2018年扣非业绩下滑2%,2019年一季度业绩下滑11% 公司2018年营业收入+8.15%至8.64亿元,归母净利润+9.35%至35.70亿元,归母扣非净利润-1.92%至31.79亿元;拟分红0.3元/股,对应股息率3.3%。2019Q1营收+1.58%至2.21亿元,归母净利润-10.89%至7.40亿元。 2018Y水电量价齐升;2019Q1雅砻江电量上行,但电价大降 2018年雅砻江发电+2.37%至741.13亿千瓦时,电价+5.02%至0.277元/千瓦时;四川控股水电发电+11.48%至32.78亿千瓦时,电价同比持平;国电大渡河发电+11.59%至425.36亿千瓦时,电价+4.88%至0.223元/千瓦时。2019Q1雅砻江发电+7.40%至172.09亿千瓦时,但电价-14.14%至0.258元/千瓦时,主因是市场电占比扩大。预计19Q2起增值税率下调有助于电价提振。 19Q1投资收益整体下行,雅砻江电价下行与退税归零均有影响 2018年,公司投资收益+5.02%至35.52亿元,其中雅砻江48%股权对应投资收益+5.72%至34.93亿元,占利润总额比重同比-3.31pct至95.99%。当年雅砻江确认退税-90.02%至6934.89万元,但发电量价齐升保证业绩增长。2019Q1公司投资收益-13.96%至7.04亿元是业绩下滑主因。其中因电价下滑和退税归零,雅砻江收入-7.18%至38.09亿元;净利润-19.79%至13.66亿元。 期待雅砻江中游建设,驱动业绩长期增长 雅砻江水电当前装机容量1473万千瓦,2018年公司向其增资14.4亿元推进中游杨房沟和两河口共450万千瓦建设,预计2021年均可实现首台机组发电;雅砻江中游合计规划装机容量达1184万千瓦,有望提升公司长期业绩。2018年国家能源局确定雅砻江中游特高压落地点为江西,为电量消纳作出保障。 暂假设19年雅砻江电价整体微降,维持“增持”评级 考虑到19Q2起增值税率下调或提振电价,我们暂假设雅砻江2019全年电价同比微降。预计公司2019-2021年归母净利润32.70/32.59/32.93亿元,对应动态PE12.3/12.3/12.2x。看好雅砻江中游机组建设带动业绩增长,长江电力截至19Q1举牌至10.00%,维持“增持”评级,合理估值10.96-11.14元。 风险提示:来水不达预期,雅砻江电价下滑,雅中建设低于预期。

2018年业绩下滑,符合业绩预全年营收+9.45%至654.90亿元;归母净利润-41.86%至12.00亿元,18Q4亏损13.13亿元;归母扣非净利润-75.85%至3.77亿元,18Q4亏损20.89亿元;公司资产减值损失+21.80亿元至35.14亿元。公司拟每10股派息0.4元。 发电业务量价齐升,水电量价增速均超过火电 公司量价齐升驱动电力收入+6.07%至557.29亿元。发电量+5.50%至2132.21亿千瓦时,其中火电+3.19%,水电+9.62%;上网电量+5.44%至2029.26亿千瓦时;市场化电量占比+5.80pct至43.49%。平均上网电价+2.84%或8元/MWh至289.65元/MWh,其中测算水电电价同比+4.46%,火电电价同比+2.36%。此外公司供热量+15.46%至9225万GJ,供热均价同比+1.93%。 标煤单价提升4.13%,期待2019年煤价下行驱动业绩反转 2018年标煤单价+4.13%至609.53元/吨,供电煤耗-1.84克/千瓦时至297.71克/千瓦时,总燃料成本+8.39%至270.11亿元。2019年前2月全国电煤价格指数同比-10%,我们预计全年煤价中枢也将同比下行,驱动公司业绩反转。 资产负债率与财务费用上行,经营现金流回升 公司资产负债率+0.35pct至73.84%,财务费用+16.24%至76.13亿元,财务费用率+0.67pct至11.62%。经营现金流净额+17.11%至231.62亿元。 