈利能力有望明显改善 18年10月,发改委批复同意马必区块一期项目开发方案,项目建设规模10亿方/年,建设期为4年,建成后亚美能源的煤层气产能将由目前的5亿方增长至15亿方。但是,因为马必区块目前仍处于先导性生产的阶段,所以还未实现盈利。2017年,马必区块收入2871万元,经营开支8476万元。我们认为未来马必区块逐步实现规模化生产后,必然会借鉴潘庄区块的经验,平均成本有望下降。我们预计,2020年马必区块将开始盈利,2021年其平均成本有望降至0.5-0.6元/方,与潘庄区块基本持平。 煤层气是我国大力发展的气源之一,行业将迎高速发展 在当前我国能源结构转型升级的背景下,天然气消费量增速持续高位运行,今年1-8月累计增速达到18.2%。而国产常规气发展较为缓慢,因此煤层气未来将是我国国产气大力发展的气源之一。根据《煤层气开发利用“十三五”规划》,2020年我国煤层气产量有望达到100亿方,18-20年年均复合增速为12.6%。另外,根据发改委9月出台的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》,我国中央政府对煤层气的补贴将持续至“十四五”末,可以看出政策对于煤层气行业的支持力度较大,同时行业盈利持续性也得到一定保证。 维持新天然气“增持”评级 新疆天然气市场目前已经比较成熟,因此我们判断公司传统城燃业务未来增长空间可能不大。公司的控股子公司亚美能源是位于山西省沁水盆地的优质煤层气企业,其拥有的潘庄、马必区块储量巨大,且马必区块规模化生产在即,未来有望复制潘庄区块的成功经验,2018年潘庄、马必规划产量分别为6.26亿方、0.97亿方,同比分别增长9.44%、67.24%。另外,煤层气是我国十三五期间重点发展的非常规气之一,行业空间广阔,因此我们认为亚美能源未来几年的业绩增量值得期待。 我们预计,公司2018-2020年的营业收入将分别达到14.10亿元、19.78亿元、22.53亿元,归母净利润将分别为2.68亿元、3.66亿元、4.31亿元,对应EPS分别为1.67元、2.28元、2.70元。维持“增持”评级。

事件 湖北能源发布2018年三季报,归母净利润同比下降14.58% 湖北能源发布2018年三季报,公司2018年前三季度实现营业收入90.4亿元,同比增长3%;实现归属于上市公司股东的净利润17.4亿元,同比下降14.58%;加权平均ROE为6.59%,同比减少1.64个百分点。公司三季度单季实现营业收入30.64亿元,同比下滑0.63%,单季归属于上市公司股东的净利润为3.27亿元,同比下滑52.83%。 简评 来水偏枯拖累公司主营业绩 公司主营业务为发电业务,历年毛利贡献占比均在90%以上。2018年1-9月,公司所属各发电企业累计完成发电量158.72亿千瓦时,同比减少6.99%;水电发电量完成72.59亿千瓦时,同比减少21.74%;除水电外其他电源发电量均实现正增长。受清江流域来水偏枯等因素影响,公司三季度单季水电发电量为15.16亿千瓦时,同比大幅下滑48.88%。考虑到水电业务毛利率较高,一直是公司毛利的主要来源,我们认为水电发电量大幅下降是公司三季度业绩下滑的重要原因。 积极布局天然气业务,构建全产业链推动天然气业务发展 公司积极打造天然气全产业链,构建上下游一体化发展。近年来公司加快天然气发电项目建设及储备,除已建成的37万千瓦装机的东湖燃机项目,公司与营口、舟山等多地政府签订了燃机热电联产及配套LNG项目的框架合作协议。公司对上积极协调气源、跟踪省内页岩气项目进展,对下加快燃气项目的建设,力争形成上游开发、中游输配、下游发电、终端供热的完整产业链,不断推动自身天然气业务的发展。 