事件: 公司发布2019年三季报。前三季度公司实现营业收入163.15亿元,同比增长44.21%,归母净利润48.65亿元,同比增长116.71%,超过申万宏源预期的43亿元。 投资要点: 澜沧江上游电站机组投产扩大发电规模,上网电价较高提升盈利中枢。公司澜沧江上游5座电站最后一台机组于2019年7月投产,今年新增装机容量近200万千瓦。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,显著提升盈利中枢。 三季度来水略有回落,但上游来水相对较好,助力业绩快速释放。今年上半年澜沧江流域来水偏丰,叠加新机组投产,公司上半年实现发电量同比增长57.13%。澜沧江流域三季度汛期来水转差,公司前三季度累计发电量同比增长35.5%,增速较上半年大幅回落。但是相比下游,澜沧江上游来水相对较好,电价较高的上游5座电站三季度发电量整体实现正增长,带动公司业绩超预期。 参股国投大朝山电站三季度业绩大幅下滑,投资收益确认有一定滞后。大朝山电站上半年受来水充足及上游电站去库容影响,1-6月发电量同比增加40.15%。由于汛期来水大幅回落,大朝山电站三季度发电量同比减少38.98%,前三季度累计发电量增速降至6.02%。同时由于汛期市场化交易电价显著下滑,大朝山电站前三季度平均上网电价同比下滑0.13%,三季度基本吞噬上半年业绩增量。但是公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,业绩确认有一定滞后,预计大朝山全年业绩基本持平。此外,公司公告拟以19.98亿元收购紫石资本持有的金沙江中游公司11%股权,收购价格合理,公司看好标的资产长期价值,未来有望增厚投资收益。 资本开支高峰结束,资产负债率下行通道,分红比例有望大幅提升。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司三季度末资产负债率降至68.64%,较2018年同期降低6.19个百分点,较2019年6月底降低3.95个百分点。公司目前在建机组仅托巴电站,预计澜沧江上游西藏段电站短期内难以开工建设,我们判断公司迎来资本开支拐点,后续分红比例有望大幅提升,公司配置价值逐渐凸显。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元(调整前分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元),当前股价对应PE分别为15、16和15倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。

雅砻江投资收益同比减少,国电大渡河改权益法核算收窄净利润降幅。前三季度因来水偏枯以及执行生态流量“一站一策”政策,公司控股水电发电量同比减少3.29%。市场化售电收入差异导致控股水电平均上网电价同比减少3.84%,量价齐降导致营业收入同比降低3.77%。公司前三季度归母净利润同比下降5.08%的主要减利原因是,本期来自参股48%的雅砻江公司的投资收益同比减少2.46亿元。雅砻江水电前三季度发电量同比增长2.94%,上网电价同比减少7.53%。经测算,三季度单季雅砻江税后电价同比下降约5%。 电价降低导致雅砻江前三季度实现净利润53.8亿元,同比减少8.7%。主要增利原因是公司参股10%的国电大渡河公司改权益法核算,本期确认投资收益8413.06万元,去年同期无该项投资收益。 公开发行可转债获证监会批复,拟募资40亿元用于雅砻江杨房沟水电站建设。公司拟向社会公开发行面值总额40亿元可转债,期限6年。公司参股的雅砻江中游的杨房沟、两河口水电站(合计450万千瓦)预计2021-2023年投产。雅砻江中游直流特高压送出工程采用±800千伏直流,落地江西,已获国家发改委核准开工建设。江西省发用电缺口持续扩大,有利保障未来雅中机组水电消纳。 与浙能资本签订合作框架协议,合作发展新能源。9月公司与浙能资本签订合作框架协议,公司愿积极参与浙能资本发起的绿色新能源产业、能源科技等其他主题的股权投资基金。 待条件成熟后,双方愿意探讨公司参股浙能资本下属的浙能股权投资基金管理公司事宜。 双方将持续向对方进行项目推介,通过投资等方式,围绕新能源领域开展项目投资合作。 集团水电资产注入在即。川投集团明确公司作为川投集团下属清洁能源平台,为解决同业竞争问题,已将8家同业竞争企业股权以托管的方式交由公司经营管理。集团目前已经启动其中两家盈利公司(四川省紫坪铺开发、嘉陵江亭子口水利水电)的注入程序,紫坪铺开发和亭子口水电2018年分别实现净利润0.44亿元、2.74亿元。 盈利预测与评级:考虑雅砻江电价下降,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为32.86、33.74和34.14亿元(调整前分别为36.88、37.25、37.61亿元),当前股价对应PE13、13和12倍。