重大资产重组完成,控股装机容量大增,期待煤电联营成效 公司今年1月与神华完成组建合资公司,上市公司对其控股57.47%,控股装机容量+55.25%至85859.9MW,煤电联营将有助于公司更好保障燃煤量价。公司2019年计划发电量3,750.86亿千瓦时,计划供热量13,049万GJ。 投资建议:首次覆盖给予“增持”评级 因缺乏合资公司的详细数据,我们暂不考虑其对上市公司归母净利润的边际小幅影响,预测公司2019-2021年归母净利润为35.85/44.52/55.22亿元,对应动态PE为15.3x/12.4x/10.0x,首次给予“增持”评级,合理估值3.40-3.65元。 风险提示 煤价超预期上行,电价、利用小时数超预期下行,重大资产重组进度低于预期。

2018年业绩增长6.30%,2019Q1业绩预增50-80% 公司主营业务是湖南省3座水电站,合计装机容量230MW;此外医院业务控股、参股5所康复医院,床位合计1200余个;养老业务主要开展社区养老与健康产业园项目。2018年,公司营业收入2.67亿元,同比增长9.09%;2019Q1,公司预告利润增长50-80%,达到2911.89-3494.27万元,主因是来水量大增。 水电业务整体稳定,贡献扎实现金流 公司在手控股2座水电站,参股1座水电站,合计装机容量230MW,历年来折价幅度较小,提供扎实稳定的现金流。2018年,公司控股上网电量8.48亿千瓦时,控股平均利用小时数4990小时,远高于湖南省平均的2795小时。公司当年经营现金流净额1.10亿元,达净利润的148%,业绩与现金流主要由水电业务贡献。 医院业务稳步布局,新设医院财务稳步好转 公司医院业务主要控股、参股5家康复医院,为重症患者提供术后康复治疗。并表的4家新医院2018年逐步减亏,合计收入同比增长31.23%;参股49%的湘雅博爱医院近年来净利润稳定在约2000万元,ROE达13%。伴随新医院陆续进入业绩收获期,公司业绩有望呈现额外弹性。 养老业务空间广阔,社区养老快速布点 人口老龄化是我国的长期趋势,养老业务空间广阔,其中受制于大多数人口的支付能力,社区养老是可操作性相对较高的养老形式。公司已经在湖南省签约布局61个社区,开展金科社区嵌入式小微养老机构的建设并正式投入运营,积极承接天心区居家养老服务、望城区养老服务信息平台建设及运营等政府购买服务项目,探索启动健康生活、旅居、食药康养等增值业务。 首次覆盖给予“增持”评级 预计公司2019-2021年收入2.81/2.91/3.02亿元,归母净利润1.11/1.19/1.27亿元,对应动态PE为39x/36x/34x,看好主营水电优质资产以及医院、养老业务投入前景,首次覆盖给予“增持”评级。合理估值10.06-10.28元。 风险提示: 水电来水波动风险,电价下行风险,医院与养老业务布点与盈利低于预期。

2018年营收增长29.61%,归母净利润增长35.02% 公司2018年营业收入同比+29.61%至410.11亿元,归母净利润同比+35.02%至43.64亿元,归母扣非净利润同比+30.26%至41.85亿元。公司拟每股派发股息0.225元,对应分红率35%,对应年报发布前日收盘价股息率2.76%。 水电与火电业绩双双提升,成为业绩主要增长点 电力毛利+28.82%或37.13亿元至165.88亿元,其中水电贡献51%但退税大降,火电贡献41%。控股发电量+17.62%至1516.64亿kWh;平均含税上网电价+8.28%至0.314元/kWh。期末装机容量+7.7%或2435MW至34055MW,主要是年中投产北疆二期2000MW火电。市场电占比+5.68pct至28.77%。 水电政策性让利减少,完全覆盖增值税返还下行,雅中持续投建 雅砻江发电量+2.37%,退税大降90%或6.26亿元,但政策性让利减少使净利润+5.76%至72.85亿元。大朝山发电量-8.97%,退税大降1.72亿元,但同样政策性让利减少使业绩同比+61.41%至9.07亿元。两河口与杨房沟当年资本开支15.6亿元,进度46.16%/30.37%,雅中直流确定落地江西。 