新能源装机不断发展,未来发电结构有望持续优化 在传统发电业务成长相对受限的大背景下,公司积极响应国家发展新能源的政策号召,近年来积极开拓省内风电光伏等新能源项目。水电方面公司尚有江坪河(45万千瓦)、林溪河(17.52万千瓦)、峡口塘(5万千瓦)等中小型水电站在建,海外布局的秘鲁查格亚水电站(45.6万千瓦)还在进行中。截止上半年公司水电、风电、光伏发电、天然气发电可控装机489.85万千瓦,清洁能源在总装机中占比达到68.43%,发电结构持续优化。公司定位为实控人三峡集团的综合能源发展平台,未来有望依托三峡集团,开展更多清洁能源投资项目,提升公司盈利能力。 考虑到三季度来水不及预期影响公司业绩,未来在建工程投运及海外项目落地有利于提升公司业绩,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.28、0.34和0.42元,维持买入评级。

自发电量显著下降导致毛利率大幅下滑 受来水偏枯等因素影响,前三季度公司下属及控股公司水电站累计完成发电量6.02亿千瓦时,同比下降21.89%;扣除新投运的金盆和新长滩水电站影响后,公司前三季度累计发电量为5.62亿千瓦时,同比下滑27.1%;三季度单季发电量仅为2.09亿千瓦时,同口径下滑39.2%。自发电量的大幅下滑意味着公司需要采购更多的高价外购电,对公司主营业务产生较大影响。受益于区域内用电需求增长(重庆市1-9月份累计用电增速达13.7%)及公司开拓市场新增工业用电大客户,公司的售电业务营收保持稳健增长。从毛利率角度来看,公司三季度单季毛利率仅为15.74%,同比下滑22个百分点,自发电量下降是公司毛利率及业绩下滑的最主要因素。 三峡工程后续资金补助到位,不影响18年业绩 近日,万州区财政局将万州区城市功能恢复电网改造项目专项资金预算的7014万元下拨到公司账户。由于该笔收入与资产相关,公司将其列入“递延收益”,对公司2018年度净利润不构成影响。由于受在建工程投入进度、转入固定资产时间等因素影响,该笔资金对公司后续年度净利润影响存在一定的不确定性。 三峡集团持股比例逼近实控人,三峡电入渝有望降低外购电成本 截止最新报告期,三峡集团合计持有公司股权比例达24.08%,与实控人水利部综合事业局24.09%的持股比例仅差0.01%。随着三峡集团积极参与电改,扩展配售电市场,协同效应有望显著增强。如果三峡电能够直供公司的输配电网络,将有望显著降低公司的外购电成本,提升公司业绩。 厂网合一打造优质售电平台,四网融合拓展发展空间 伴随我国电力体制改革的进一步推进,公司作为厂网合一的稀缺标的,有望进一步打造优质的售电平台。 当前三峡集团子公司长电联合已初步实现对乌江电力、聚龙电力、两江长兴等地方电网的整合,总资产已超百亿元。后续如果三峡集团成为三峡水利的实际控制人,公司有望参与到三峡集团对地方电网及售电公司的整合中,承接相关配售电资产,成为长江电力日后发展西南地区售电业务的重要支撑。 考虑公司售电业务稳健,今年受来水偏枯影响自发电量明显下滑,在合理考虑三峡电替代高成本的外购电前提下,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.25、0.29和0.36元。我们看好重庆电改及三峡集团对地方电网的整合为公司带来的巨大发展空间,维持买入评级。