雅砻江业绩稳定且中长期具备成长潜力,中游电站首台机组投产时间临近,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入104.72亿元,同比增长5.67%;实现归母净利润10.11亿元,同比增长87.89%,略低于申万宏源预期的10.4亿元。 投资要点: 蒙西机组发电量继续高增长,直送华北机组发电量受检修拖累,导致公司三季度业绩略低于预期。公司前三季度合计发电量达408.09亿千瓦时,同比增长3.88%,其中,蒙西地区机组发电量同比增长20.15%,与上半年的20.59%基本持平,主要受益于蒙西地区为钢铁、有色等高耗能产业转移主要基地,用电需求持续保持高增速,内蒙古前三季度累计用电增速达10.57%,增速位居全国前三。前三季度直送华北机组受机组、线路检修以及区域外机组及集中投产影响,利用小时数有所下滑,公司前三季度外送华北电量同比减少10.68%,较上半年的-12.1%略有收窄,主要系上都电厂检修接近尾声,而魏家峁电站三季度检修时间延长,发电量降幅扩大,对业绩有所拖累。此外,公司三季度计提3711万资产减值损失,主要系子公司海勃湾电力股份减值,进一步拖累整体业绩表现。 投资收益同比大幅增长,参股机组受益大幅改善。公司前三季度投资收益同比增加3.47亿元,其中公司大唐托克托电站(持股15%,仅分红时计投资收益)今年提前分红2.34亿元,剔除该影响后公司前三季度投资收益仍同比增加1.03亿元,其中三季度单季同比增加0.48亿元。公司参股机组主要位于蒙西地区,结合内蒙古电力供需格局以及公司蒙西机组电量、电价情况,我们判断公司参股机组有望实现量价齐升,盈利能力显著回升。 和林电厂投产发电,乌达莱风电项目全面开建。公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂三季度实现发电量7.54亿千瓦时,折合利用小时数571小时,产能利用率爬坡迅速,后续有望持续贡献业绩增量。公司8月底披露向乌达莱风电项目公司增资5.74亿元.,目前乌达莱475兆瓦风电项目已全面进入安装阶段。项目通过锡盟-山东特高压线路外送,盈利能力可观,预计投产后显著提升公司风电板块装机规模。 供需分化背景下继续看好公司业绩释放,高分红率承诺彰显配置价值。当前我国电力基本格局为供需区域分化,我们判断在2020年新电价机制下,供需向好的地区电价下调风险极低,期待公司蒙西机组业绩持续改善、外送华北机组线路检修结束后盈利修复。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.7%。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为14.09、17.80和20.25亿元(调整前分别为15.37、18.64亿元和20.33亿元),当前股价对应PE分别为12、10和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,我们预计2019年股息率有望高达5.7%,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入338.9亿元,同比增长20.4%;实现归母净利润36.8亿元,同比下降3.1%,略低于申万宏源预期(38.8亿元)。 投资要点: 装机增长驱动收入增加,三门2号机组小修拖累业绩表现。截至2019年三季度末,公司前三季度累计实现发电量1012.06亿kwh,同比增长19.14%。公司不同区域机组利用小时涨跌互现,总体平稳。发电量增加主要受益于装机投产,目前公司累计投产21台核电机组,总装机1909.2万kw,比上年同期提升14.24%。公司前三季度毛利率、净利润率、ROE较上年同期均有所下降,主要原因是被三门核电2号机组小修工程拖累。根据公司披露,2019年前三季度按1号机组同比计算2号机组小修共损失发电量约79.21亿千瓦时。此次小修是在发现设备缺陷后,公司秉承核电行业“保守决策”的原则而采取的安全合理的停机检修工作。目前已按照既定程序开展新设备回装工作,并严格按照国家监管安全要求开展后续复运工作。前三季度2号机组停机小修,损失发电收入的同时其余折旧成本等正常计提,对公司是整体盈利造成了较为严重的拖累。我们预计2号机组有望年内恢复运行,预计将推动公司盈利能力大幅改善。 调整会计政策估计,更真实反映三代核电经营情况。公司公告称,自2019年7月1日开始对下属不同类型的核电机组折旧年限等会计估计进行优化变更,以使会计估计能更好的反映三代核电的实际运营情况。根据公司披露,公司目前在运的二代核电机组设计使用寿命为40年,而三代核电机组设计使用寿命为60年,我们认为对三代核电机组采取更长的折旧年限可以更加真实的反映三代核电机组的运营情况。