火电新机组投运与电价上调,对冲燃煤成本上行 火电发电量+46.57%至647.55亿千瓦时,主要是17H2与18H1各有2000MW机组投产;含税平均上网电价+3.36%至0.369元/千瓦时,主因是17年7月标杆电价提升;故收入+54.14%至195.23亿元。本年煤价提升,但成本同比增速+44.62%低于发电量增速,供电煤耗-1.6%至302.22克/千瓦时起到贡献。 资产负债率下行2.65pct,期间费用率下行3.27 pct 公司资产负债率大降2.65pct至68.20%,为后续再融资投建雅砻江中游机组留出空间。期间费用率大降3.27 pct至15.32%,主要是财务费用率大降3.04 pct至12.37%。我们测算公司平均融资成本同比+0.04pct至3.76%。 投资建议:看好煤价下行与后续雅砻江中游机组投运,维持“增持” 预计公司2019-2021年归母净利润为46.71/49.31/52.57亿元,对应动态PE为11.9x/11.2x/10.5x,看好煤价下行以及后续水电投运,维持“增持”评级。 风险提示:来水下行,电力需求下行,电价下行,煤价上行

2018年营收增长60.58%,归母净利润增长26.88% 公司2018年营收+60.58%至16.32亿元,归母净利润+26.88%至3.35亿元,归母扣非净利润-11.74%至2.10亿元。非经常损益主要是并购亚美能源确认商誉2.10亿元以及收购费用影响8911万元。18Q4亚美能源整季并表,当季公司归母扣非净利润9399万元,超出18Q3的1507万元。公司拟每10股分红10元并转增4股。公司指引2019年收入25亿元,净利润5.2亿元。 并购亚美能源贡献业绩增量 公司2018年8月底完成要约收购港股煤层气龙头亚美能源50.5%股权,并表期内贡献营收4.61亿元,毛利3.31亿元,占公司全年毛利的47.15%。亚美能源全年净利润+125%至4.13亿元。亚美能源在山西在手潘庄(产能5亿方,达产)、马必(产能10亿方,18年10月获发改委开发批复)两个煤层气区块,分别与中联煤与中石油合作分成。2018年,潘庄/马必产量7.05/0.97亿方,增速23%/67%;气价1.67/1.39元/方,气价增长27%/67%;合计产量至8.02亿方,销量7.81亿方。2019年,公司指引煤层气产量+10%至8.81亿方。 新疆城燃稳健成长,毛利率控制得当 2018年全国用气量+18.1%至2803亿方,公司新疆8个城燃项目售气量+17.8%至6.5亿方,售气收入+19.59%至9.63亿元,毛利率-1.41pct至26.54%,体现购销价格双升,毛差略减。接驳户数-26.21%至31085户,但营收-0.50%至2.08亿元,毛利率+5.81pct至55.65%,体现接驳费增长。2019年公司指引售气量+7%至6.98亿元,新发展1.74万户用户。 并购费用偏高,拉低18年并表业绩 公司现金并购亚美能源对价26.52亿元,为此2018负债总额+24亿元至27.59亿元,财务费用+1.09亿元,管理费用+2.21亿元,各项并购费用与亚美能源本期贡献毛利相当,而亚美能源扣除少数股东权益后拉低2018年扣非业绩。 投资建议:看好并购亚美能源成效,首次给予“买入”评级。 预计公司2019-2021年归母净利润4.78/5.99/7.50亿元,对应动态PE为13.6x/10.9x/8.7x,首次覆盖给予“买入”评级。合理估值50.80-52.28元。 风险提示:亚美能源气量不达预期,气价波动,财务费用高企