事件 福能股份发布2018年三季度报告,归母净利润同比上升48.86%福能股份发布2018年三季度报告,公司2018年前三季度实现营业收入65.17亿元,同比增长40.48%;实现归属于上市公司股东的净利润7.37亿元,同比上升48.86%;加权平均ROE为6.84%,同比增加1.97个百分点。 简评 气电政策落地,替代电量增厚三季度收益 公司三季度单季实现营收26.81亿元,同比增长23.16%;实现归母净利润3.31亿元,同比增长65.08%。三季度业绩增长的主要原因是公司三季度确认完成替代电量15.58亿千瓦时,同比增长41.5%(2017年二季度确认3.09亿千瓦时,三季度确认11.01亿千瓦时)。三季度气电板块电量替代收益实现毛利约为3.57亿元,较去年同比增长约50%,推动公司气电板块扭亏为盈。公司晋江气电属于政策性调峰电厂,18年其电价、气价及替代电量政策均已落地,2018年经营业绩不确定性消除。我们测算显示全年总毛利润将达到2.30亿元,净利润有望回归至1亿元左右的合理水平。 火电量价齐升,电厂并表贡献营收 今年福建省经济稳中向好,前三季度用电增速达10.83%,较去年同期提高4.35个百分点。受益于省内电力需求增长及华润六枝电厂并表,公司前三季度火电板块上网电量大幅跃至109亿千瓦时,同比提高82.5%(扣除六枝电厂并表因素,公司福建省火电上网电量同口径增长15.6%)。2017年下半年起福建省上调燃煤机组上网电价,加之18年晋江气电临时上网电价上调5.27分,火电板块量价齐升,营收增长。 石城项目获得核准,海上风电布局更进一步 近日,公司莆田石城海上风电场项目获得核准,储备风电项目持续落地。石城是公司继平海湾F区之后第二个核准的海上风电项目,总体装机规模20万千瓦,项目总投资36.9亿元,公司持有权益装机约为12.9万千瓦。目前公司在平海湾(在建)、石城、长乐外海等优质海上风资源区均有项目储备,远期规划海上风电装机高达200万千瓦。公司亦与三峡集团紧密合作,共同推进双方在福建风电领域的合作。 重点布局海上风电,长期有望持续推动业绩增长 目前公司核准在建海上风电40万千瓦,此外还有长乐外海80万千瓦的海上风电装机正在推进前期工作。伴随公司海上风电建设工作的逐步开展,公司风电成长能力将逐步释放。根据我们测算显示,在合理假设下公司陆上风电及海上风电的税后全投资收益率分别为10.1%和9.8%,高于行业内8%的平均收益率水平。目前福建省已投运的海上风电运营情况良好,各项盈利指标均处于较高水平。考虑到福建省十三五能源规划建成200万千瓦海上风电的目标,结合公司到2020年海上风电投运权益装机达到50万千瓦的规划,我们认为未来优质风电装机的不断投产将成为公司业绩增长的主要推动力。 假设公司未来在建工程按计划投产,在不考虑资产注入影响的情况下,我们预计,2018-2020年公司归母净利润分别为11.59亿元、14.33亿元、16.52亿元,分别对应EPS为0.75元、0.92元、1.06元,维持“买入”评级。

事件 川投能源发布2018年三季报,归母净利润同比下降3.02%川投能源发布2018年三季报,公司2018年前三季度实现营业收入6亿元,同比增加8.65%;实现归属于上市公司股东的净利润27.71亿元,同比下降3.02%。加权平均ROE为12.57%,同比减少0.80个百分点。 简评 投资收益同比减少导致业绩微降,三季度雅砻江经营稳定 近年来,公司利润的主要来源为对持股48%的联营企业雅砻江水电的投资收益。18年前三季度,雅砻江水电实现净利润58.96亿元,同比微降1.45%,整体来看三季度其来水及经营情况仍较为稳定。今年前三季度雅砻江水电为公司贡献投资收益为28.30亿元,占公司税前利润的99.8%。我们判断公司业绩仍将长期依赖雅砻江水电带来的投资收益。此外,公司参股10%的国电大渡河公司去年同期分红0.47亿元,而截止报告期,公司尚未收到国电大渡河分红。两因素共同作用导致公司投资收益同比微降3.01%,最终导致前三季度公司归母净利润同比小幅下降3.02%。 