公司披露上述会计政策变更给公司前三季度净利润带来3.6亿元增量。由于上述会计估计变更发生在7月1日,且会计估计变更不采取追溯调整,我们预期上述会计估计变更将会推动公司下半年以及明年盈利能力提升。 核电重启逐步兑现,公司未来有望持续保持装机增长。截至目前,全国已经新增核准6台核电机组。其中公司旗下漳州1、2号机组属于被核准之列。当前公司漳州1号机组已开工,田湾7、8号机组总承包合同已经签署,徐大堡3、4号机组设计合同正式签署。在建的福清5、6号以及田湾5、6号机组进展均好于原计划进度节点。我们认为随着核电重启逐步兑现,公司有望开启新一轮装机增长。后续三代核电项目工程造价有望被控制在合理水平之类,给公司提供较好的业绩回报。 盈利预测与估值:主要是考虑到本次会计估计变更,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测,预计2019-2021年公司归母净利润分别为49.9、61.3和67.7亿元(上调前分别为49.7、57.8、64.7亿元),对应PE分别为16、13和12倍。公司作为核电运营龙头,后续盈利能力有望修复,核电重启打开装机成长性,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年三季报。1-9月公司实现营业总收入120.68亿元,同比增长33.21%;实现归母净利润15.14亿元,同比减少12.95%,符合申万宏源预期。 投资要点: 三季度来水同比略有好转,前三季度来水整体偏枯拖累业绩。年初以来我国南方地区来水整体较好但分布极度不均,公司机组所在的清江流域来水严重偏枯,上半年公司水电发电量同比减少33.10%。三季度来水同比略有好转,单季度水电发电量同比增长10.84%,带动前三季度累计发电量降幅收窄至-23.92%。但是清江流域2018年来水即偏枯且呈现“前高后低”态势,今年三季度发电量同比回升主要系去年低基数效应,来水改善幅度有限,三季度发电量在历年同期发电量中亦处于较低水平,拖累公司整体业绩表现。 新机组投产+湖北用电需求高增长+来水偏枯三重因素叠加,公司火电发电量高增长。公司年初鄂州三期两台百万千瓦级机组实现双机投产,公司火电装机容量接近翻倍。需求方面,湖北省受益高端制造业崛起,前三季度用电量累计增速达7.92%,位居全国前列,叠加来水偏枯,省内火电机组平均利用小时数1-9月累计同比增加300小时。多重因素叠加下,公司前三季度火电发电量同比增长77.13%。湖北省今年电煤价格整体呈现逐月下滑趋势,1-9月平均电煤价格指数同比下跌6.9%,公司火电板块业绩有望显著改善。由于公司水电板块清江公司100%控股,天然气、煤炭业务毛利率较低,因此我们判断公司少数股东损益主要由火电业务提供(鄂州公司少数股权占比40%),火电业绩改善幅度可根据少数股东损益同比增幅反推。公司前三季度累计少数股东损益达2.57亿元,较2018年同期增长274.69%,其中三季度单季1.25亿元,同比增长246.5%。 浩吉铁路(原蒙华铁路)10月顺利通车,期待火电板块业绩弹性进一步释放。华中地区为煤炭供给侧改革以来火电公司受损最严重的区域,电煤价格高企主要系运输不畅,国铁运力有限,海进江运输比例逐年上升。浩吉铁路已于今年10月顺利投产,华中地区煤炭供需格局有望彻底重塑。浩吉铁路投产初期运力为6000万吨/年,结合疏运项目建设进度,我们判断或主要投放至湖北省。根据最新运价,我们测算陕蒙煤炭通过浩吉铁路较“海进江”方式可降低运费40-60元/吨,按50%替代率可降低公司煤炭综合入炉成本20-30元/吨。此外,公司与浩吉铁路同步建设荆州煤炭铁水联运储配基地,荆州将建设煤电煤化工产业园,下游需求旺盛,公司预测储配基地达产后年净利润可达2亿元。 盈利预测:综合考虑来水情况及火电业绩,我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为21.11、29.01以及31.32亿元,当前股价对应PE分别为13、9以及8倍。公司水电板块处于盈利低点,火电持续受益浩吉铁路及湖北省电力供需趋紧,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年三季报。公司前三季度实现营业收入71.69亿元,同比增长0.09%,归母净利润19.67亿元,同比减少2.24%,符合申万宏源预期。 投资要点: 汛期来水略有好转,三季度单季水电发电量与上年同期基本持平。上半年我国南方地区整体来水向好但分布不均,红水河流域来水偏枯,公司上半年水电发电量同比减少7.7%。广西省汛期来水有所好转,公司三季度单季实现水电发电量106.4亿千瓦时,与2018年同期基本持平,带动前三季累计水电发电量同比降幅缩减至-5.16%。 电力供需区域分化格局加剧,合山电站利用小时数大幅回升。