国投电力、川投能源发布公告,宣布长江电力对两家公司分别增持,对两家公司的最新持股比例均上升到10.00%。 三峡水利发布公告,宣布长江电力全资子公司长电资本与新华水力发电有限公司签署“一致行动协议”,长江电力成为公司控股股东,并计划于未来12个月内进一步改组公司董事会,国务院国资委成为公司实际控制人。三峡水利停牌,拟通过发行股份等方式购买重庆长电联合能源有限责任公司(以下简称“联合能源”)控股权、重庆两江长兴电力有限公司(以下简称“长兴电力”)100%股权,同时拟向不超过十名特定投资者非公开发行股份募集配套资金,本次交易预计构成重大资产重组。 国信公用观点:公司持续增持国投电力与川投能源股权,短期预计暂不影响业绩,远期存在与雅砻江水电开展经营合作的可能性。公司正式成为三峡水利的控股股东,有望将后者打造为发配售电一体化平台,实现产业链由发电上游向配售电下游的延伸。暂不考虑三峡水利重组影响,根据公司业绩快报数据,微调18-20年归母净利润预测为226.82/229.00/232.76亿元(前预测值为223.55/226.16/229.71亿元),对应动态PE为15.8x/15.6x/15.4x,看好公司水电龙头地位以及流域上游、产业链下游资本运作前景,给予合理估值18.74-20.14元,维持“增持”评级。 风险提示:流域上游拓展低于预期,三峡水利资本运作进展低于预期,来水大幅波动,电价下行风险。

2018年营收增长59.90%,归母净利润增长17.29%,符合预期 公司发布2018年报,营收47.53亿元,同比+59.90%;归母净利润10.06亿元,同比+17.29%,符合公司指引。公司宣布拟每10股派发现金红利人民币5元(含税),同时以资本公积转增股本,每10股转增4股。 并购已成业绩最大增长点,区域扩张值得期待 公司在2017年主要增长点为河北农村煤改气接驳,2018年主要增长点转为城燃项目并购。2017年11月并表的荆州燃气净利润9301万元,2018年8月并表的阜阳燃气贡献净利润5524万元。公司并购执行力连年验证,经营区域由单一的京津冀地区扩展到全国多点。在手现金8.91亿元,资产负债率48.25%低于同业,经营现金流+38.77%至+12.19亿元,后续区域扩张仍有充足空间。 售气与接驳毛利率均下滑,主要受气价政策和新项目并购影响 综合毛利率31.55%,同比大降10.60pct,主因是低毛利率的售气运营收入占比提升13.97 pct至50.62%。售气收入+120.87%至24.06亿元,售气量9.7亿方,主要受到并购推动;毛利率-4.74 pct至8.33%,主要是18年居民门站价与冬季门站价均上调,导致收入分母扩大,补贴未结算毛差亦受影响。接驳收入+26.82%至14.39亿元,主要是接驳量+25%至33万户;毛利率-5.51 pct 至72.63%,判断是外地接驳利润率低于河北。河北整体毛利率-11.02 pct 至31.35%,为降幅最大的区域,判断是京津冀冬供期间上游涨价压力大于外地。 拟投建辽宁绥中接收站,打造全产业链型燃气平台公司积极打造全产业链型燃气平台。拟出资35亿元投建辽宁绥中300万吨/年LNG接收站,项目已列入《辽宁省天然气储气建设设施专项规划》(2018-2022年),尚待国家审批。投建5座调峰储气站,已投运2座,强化调峰能力。公司持续拓展分布式能源项目,光环新网项目已具备投产运营条件。 投资建议:新增2021年盈利预测,维持“买入”评级。 我们预计公司2019-2021年归母净利润12.03/13.93/15.52亿元,对应动态PE为11.9x/10.2x/9.2x,合理估值区间16.33-17.49元。看好公司城燃并购执行力以及上游接收站布局,维持“买入”评级。 风险提示:燃气需求不达预期,成本涨价超预期,接驳量低于预期

事项: 公司发布公告,宣布2月19日收到控股股东晋煤集团转发的《山西省人民政府国有资产监督管理委员会关于印发<山西燃气集团有限公司重组整合实施方案>的通知》(晋国资规划〔2019〕15号),该通知同意晋煤集团将所持的公司387,490,182股A股流通股股份增资至山西燃气集团有限公司。山西省燃气板块资产将以山西燃气集团为平台重组整合,并在平台引入战略投资者。上市公司将成为山西燃气集团的子公司。 国信观点:山西燃气集团重组方案终获实质性推动,绝大多数省属燃气上游资产将注入公司控股股东。省政府寄予厚望,要求省内煤层气地面抽采量由2018年的约50亿方提升至2020年的约143亿方。蓝焰控股作为集团旗下唯一具备大规模煤层气开发业绩的子公司,未来有望作为绝对主力承担集团的采气工作。