区域用电需求回暖叠加来水转好助力水电发电量回升 2018年前三季度四川省全社会用电量同比增长13.02%,增速比去年同期增加8.66个百分点。区域用电需求回暖叠加来水转好助力公司控股发电企业发电量提升。公司嘉阳火电机组停运至今,目前发电均为水电。公司前三季度累计发电24.65亿千瓦时,同比增加10.89%;平均不含税上网电价为0.209元/千瓦时,同比微增2.45%,系市场化售电收入差异导致的正常波动。整体而言,公司控股企业经营情况较为稳定,业绩弹性相对较小,参股的雅砻江水电仍是公司业绩的主导因素。 可转债工作积极推进,募集资金投向雅砻江雅砻江 水电独享雅砻江流域开发权,流域规划装机约3000万千瓦,目前下游1470万千瓦已经全面投产。中游规划装机约1180万千瓦,其中在建项目为两河口及杨房沟合计450万千瓦,预计首台机组将于2021年前后投产。公司近期申请发行可转债募集40亿元资金,全部用于向雅砻江水电增资,用于杨房沟水电站项目建设。根据公司文件披露,杨房沟电站单位投资为1.33万元/千瓦,多年平均发电64.02亿千瓦时,预期全投资内部收益率为6.75%。考虑到雅中直流线路(输电容量800万千瓦)将于今年四季度核准开工,我们判断未来雅砻江中游在建机组的消纳将得到充分保障,有望为公司带来更稳定充沛的利润和现金流。 考虑雅砻江水电运营稳定,可以为公司贡献稳健的投资收益,同时未来内生增长确定性较高,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.72、0.74、0.74元,目前公司动态市盈率为11倍,估值合理,维持增持评级。

深耕城燃主业,全国性布局进行时 深圳燃气自成立以来,就始终深耕于城市燃气业务,并且其经营区域正逐步向全国范围扩张。截至2018年6月底,公司在全国共拥有38个城市的管道燃气特许经营权,覆盖管道燃气用户304.66万户,其中深圳地区194.99万户,深圳以外地区109.67万户。在全国能源消费结构转型升级的影响下,2018年上半年公司实现燃气销量13.76亿方,同比增长29.52%。 盈利能力突出,深圳本地燃气销量有望稳步增长 在多重因素的叠加影响下,公司在深圳地区的燃气销售盈利能力明显优于其他城燃公司。在燃气销量上,深圳地区“城中村”改造未来三年每年将为公司贡献30万户左右的用户增量,对应年用气量6000万方。另外,今年公司新增华电、南山两家电厂客户,两者年用气量合计大约为5-6亿方,且深圳市未来还将有大量的燃气电厂投产,因此电厂用气规模未来有望迅速增加。 乘风全国“煤改气”,异地扩张步伐加快 从全国范围来看,自2017年大力实施“煤改气”以来,我国的天然气消费量始终维持较高增速。在这一背景下,公司开始加快其异地扩张的步伐,2018年上半年公司实现异地燃气销量4.51亿方,同比增长64.47%。我们认为,“十三五”末公司异地燃气业务将大概率实现“再造深燃”的目标,随着全国天然气消费的高速增长,外延扩张也将成为公司的一大利润增长点。 LNG接收站投产在即,业绩弹性值得期待 公司拥有的深圳市天然气储备与调峰库工程年周转量80万吨,目前工程进度已经达到99%,预计今年年底开始投入运营。11月进入采暖季后,我国天然气采暖需求将爆发,全年天然气供给缺口将达到80亿方以上,LNG市场价将随之大幅上涨。另外,由于其他供给端近三年的增量都比较有限,因此未来天然气的供给缺口将主要由进口LNG来补足,对比我国LNG接收站建设情况后,我们认为公司的LNG接收站未来周转率将保持在较高水平,预计每年将为公司贡献2亿元左右的利润。 上调深圳燃气评级至“买入” 我们认为,随着深圳市“城中村”改造及异地扩张的推进,公司的传统城燃业务未来售气量将稳步增长。同时,LNG接收站的投产也将为公司贡献较大业绩弹性。我们预计,2018-2020年公司将分别实现收入130.40亿元、160.96亿元、183.77亿元,归母净利润9.84亿元、12.33亿元、13.76亿元,上调公司评级至“买入”。 风险提示:“城中村”改造进度放缓;LNG接收站投产进度不及预期;电厂用气价格下调等。