我国2019年电力供需基本格局为供需区域分化,广西省为我国电解铝产业转移主要目的地,用电增速持续领跑全国,前三季度全区用电量同比增长12.13%,位居全国首位。同时由于来水整体偏枯,广西省火电利用小时数大幅提升,前三季度累计同比增加536小时。公司前三季度合山电站实现发电量24.66亿千瓦时,同比增长70.66%。合山电站上半年净利润同比减亏1.19亿元,广西省三季度电煤价格指数同比下跌4.9%,预计合山电站未来亏损有望继续收窄。 积极优化清洁能源电源结构,业绩稳健有望维持高分红。公司近年来持续发展风电业务,广西宾阳马王一期风电项目于2019年3月底实现首台机组投产发电,马王二期风电项目(100MW)于5月获得核准。但是受风况不佳拖累,公司前三季度实现风电2.51亿千瓦时,同比减少11.31%。随着在建装机逐步投产,未来新能源有望持续贡献业绩增量。公司近年来大幅提高分红比率,2016-2018年分红比例分别为30.38%、79.68%和63.56%。当前公司整体业绩稳健,高分红比例有望维持。 长江电力三季度再度增持公司股份,持股比例位列第四。长江电力近年来持续增持公司股份,2018年年报中首次进入前十大股东,2019年上半年增持公司0.64%股份,持股比例上升至第五位。三季度继续再度增持公司0.67%股份,目前累计持股比例已达3.88%,位列第四大股东。公司价值获得业内产业资本持续认可。 盈利预测与估值:综合考虑来水情况及火电业绩好转,我们维持2019-2021年归母净利润预测分别为24.67、25.91和26.62亿元,当前股价对应PE为14、14和13倍,维持“买入”评级。

公司发布 2019年三季度报告,2019年前三季度实现营业收入 1272.32亿元,同比增长0.99%;实现归母净利润 53.89亿元,同比增长 170.95%,符合申万宏源预期。 投资要点: 用电增速下降叠加水电冲击,三季度发电量跌幅扩大。公司 2019年前三季度完成发电量3021.87亿千瓦时,同比减少 7.52%,其中三季度发电量 1068.12亿千瓦时,同比减少8.31%,跌幅呈扩大趋势。一方面,年初以来我国用电增速逐季放缓,前三季度全国累计用电量同比增长 4.4%,增速较 2018年同期回落 4.5个百分点。另一方面,用电增速区域分化加剧,东部沿海省份用电增速显著低于中西部地区,叠加降雨偏多、跨省跨区送电规模扩大,东部地区本地机组利用小时数进一步受到压缩。公司沿海省份装机容量占比较高,故整体发电效率受影响较大。公司前三季度市场化交易电量比例达到 51.23%,较去年同期增加 10.87个百分点。值得注意的是,在发电量下滑、市场化交易占比提高的背景下,公司前三季度平均上网电价逆势增长 0.14%,反映出电力市场化交易参与者更为理性。 受益煤价下行及投资收益增加,三季度业绩改善显著。公司三季度单季实现归母净利润15.69亿元,而 2018年同期亏损 1.4亿元。盈利改善一方面源于煤价下行,前三季度全国平均电煤价格指数同比下降 6.9%,东部沿海省份受用煤需求下滑及低价进口煤影响跌幅居前,公司受益较为明显。三季度公司主营业务毛利率较 2018年同期提升 3.36个百分点。 盈利改善另一方面源于投资收益,公司今年三季度实现投资收益 4.28亿元,去年同期为亏损 2.29亿元,我们判断今年三季度投资收益增加一方面来自于参股的深圳能源业绩大幅好转,另一方面公司参股火电机组亦受益于煤价下行。 期待煤价逐渐回归合理区间,电价新政长期利好效率高的大机组。国庆前期安全检查趋严导致三季度煤价小幅反弹,但是三季度煤价整体仍然呈现“旺季不旺”态势。当前全国煤价较发改委绿色区间仍有较大距离,我们判断随着“三西”地区大型煤矿逐步投产、火电用煤需求减少,四季度煤炭供需趋于宽松,全国煤价仍处于下行通道,公司煤价业绩弹性有望进一步释放。今年 9月国家提出自明年 1月起取消煤电联动政策,实行基准电价+浮动电价机制,我们判断在电力市场化背景下,效率高、环保性能好的大机组具备明显优势,公司机组质地在全国性发电龙头中位居前列,长期看有望受益。 盈利预测:我们维持公司 2019-2021年归母净利润预测分别为 50.92、69.73、76.90亿元,对应 EPS 分别为 0.32、0.44和 0.49元/股。对应 PE 分别为 18、 13、12倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。