基于省政府规划中性折算,公司新增权益产量潜力或达当前产量的5-7倍。考虑燃气集团后续资产整合的程序尚多,且新区块勘探开采具备不确定性,暂维持此前盈利预测,预计18-20年归母净利润6.43/8.06/10.24亿元,对应动态PE为17.0x/13.6x/10.7x,维持“买入”评级。 评论:山西燃气集团重组时间表梳理:绝大多数省属燃气上游资产将注入公司新控股股东山西燃气集团的具体重组进程将包含省内资产重组、引入省内战略投资者、引入省外战略投资者、股份制改造四大步骤。2019年3月底前,省内资产注入与省属煤企战略投资者的引入均将完成。根据公司公告信息,山西省政府拟通过成立山西燃气集团,推进业务统筹、资源整合、产业创新,逐步构建煤层气(燃气)产业上、中、下游全产业链,形成“煤层气、天然气、焦炉煤气”多气源开发利用格局,2020 年,把燃气集团打造成具有较强国际竞争力的“山西燃气”品牌企业,全力将燃气产业打造成山西省能源体系的支柱产业。 我们认为,待重组完成后,山西燃气集团将实现省内重要燃气上游资产的股权注入,并且与省内重要煤企、煤层气下游重要分销商、国开金融和中国信达等重要利益相关方实现战略持股和利益捆绑,并且获得后续业务拓展所需先期资金。

18年前三季度营收增速12.37%,归母净利润增速14.69% 2018年前三季度,公司营业收入690.99亿元,同比+12.37%;归母净利润17.62亿元,同比+14.69%;归母扣非净利润17.10亿元,同比+3.39%;加权ROE3.42%,同比+0.53pct。单三季度归母净利润-38.56%至3.98亿元。 收购资产带动电量高增,剔除并购影响后增速放缓 前三季度,公司发电量2022.355亿千瓦时,同比+37.41%,主因是今年4月完成并购母公司安徽、黑龙江、河北资产;前三季度经重述后的发电量同比增速6.72%,略低于7.4%的全国增速,增速同比-6.52pct,环比-4.51pct,体现发电量放缓。公司前三季度火电发电量约1812亿千瓦时,同比增速约40.46%,略高于整体发电量增速;火电发电量占比约89.60%,同比+1.96pct。 电价环比下行,单季度毛利率同比下行,新注入资产亏损 前三季度经重述累计营收增速12.37%,高于6.72%的发电量增速,主因是17年7月全国燃煤标杆电价普涨,累计上网电价+2.67%或9.76元/MWh至375.70元/MWh,环比18H1下行3.47元/MWh或0.91%。累计营业成本+10.53%至581.86亿元,略低于营收增速、略高于发电量增速。累计毛利率+1.40pct至15.79%。第三季度单季营收增速6.22%。环比18H1下降9.64pct。;营业成本+8.30%,环比-3.44pct,毛利率-1.64pct至14.76%。煤价小幅上行和三季度电价环比下行,持续对公司盈利能力构成不利影响。新并表的3个资产18H1合计亏损4.84亿元,判断18Q3仍为亏损。 投资收益下行,经营现金流上行,资产负债率上行 报告期内公司财务指标总体稳定。前三季度公司投资收益-20.23%至9.03亿元,主因是去年同期出售大地财险股份确认2.4亿元;期间费用率-0.09pct至10.35%;所得税率-0.80pct至27.13%;经营现金流净额增长5.92%至+170.27亿元,增速低于净利润增速;资产负债率+2.43pct至76.67%。 给予“增持”评级 我们预计公司18-20年归母净利润为23.96/30.01/37.56亿元,对应动态PE为25.7/20.5/16.4倍。关注煤价走势对后续业绩影响,首次给予“增持”评级。 风险提示:煤价高于预期,电价下行,电力需求不达预期。