事件 公司发布2018年三季度报告 公司发布2018年三季度报告,实现营收22.35亿元,同比增长47.10%;归母净利润2.41亿元,同比增长86.49%;ROE10.457%,增加4.1个百分点;EPS0.365元。 简评 三季度业绩增速略放缓,整体增长符合预期 基于公司开工及实施项目增加以及投资收益和合并报表范围的增加,公司2018年前三季度实现营收同比增长47.10%、归母净利润同比增长86.49%,整体增长符合预期。单三季度来看,公司实现营收8.58亿元,同比增加30.61%,增速略放缓;而由于人工成本、研发费用等费用的增加,归母净利润0.90亿元,同比增加41.17%。公司今年以来持续严选项目、严格控制项目成本,提高经营效率,公司前三季度整体毛利率30.31%,相比2017年前三季度提高了2.47个百分点,也基本保持了与半年报30.93%一样的高毛利水平。 订单稳定增长,在手项目饱满助力公司持续向好 报告期内,公司新增订单27.18亿元,其中环境修复项目新增10.06亿元(2018H1为7.92亿元)、城市环境新增3.69亿元(2018H1基础上增加133%)、工业环境新增13.43亿元(基本与2018H1持平)。同时公司聚焦长期优势项目,重点发展修复和固废项目,优先考虑长三角珠三角经济相对优势地区,不断积极调整订单结构,报告期内公司累计在手订单107.23亿元,尚未履行订单85.64亿元。此外,公司10.10-10.17一周内接连斩获内江城乡生活垃圾处理PPP项目(22.56亿元)、西藏玉龙铜矿改扩建工程诺玛弄沟尾矿库工程(10.53亿元)以及苏州溶剂厂原址南区地块污染土壤及地下水治理修复项目(3.97亿元)三大项目,各个板块接连开花,充裕的在手订单以及修复行业政策利好的形势下,公司技术优势明显,定会优先享受政策红利,业绩持续向好。 经营性现金流大幅改善,可转债+绿色债共同保驾护航 报告期内,公司实现经营性现金流净额1.46亿元,同比增加超300%,公司加大应收款催收力度,同时收回前期BT项目部分长期应收款,而且公司贺州等特许经营项目获得银行贷款,可获得稳定现金流;同时,公司已成功发行8.4亿可转债,还有12亿绿色债有待发行,稳定的现金流以及多种有效融资为企业的快速发 展保驾护航,强效助力公司快速前行。 修复龙头继续领跑行业,维持“买入”评级 公司近期推出《高能环境约法》,是环保企业首次发布企业约法,《约法》明确了环保企业健康发展的方向和底线,确立高能价值体系、文化体系和规范体系,是企业发展的灵魂,利于公司坚守环保行业,实现长期发展。同时,公司7月底发布股票期权激励计划,向公司核心中高层和骨干人员共219人授予2807.50万份股票期权,进一步建立健全了公司的长效激励机制,彰显了公司长期发展的信心。我们预计公司2018至2020年实现营业收入34.73、45.98、59.78亿元;归母净利润分别为3.14、3.94、4.97亿元,对应EPS分别为0.47、0.59、0.75元,维持买入评级。