广东、湖南汛期来水继续向好,公司水电业绩持续改善。2019年初以来我国南方地区降水普遍偏丰,公司机组所在地湖南、广东尤为明显,截至8月底,湖南、广东两省水电累计利用小时数分别同比增长983和508小时,接近近十年历史高点(2016年)。公司2019年上半年水电利用小时数已经达2940小时,相当于2018年全年水电利用小时数,预计三季度汛期利用小时数同比继续大幅改善。 生物质发电业务快速发展,有望成为公司业绩中长期增量。公司近年来依托韶关市林木资源,加快生物质发电业务发展。今年5月和6月公司新丰电厂扩建工程1、2号机组(2*3万千瓦)相继投产,公司三季度在运6台生物质机组,合计装机容量18万千瓦。公司对生物质收集采用度电包干政策,根据最终发电量结算生物质价款,有效降低燃料成本及管理费用。根据公司历史数据,公司每台生物质机组每年净利润在2000-2500万元,预计公司新投产电站三季度起开始贡献业绩。韶关市总共规划12台合计36万千瓦生物质项目,目前公司重点推进翁源生物质一期及二期项目建设(2*3万千瓦),争取年底前全部投产。推进翁源三期、四期以及新丰扩建三期、四期前期工作,确保下半年动工建设。公司生物质发电业务未来将成为公司主要盈利增量。 投资氢能源项目,加强与华能集团合作,寻找利润新增长点。公司公告拟设立全资项目公司,从事开发经营氢能、加氢站及储能等业务,注册资金拟为1亿元。公司计划在两个方向发力,其一投资开发加氢站、制氢设备制造及销售、储能等项目,积极利用水电站优势,开展电解水制氢研究和应用。其二结合公司目前精密制造产业基础,规划实施氢燃料电池动力系统(汽车动力总成)及相关零部件制造项目。氢能源开发为当前我国政策鼓励方向,在《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、“中国制造2025”等国家级规划中均明确了氢能与燃料电池产业的战略性地位。氢燃料电池、氢燃料电池动力系统(汽车动力总成)是汽车产业未来发展方向之一,市场前景广阔。此外,2018年9月公司与华能集团旗下清洁能源技术研究院签订战略合作协议,华能清洁能源技术研究院在储能、新能源领域技术实力雄厚,此次投资氢能源将进一步深化与股东华能集团合作,同时进一步拓展公司产业链。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为5.81、6.50、6.98亿元,对应EPS分别为0.54、0.60和0.65元/股,当前股价对应PE分别为12、10、10倍。广东、湖南来水情况向好,公司生物质发电业务投产进度超预期,在建机组年内全部投产,公司业绩有望持续增长。同时受益于公司未来三年60%的分红承诺,当前PE显著低于行业平均,当前股价对应股息率5.2%,位于电力板块前列,估值水平有望进一步提升,维持“买入”评级。

联合能源及长兴电力股权合计对价65.44亿元,对价合理略增厚每股收益。公司此次收购标的为联合能源88.55%股权以及长兴电力100%股权(两江长兴持有联合能源10.95%股权),合计对价为65.44亿元,对应PB约为1.1倍,其中联合能源股权作价55.25亿元,长兴电力股权作价10.19亿元。合计收购对价中3.65亿元通过现金方式支付,61.79亿元通过发行股份方式支付,发行价格在年度权益分配方案实施后调整为7.32元/股。此外,公司拟募集配套资金不超过5亿元,用于支付现金对价及补充流动资金等。此次收购价格合理,公司2018年备考每股收益为0.2202元(实际完成每股收益为0.2151元),对每股收益略有增厚。2019年上半年联合能源和长兴电力分别实现净利润1.04亿元和1316万元,两标的业绩承诺为2019-2021年合计净利润不低于3.32、4.22和4.40亿元。 三峡集团股权占比虽有稀释,但仍为实际控制人。近年来三峡集团通过多次增持公司股份,今年3月与新华水电签订《一致行动协议》,可行使表决权的股份比例(24.48%)超过水利部,正式成为公司实际控制人。此次资产注入完成后(不考虑募集配套资金),三峡集团及其一致行动人持股比例将下降至19.34%,但仍为公司实际控制人。三峡集团在今年3月成为实际控制人时提出将在未来12个月内改组董事会,治理结构有望理顺。 重庆地方电网在股权层面实现整合,未来期待长兴电力业绩释放。重庆供电网络由国家电网和地方电网构成,国家电网公司供电面积占比约为90%,剩余10%由众多地方电网所有。三峡集团近年来有意整合重庆地方电网,于2017年成立联合能源,逐步完成对重庆乌江电力、聚龙电力的股权整合,至此重庆地方电网通过三峡集团建立股权联系。三峡集团2015年8月联合重庆地方政府成立长兴电力,长兴电力拥有两江新区工业开发区增量配电网优先建设权。两江新区为我国继浦东新区、滨海新区后第三个国家级开发区,从国务院为两江新区的定位来看,两江新区将成为重庆及整个长江上游地区的大型工业基地与金融中心,未来用电需求广阔,长兴电力有望成为公司未来主要业绩增量。 盈利预测与估值:此次资产注入尚需国务院国资委及证监会批准,仍存在一定不确定性,我们此次暂不调整盈利预测,维持2019-2021年归母净利润至2.20、2.91、3.13亿元,当前股价对应PE分别为32、25、22倍,考虑到重大重组方案及重庆地方电网整合,维持“增持”评级。