前三季度营收增速25.13%,归母净利润增速21.76% 前三季度公司营收+25.13%至302.87亿元;归母净利润+21.76%至35.95亿。 火电新机组投运,带动前三季度电量增长17%,电价增长7% 发电量价齐升:公司前三季度火电发电量同比+47.21%或149.10亿kWh至464.94亿kWh,其中湄洲湾二期+73.59亿kWh(2*1000MW机组17Q3投产),北疆二期+31.71亿kWh(2*1000MW机组18年6月投产),钦州+30.57亿kWh(广西用电量增速全国第一)。两个新机组贡献火电发电量增量的70.62%,即47.21%增速中的33.34 pct。火电上网电价+4.55%或1.6分/kWh至0.371元/kWh。此外,雅砻江发电量同比+1.45%至641.85亿kWh,上网电价3.66%或0.009元/kWh至0.268元/kWh。综合来看,公司整体发电量同比+17.01%至1124.81亿kWh,上网电价+7.17%或0.021元/kWh至0.314元/kWh。 三季度盈利能力环比改善,主因或为火电占比环比下行 前三季度毛利率同比-0.68pct至42.76%,单三季度毛利率同比+0.54 pct至49.21%,体现18Q3盈利改善。营业成本前三季度同比+26.61%,高于营收增速;单三季度同比+18.46%,低于22.55%的营收增速。我们认为18Q3盈利能力环比改善的主因或为:由于湄洲湾二期新机组投运翘尾效应的部分消化,利润率偏低的火电单季上网电量占比环比18H1下行8.97 pct至34.75%。 增值税退税减少,财务费用率下行,经营现金流,资产负债率 前三季度公司其他收益同比-75.57%至1.51亿元,其中单三季度同比-91.06%至2014.43万元,主因为雅砻江和大朝山退税政策到期。期间费用率同比-2.28pct至15.16%,其中财务费用率同比-2.03pct至12.60%。资产减值损失+460.87%或8508万元至1.04亿元,主因是国投新能源与国投北疆坏账计提。所得税率同比+0.85 pct至14.05%。经营现金流净额同比+3.33%至+143.75亿元,增速低于净利润增速。资产负债率环比18H1下行2.27 pct至68.77%。 看好水火并济投资价值,维持“增持”评级 考虑水电电价情况略好于我们此前预期,略微上调18-20年盈利预测至38.17/40.35/42.58亿元,对应动态PE为12.3/11.7/11.1倍,维持“增持”评级。 风险提示:煤价超预期上行,电价下行,电量不达预期

前三季度营收+10.71%,归母净利润扭亏至15.26亿元 18年前三季度,公司营业收入643.14亿元,同比+10.71%;归母净利润15.26亿元,较去年同期的亏损-2.37亿元有大幅好转。加权平均ROE3.52%,同比+4.09 pct。 电量电价齐升,营收稳定增长 公司累计营收同比+10.71%,环比18Q2+19.47%,主因是发电量、电价双升。公司前三季度发电量同比+8.79%至1551.91亿kWh,增速环比18H1+0.61pct。发电量结构中,前三季度火电占比93.24%,发电量同比+8.47%至1447.03亿kWh,增速环比18H1+1.01pct;单三季度火电占比93.86%,发电量同比+10.14%至557.32亿kWh,增速环比18Q2+0.23pct。公司是少数18Q3电量增速环比上行的火电公司。前三季度电价同比+2.15%或8.55元/MWh至405.53元/MWh,环比18H1下行0.66%或2.69元/MWh。 成本控制得当,累计毛利率同比上行 公司营业成本同比+8.08%至561.89亿元,增速低于营收增速。前三季度累计毛利率同比+2.1 pct至12.3%,单三季度毛利率同比-0.36 pct至13.07%,环比18Q2提升0.20 pct,体现公司成本控制总体得当。 财务费用率下行,现金流大幅好转,资产负债率降低 前三季度公司期间费用率同比-0.03 pct至8.41%,其中财务费用率同比-0.11 pct至6.25%。投资收益同比+90.41%至7.99亿元,主因是参股煤矿收益增加。所得税率-57.58 pct至24.77%,主因是去年较多资产亏损未计所得税。公司经营现金流净额同比+42.15%至+135.70亿元,主因是收入增加、成本控制得当。资产负债率环比18H1下行2.57 pct至71.22%,体现公司负债结构好转。 看好利用小时数持续提升,关注后续煤价走势,给予“增持”评级 我们预计公司18-20年业绩为20.37/29.35/36.72亿元,对应动态PE19.4/13.4/10.7倍,看好山东地区燃煤自备电厂清理带来公司利用小时数超额提升,关注后续煤价走势,首次给予“增持”评级。 风险提示:煤价超预期上行,电价超预期下行,电量不达预期