事件 福能股份发布2018年三季度业绩快报及经营性数据,归母净利润同比上升48.86%福能股份发布2018年三季度业绩快报及经营性数据,公司2018年前三季度实现营业收入65.17亿元,同比增长40.48%;实现归属于上市公司股东的净利润7.37亿元,同比上升48.86%;加权平均ROE为6.84%,同比增加1.97个百分点。 简评 火电量价齐升叠加新机组并表推动营收增长 今年福建省经济稳中向好,1-8月份用电量增速达12.18%,高出全国平均水平3.18个百分点。受益于省内电力需求提升及华润六枝电厂并表,公司三季度火电板块上网电量大幅增长至109亿千瓦时,同比提高82.5%(扣除六枝电厂并表因素,公司福建省火电上网电量同口径增长15.6%)。此外去年7月份福建省提高煤电标杆上网电价,加之晋江气电临时上网电价18年上调5.27分,火电板块量价齐升叠加新机组并表推动公司营收大幅增长。 气电政策落地,电量替代收益增厚三季度业绩 2018年7月,福建省经信委及物价局下发相关通知,明确公司子公司晋江气电的气价、电价及电量替代指标情况,公司气电业务不确定性消除。公司三季度单季确认完成替代电量15.58亿千瓦时,同比增长41.5%(2017年二季度确认3.09亿千瓦时,三季度确认11.01亿千瓦时)。三季度气电板块电量替代收益实现毛利约为3.57亿元,叠加上半年确认华润温州投资收益1.18亿及火电量价齐升,共同助力公司前三季度业绩持续稳健增长。 风电装机稳步增长,提升未来发展空间 根据国家能源局《风电发展“十三五”规划》,2020年福建省风电装机将达到500万千瓦,其中:陆上装机300万千瓦,海上装机200万千瓦。截至2018年6月,福建省6MW及以上机组装机容量为278万千瓦,复合增长率预计将达到26.5%左右。作为福建省风电龙头企业,福能股份将充分受益省内风电装机需求增长,风电装机增长有较大提升空间。由于福能股份风电机组集中在莆田、泉州、漳州的沿海一带,狭管效应明显,风电机组利用小时数近三年保持在2600小时以上,高出全国平均水平40%以上,风力资源优势十分明显。公司远期规划海上风电200万千瓦装机,伴随公司在建及规划风电机组陆续建设及投产,预计公司风电业务将迎来较大增长。 2018年8月21日,公司莆田平海湾海上风电场F区项目主体工程正式开工建设,标志着公司海上风电战略迈出坚实一步。与此同时,公司拟通过公开发行可转换债券募集资金不超过28.3亿元,用于包括平海湾海上风电场F区在内的四个风电项目的建设。目前此申请已获得证监会审核通过,有望为公司风电项目的进一步发展提供资金上的保障。2018年9月,公司与海峡发电签订协议,共同投资设立福能海峡发电公司,开发建设福州市长乐外海海上风电场区B、C区(800MW)项目。伴随公司海上风电建设工作的逐步开展,公司风电成长潜力将逐步释放。根据我们测算显示,在合理假设下公司陆上风电及海上风电的税后全投资收益率分别为10.1%和9.8%,高于行业内8%的平均收益率水平。未来优质风电装机的不断投产将成为公司业绩增长的主要推动力。 假设公司未来在建工程按计划投产,在不考虑资产注入影响的情况下,我们预计,2018-2020年公司归母净利润分别为11.59亿元、14.33亿元、16.52亿元,分别对应EPS为0.75元、0.92元、1.06元,维持“买入”评级。

事件 马必区块一期项目批复落地 近日,发改委发布《关于山西沁水盆地马必区块南区煤层气对外合作项目总体开发方案的批复》,文件表示同意马必区块一期项目开发方案,由中石油和亚美大陆煤层气共同建设。项目建设规模10亿方/年,建设期为4年。 简评 亚美能源收购工作已经完成,马必区块开发进程有望加快 此前,公司以现金方式收购亚美能源50.5%的股权,交易对价24.8亿元,并且对应股权已于8月30日完成过户,亚美能源正式成为公司的控股子公司。亚美能源作为山西省境内主营煤层气勘探开发的公司,其在沁水盆地拥有潘庄、马必两大优质煤层气区块,其中潘庄区块设计年产能为5亿立方米,2017年实现总产量5.7亿方,净销量3.9亿方。