事件: 公司发布关于签订投资意向协议的公告。公司与国网新源签订《合作意向书》,双方就共同合作建设安徽桐城抽水蓄能电站项目达成初步意向。 投资要点: 拟与国网公司、三峡集团合作建设抽水蓄能电站,切入安徽电力调峰市场。此次签订《合作意向书》的国网新源由国家电网公司持股 70%,三峡集团持股 30%。公司拟与国网新源共同合作建设安徽桐城抽水蓄能电站项目。该电站位于安庆桐城市挂车河上游支流南充河上,2010年纳入《安徽省抽水蓄能电站选点规划报告》且获得国家能源局批复同意。电站拟安装 4台 32万 kW 可逆式水泵水轮发电机组,接入安徽电网 50万 kV 电压等级。项目投资约 74.9亿元,计划 2019年底开工建设。建成后承担安徽电力系统调峰填谷、调频及紧急事故备用等任务。 安徽电力市场供需向好,公司乘势发展壮大。安徽地处长三角,因承接江浙沪工业产能转移以及本地经济后发优势,用电需求及电力负荷增长迅速。2019年 1-8月安徽省全社会用电增速 7.62%,高于全国平均 3.17个百分点。安徽火电装机占比近 90%,随着新能源和外来电消纳的增加,安徽电网调峰压力越来越大,抽水蓄能作为调峰资源发展意义重大。 2014年国家发改委发布抽水蓄能电站价格形成机制, 实行容量电价、 电量电价两部制电价。 其中容量电价弥补固定成本及准许收益, 并按无风险收益率(长期国债利率)加 1-3个百分点的风险收益率确定收益;电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。长期看,投资抽水蓄能电站有助于优化公司资产结构,与国网公司合作切入电力调峰市场符合长期发展战略。 完成收购神皖能源 49%股权,6月起贡献投资收益。5月 29日,公司完成神皖能源 49%股权过户。上半年神皖能源实现净利润 2.66亿元,对公司贡献投资收益约 2835万元。神皖能源背靠国家能源投资集团的煤炭资源优势,燃料成本低、盈利能力强。因年初新增投产庐江电厂 2台 66万 kW 机组,上半年净利润同比增长 11%。2018年 10月,公司增资扩股阜阳华润, 持股比例提升至 56.36%。 煤电投资建设预警机制中安徽省始终为绿色区域。 公司把握发展良机,于 2018年 11月启动阜阳华润二期 2*66万 kW 煤电项目建设。未来将进一步提升公司发电资产体量和业绩规模。 盈利预测与估值:抽水蓄能电站今年年底开工建设,暂不考虑该项目对利润的影响,我们维持 2019-2021年归母净利润预测为 8.82、11.66、13.31亿元,EPS 分别为 0.39、0.51和 0.59元/股,对应 19-21年 PE 分别为 12、9、8倍。公司 PB 为 0.83倍低于行业平均水平,神皖资产注入显著提升整体盈利能力,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报,2019年上半年公司实现营业收入203.63亿元,同比增长6%;实现归母净利润85.72亿元,同比增长0.59%,符合申万宏源预期。 投资要点: 上半年来水趋势向好,发电量增长驱动收入规模增加。受益于厄尔尼诺现象带来的来水增长,公司2019年上半年实现发电量854亿kwh,同比增长5.01%;其中,一季度实现发电量362亿kwh,同比增长4.78%;二季度实现发电量492亿kwh,同比增长5.17%。电量增长电价水平基本保持稳定,驱动公司上半年实现营收203.36亿元,同比增长6%。 收入增长带来毛利增加,增值税退税收入消失及投资收益等科目变动拖累盈利增速。得益于发电量增加,公司今年上半年收入同比增长11.53亿元(6.0%yoy),公司上半年毛利同比增长9.28亿元(6.48%yoy)。公司上半年归母净利润增速仅0.59%,低于收入及毛利增速,主要是受下述因素拖累。1)其他收益科目减少7.17亿:公司2018H1尚有剩余的7.17亿增长税退税收入确认,今年同期则无此项收入;2)营业外支出增加1.51亿:今年上半年营业外支出为1.52亿元(去年同期0.01亿元),主要为库区维护支出以及对外捐赠;3)投资净收益减少3.88亿:去年同期公司出售金融资产获得投资收益7.97亿元,公司今年通过处置其他非流动金融资产部分对冲掉了这一影响,但是投资收益仍然下滑;4)公允价值变动净收益同比增长3.52亿。上述因素综合作用下,公司上半年收入保持稳健增长,归母净利润则与上年同期基本持平。 对外投资持续加码,产业思维精准布局,投资收益日益成为公司盈利的重要来源。截至2019年6月30日,公司共持有参股股权40家,累计原始投资余额310.14亿元。公司报告期内新增对外投资72.09亿元。公司目前参股的主要公司包括国投电力(10.61%)、川投能源(11.12%)、桂冠电力(3.21%)、黔源电力(4.97%)等,并且持股比例在持续增加中。长江电力依托产业资源,精准布局国内的优质电力上市公司,未来一方面可以通过股权联结推进水电联合调度,另外一方面可更有效发挥自身现金流优势,增加投资收益成为新的利润增长点,为股东提供更好的回报。 