马必区块一期项目设计总产能10亿立方米,亚美能源全资子公司亚美大陆煤层气权益占比为70%,预计4年之后可以达产。2017年,马必区块仅实现产量5830万方,我们预计随着项目开发进程的加快,公司的煤层气销量也将迎来快速增长。 借鉴潘庄成功经验,马必单位成本将大幅下降 马必区块由于目前仍处于先导性生产的阶段,因此其目前还未实现盈利,2017年收入为2871万元,经营开支8476万元。我们认为,马必区块未来将借鉴潘庄区块的成功经验,盈利能力将随着规模化生产的实现而大幅改善。如果假设马必区块2019年初开始进入规模化生产,那么我们预计2020年马必区块将开始盈利,2021年其平均成本有望降至0.5-0.6元/方,与潘庄区块基本持平。 天然气消费大幅提升,煤层气行业迎来快速发展 在当前我国能源结构转型升级的背景下,天然气占一次能源的比重不断提高,消费量增速自17年开始也始终维持在较高水平。而国产常规气由于发展较为缓慢,因此煤层气等非常规气将成为我国天然气的保供主力。根据《煤层气开发利用“十三五”规划》,2020年我国煤层气产量有望达到100亿方,18-20年年均复合增速为12.6%。另外,根据发改委9月出台的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》,我国中央政府对煤层气的补贴将持续至“十四五”末,可以看出煤层气目前是我国大力发展的能源之一,同时行业盈利持续性也得到一定保证。 维持新天然气“增持”评级 新天然气是新疆地区的城市燃气行业龙头,主营天然气的输配与销售、入户安装业务,此前成功收购亚美能源50.5%的股权后又成功进军煤层气勘探开发领域。我们认为本次发改委下发马必区块开发方案批复后,其开发进度将明显加快,亚美能源煤层气销量有望迎来爆发式增长。同时,由于潘庄区块目前已经比较成熟,且盈利能力较好,因此马必区块在借鉴潘庄区块成功经验的情况下,其单位成本未来也将大幅下降。 我们预计,2018-2020年公司将分别实现营业收入13.44亿元、19.81亿元、23.11亿元,归母净利润分别为2.74亿元、4.38亿元、4.96亿元,对应EPS分别为1.71元、2.74元、3.10元,维持公司“增持”评级。

雅砻江2013年大规模投产,成为四川省内最大的水电公司:公司权益装机容量从2012年的405万千瓦增长到2016年的890万千瓦,总装机从1256万千瓦增长到2016年的2684万千瓦。2017年上半年参控股总装机容量进一步增加至2758.7万千瓦,权益装机增加至887.37万千瓦,已经成为四川省内最大的清洁能源水电上市公司。 以水电为主业,雅砻江水电投资收益贡献98%业绩:公司以水电为主业,参、控股4家水电公司,其中雅砻江水电48%的股权是公司最核心的资产,2016年公司利润总额35.83亿元(雅砻江水电投资收益35.18亿元),雅砻江水电贡献占比超过98%,公司业绩几乎依赖于雅砻江水电的表现。 股息率高,分红丰厚:受益于参股雅砻江带来的丰厚受益,自雅砻江2013年开始投产后,公司的分红持续增加,2016年每10股派发红利3元(含税),对应16年底股价的股息率达3.1%,位居可比公司第二位,仅次于成熟水电企业长江电力(4.51%)。 雅砻江水电开发进行时,2021年前后有望迎来投产小高峰:公司的核心资产雅砻江水电正处于黄金开发阶段,目前中游电站(1184.5万千瓦)在建中,有望于2020-2025年集中投产,投产后将显著增厚公司业绩,公司中长期的成长性较为突出。资源稀缺有望提升公司估值。 估值处历史低位的纯水电投资标的:我们选取长江电力、国投电力、桂冠电力、等水电公司作为参考公司,行业2017年平均PE为14倍,而公司仅为12倍,行业PB2.17,而公司仅为1.95倍,远低于行业平均水平。考虑到雅砻江中游电站正在开发,公司中长期具有成长性,业绩有保障,公司估值中枢将有望提升。预计2017-2019年EPS分别为0.78,0.86,0.95元,对应PE分别为13,12,10倍,结合同行可比公司平均PE水平,我们给予公司2018年15倍PE,对应股价为12.9元,首次覆盖,给予强烈推荐。 风险提示:雅砻江流域来水不及往年

水火齐头并进:公司已投产控股装机容量3133.25万千瓦,其中水电装机1672万千瓦、占比53.360%,火电装机1375.6万千瓦、占比43.9%,风电装机72.85万千瓦、占比2.32%,光伏装机12.8万千瓦、占比0.4%。截至2017年9月公司在建控股装机880.55万千瓦,占已投产控股装机的30.07%。从装机结构来看,公司是一家以水电为主、水火并济、风光互补的综合电力上市公司,水电控股装机为1672万千瓦,为国内第二大水电装机规模的上市公司,处于行业领先地位。 水电板块------手握雅砻江黄金水段全流域开发权:随着雅砻江下游开发的完成,公司水电装机容量快速增长。在2013年度,水电装机首次超过火电,而且公司近几年水电发电量也快速上升,2016年度水电发电量达到805亿千瓦时,已经超过火电发电量389亿千瓦时的2倍以上。公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体,具有合理开发及统一调度等突出优势。雅砻江流域在我国13大水电基地排名第3。该流域可开发装机容量约3000万千瓦,截止2017年9月已投产装机1470万千瓦。目前已经进入开发的第三四阶段,未来还将有1530万千瓦装机投产。未来几年预计水电板块流域来水基本稳定,水电增值税退税政策延长,保障长期业绩稳定。 火电板块--有望盈利能力触底回升:截止到2017年9月底,公司控股火电总装机1375.6万千瓦,权益装机777.4万千瓦。今年7月、9月,公司控股的湄洲湾二期两台百万千瓦装机的火电机组先后投产。同时受南方地区上半年降雨量较去年同比较少的影响,公司在福建、广西、贵州、新疆的火电机组利用小时同比增加较多。前三季度公司火电发电量同比增长10.55%。预计2017年全年发电量为421亿千瓦时,同比增加8.3%。因今年7月1日起煤电上网电价普遍上调,公司火电平均上网电价为0.355元/度,平均增加1.6分/度,同比增长4.66%,目前2018年启动煤电联动的呼声较高,公司火电盈利能力有望触底回升。若2018年初启动煤电联动,我们预计2018年每千瓦时上调的电价在3.0分/千瓦时预计2018年全年EPS为,0.93元,增幅为60.99%,将极大改善火电板块的盈利状况。 新能源板块--公司未来的盈利增长点:一直以来,国投电力按照“水火并济、风光互补”的发展战略,秉承为社会提供高效清洁能源的宗旨,优化发电业务结构。除了水电,公司近几年在新能源领域也快速发展。截止到2017年9月底,公司风电控股装机已有122.85万千瓦,权益装机达65.02万千瓦。公司光伏控股装机共有12.8万千瓦,权益装机达到8.31万千瓦。 投资建议:基于公司水电板块稳定的持续盈利能力,2020年左右将迎来雅砻江中游的高峰期,公司水电大平台优势将得到凸显,当前时点火电板块煤电联动预期强烈,电价有望上调3分/千瓦时,火电板块有望触底反弹大幅改善预期,不考虑煤电联动带来的电价上调,我们预计公司17/18/19年EPS分别为0.58/0.64/0.74元/股,对应12月7日收盘价(7.29元)PE分别12.57/11.4/9.9倍。对比主要水电上市公司,国投电力的估值水平均低于其他可比公司,首次覆盖给予“强烈推荐”评级。