盈利预测与评级:考虑到发改委最新政策明确水电行业降低增值税3%的收益用于降低下游电价,以及长江流域来水趋势,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测至231.78亿元、236.64亿元以及241.11亿元(调整前分别为240.48、244.09、249.48亿元)。当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司为大水电龙头,高分红政策确定,降息周期里配置价值凸显,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报。上半年实现营业收入约73.83亿元,同比增长25.86%。归母净利润约3.53亿元,同比增长150.67%,符合申万宏源预期。 投资要点: 安徽发用电格局优化提升公司发电效率,煤价下跌推动利润增长。今年上半年公司控股机组发电量174.4亿度,同比增长28.08%。上半年全国全社会用电量同比增长5.0%,安徽省同比增长8.79%。受益于长三角产能迁入以及本地城镇化率提升,安徽省保持高用电增长,增速高于全国平均水平。公司控股装机容量占全省省调火电总装机容量的22.1%,发电机组多数为高参数、大容量、低能耗、高效率、环保指标先进的火电机组。上半年公司积极开拓电力市场,节能降耗、环保减排等方面取得12.7亿度的优先电量,保障营业收入稳定增长。上半年安徽省电煤价格指数同比下降4.8%,公司积极推进经济煤种掺配烧力度,最大限度降低燃料成本,实现标煤单价区域对标领先。上半年公司发电业务毛利率同比提升5个百分点,进而推动归母净利润同比高增长150.67%。 完成收购神皖能源49%股权,6月起贡献投资收益。5月29日,公司完成神皖能源49%股权过户。上半年神皖能源实现净利润2.66亿元,对公司贡献投资收益约2835万元。神皖能源背靠国家能源投资集团的煤炭资源优势,燃料成本低、盈利能力强。因年初新增投产庐江电厂2台66万kW机组,上半年净利润同比增长11%。 把握安徽省用电形势向好良机,启动阜阳华润二期工程建设。2018年10月,公司增资扩股阜阳华润,持股比例提升至56.36%,实现控股。因安徽省用电增速持续高于装机增速,煤电投资建设预警机制中安徽省为绿色区域。公司把握发展良机,于2018年11月启动阜阳华润二期2*66万kW煤电项目建设。未来将进一步提升公司发电资产体量和业绩规模。 盈利预测与估值:因6月起确认神皖能源投资收益,较此前预期的5月起延后一个月,我们下调2019年归母净利润预测为8.82亿元(调整前为9.13亿元),维持预测2020-2021年归母净利润为11.66、13.31亿元,EPS分别为0.39、0.51和0.59元/股,对应19-21年PE分别为12、9、8倍。公司PB为0.81倍低于行业平均水平,神皖资产注入显著提升整体盈利能力,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报。2019年上半年完成营业总收入40.63亿元,同比增长15.2%;实现归母净利润2.1亿元,同比增长36.01%,符合申万宏源预期。 投资要点: 火电规模总体稳定,新能源装机继续高增长。截至2019H1末,公司总装机量达683.47万千瓦,其中火电351.5万千瓦,新能源331.97万千瓦,新能源装机占到总装机量的49%。公司火电规模总体保持稳定,新能源装机持续高速增长,18年下半年及19年上半年新能源装机分别新增51.02和24.78万千瓦。2019H1公司实现火电发电量55.77亿千瓦时,同比增加0.36%;实现供热量1462万吉焦,同比降低7.88%;实现新能源发电量30.91亿千瓦时,同比增加42.97%,主要得益于新能源装机的大幅增长。 分板块来看,煤价上涨致火电亏损扩大,新能源则由于装机高增盈利规模持续增加。2019年上半年公司实现利润总额4.18亿元,同比增利1.86亿元,其中火电板块亏损0.43亿元,同比增亏0.23亿元;新能源板块贡献利润6.74亿元,同比增利2.92亿元。公司火电板块亏损扩大主要由于煤价上升,公司上半年综合标煤单价同比升高35.86元/吨,增幅达5.76%。新能源板块利润增加则是由于公司旗下新能源装机持续增长,且公司新能源装机占比最高的吉林省上半年风况表现较好且弃风率持续下降。 新能源布局从省内走向全国,致力于成为国内一流清洁能源上市公司。截至目前公司新能源总装机330万千瓦左右,其中省内100万千瓦,省外230万千瓦。目前已形成东北、西北、华东、江西四个新能源开发基地,带动周边区域新能源项目的持续发展;长春、合肥、九江三个新能源运维基地,有效促进新能源板块生产运营高效运作。预计后续公司新能源项目开拓力度还会持续加强,公司致力于成为具有可持续发展能力和较强盈利能力的国内一流清洁能源上市公司。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为2.53、3.44及4.10亿元,当前股价对应PE分别为24、18和15倍。公司当前新能源转型持续,火电受煤价拖累盈利承压,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2019年中报。2019年上半年完成营业总收入291.13亿元,同比增长27.39%;实现归母净利润4.26亿元,同比增长27.33%,符合申万宏源预期。 投资要点: 工业与民用工程业务贡献主要营收增量,目前在手订单金额下滑预示未来增速放缓。因过去几年我国核电审批停滞,公司积极开拓工业和民用工程建设。2019年上半年公司合计实现营业总收入291.13亿元,其中工业与民用工程实现营业收入为208.35亿元,同比增长41.41%,占上半年营业收入的72%,营收占比较2018年同期提升约7个百分点,贡献主要营收增量。公司截至2019年7月底新签订工业与民用工程订单437亿元,同比减少16.6%,而截至6月底订单仅同比减少7.4%,7月单月降幅较大,公司未来工业与民用工程业务营收增速或大幅放缓。 核电工程收入同比减少,三代工程进展顺利预计未来业绩回暖。2019上半年公司在建核电机组共计15台(国内13台,国外2台),较2018年同期的18台有所减少。上半年核电工程板块实现营业收入37.73亿元,同比减少10.34%,营收占上半年总收入的13%。公司承建的三代核电机组上半年进展顺利,EPR技术路线的第二台机组台山二号实现并网发电,CAP1400首堆国核示范1号机组实现首次混凝土浇筑,“华龙一号”全球首堆福清核电5号机组启动冷态功能试验,由安装阶段全面转入调试阶段。海外首堆巴基斯坦卡拉奇K2K3项目外层安全壳穹顶成功完成吊装,后续有望持续释放业绩。 核电重启逐步兑现,公司核电工程业务有望迎来新一轮增长。截至6月底,全国已经新增核准国电投石岛湾、漳州、惠州太平岭合计6台核电机组,标志着核电正式重启。根据当前核电在运、在建规模,我国已无法完成十三五规划的2020年底在运5800万千瓦、十三五期间开工3000万千瓦的目标。结合三代核电技术进展及我国电力供需格局,我们判断未来几年我国有望每年核准6~8台机组。目前中广核电力、中国核电和国电投待核准项目接近2400万千瓦,估算核岛土建安装市场空间接近400亿。同时,公司拥有海外核电项目建设经验,未来有望加速海外扩张。核电重启有望开启公司核电工程业务新一轮成长。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为11.54、13.86和16.9亿元,当前股价对应PE分别16、 13、11倍,当前国内三代核电项目进展顺利,核电重启利好公司核电工程业务开启新一轮成长,维持“增持”评级。

煤电发电量下滑,清洁能源发电量大增。受经济下行压力及气温偏低影响,上半年上海用电量同比减少0.1%,江苏省用电量仅增长2.21%,同时由于西南水电出力大增,外购电规模扩大冲击华东地区本地机组利用小时数。公司上半年实现发电量236.22亿千瓦时,同比下降1.48%,其中煤电171.17亿千瓦时,同比下降10.55%。但是清洁能源发电量同比大增,其中上半年气电完成发电量28.01亿千瓦时,同比上升17.63%,风电完成23.26亿千瓦时,同比上升61.10%,光伏发电完成13.77亿千瓦时,同比上升35.70%。 煤价下跌助力业绩大幅修复,非经常损益进一步增厚利润。受益全国煤炭供需趋于宽松及进口煤价格下滑,上海上半年电煤价格指数同比下降13.68%。公司实现到厂标煤价同比降低10.4%,外高桥、漕泾等电站盈利能力修复显著。公司上半年出售海通证券获得投资收益1.71亿元,扣除非经常性损益后公司归母净利润仍大4.09亿元,同比增长38.59%。 新能源开发加速,海上风电成为亮点。公司近年来加快清洁能源开发,截至2019年6月底,公司拥有新能源装机容量441.48万千瓦,同比增长58.1%;其中风电202.07万千瓦,光伏239.41万千瓦。目前公司将海上风电作为重点发展方向,江苏蒋家沙海上风电项目已经开工,目前已完成4台风机吊装。山东渤中海上风电项目已获得山东省能源局同意开展前期研究论证工作的函,力争年内核准。浙江洞头、江苏启东、上海奉贤等一批海上风电项目有序推进中。 海外扩张加速推进,多项目陆续进入收获期。公司加快海外项目拓展,上半年黑山风电项目、日本茨城筑波续建工程实现全容量并网;土耳其胡努特鲁火电项目取得突破,EPC总承包合同正式生效,土石方平整工作已全部完成;日本那须乌山光伏项目实现开工。此外,公司还与马耳他政府签署关于深化能源与水利领域合作备忘录,海外扩张值得期待。 盈利预测与评级:综合考虑利用小时数及燃料成本,我们维持公司2019-2021年归母净利润分别为13.23、14.91、15.84亿元,当前股价对应PE分别为16、14和13倍,维持“增持”评级。