前三季度营收+4.92%,归母净利润+0.94%2018年前三季度。公司营业收入390.66亿元,同比+4.92%;归母净利润179.22亿元,同比+0.94%;归母扣非净利润172.39亿元,同比+0.09%。 三季度来水向好,蓄水助力四季度电量第三季度,溪洛渡来水790.69亿方,同比+20.86%;三峡来水2178.40亿方,同比+30.32%;公司总发电量827.88亿千瓦时,同比+9.85%;其中三峡葛洲坝合计455.43亿千瓦时,同比+17.11%;溪洛渡向家坝合计372.45亿千瓦时,同比+2.11%。前三季度,溪洛渡累计来水1029.69亿方,同比+1215.35亿方,同比+13.27%;三峡累计来水3658.89亿方,同比+15.31%;公司累计发电量1641.06亿千瓦时,同比+4.54%;其中三峡葛洲坝累计929.47亿千瓦时,同比+7.86%;溪洛渡向家坝累计711.59亿千瓦时,同比+0.50%。由于三季度来水增速显著超出发电量增速,预计四季度蓄水期公司仍有可观发电潜力。 营收增速与发电量增速匹配,退税到期影响经常性利润前三季度公司营收增速4.92%,超出发电量增速4.54%约0.38pct,判断体现电价整体稳定。前三季度毛利率同比+1.37pct 至62.64%,单三季度同比+0.35pct 至68.35%。由于增值税退税政策到期,前三季度公司其他收益科目同比-63.66%或12.55亿元至7.17亿元,其中单三季度其他收益同比-82.65%或10.06亿元至17.46万元,体现该利空扩大。17Q4公司确认其他收益3.18亿元,预计18Q4该项科目仍将影响公司持续性利润。 投资收益单三季度同比放缓,财务费用率下行,资产负债率降3pct前三季度,投资收益同比+4.12亿元或20.33%至24.31亿元;其中第三季度,投资收益同比-3.01亿元或68.72%至1.37亿元。期间费用率-0.79pct 至12.38%,其中财务费用率-0.73pct 至11.08%。经营现金流净额同比+10.61%至+422.21亿元,超出业绩增速。资产负债率环比18H1-3.01pct 至54.09%。 防御性持续凸显,维持“增持”评级我们维持公司18-20年盈利预测为223.55/226.16/229.71亿元,对应动态PE15.4x/15.2x/15.0x,看好公司良好防御性,维持“增持”评级。 风险提示:来水波动,电价波动,川云公司税率19年提升

18年前三季度营收增速100.25%,归母净利润增速90.4% 2018年前三季度,公司营业收入30.91亿元,同比+100.25%;归母净利润7.20亿元,同比+90.4%;归母扣非净利润6.71亿元,同比+78.91%;加权ROE 17.69%,同比+1.52 pct。 煤改气增速“翘尾”红利期结束,阜阳并表提供新动能 第三季度,公司营收8.09亿元,同比+16.27%,增速环比18H1下滑152.93 pct;归母净利润2.18亿元,同比+11.06%,增速环比18H1下滑164.85 pct。前三季度所得税率11.35%,同比-15.16pct,主因是煤改气部分收入不征税。公司第三季度营收、业绩增速环比大幅下滑,判断主因是17年下半年起农村煤改气业绩方开始大量确认,18H1业绩存在翘尾效应。下半年起,我们预计农村煤改气仍将有持续确认,但由于基数扩大,同比增速显著下行。公司未来业绩增长动能中外延并购的重要性逐步上升:8月并购阜阳燃气完成工商登记,本期并表利好业绩提升。阜阳燃气17年营收84.29亿元,净利润2.27亿元。 固定资产大幅增加,在建工程转固贡献或大于阜阳并表 公司内生业务动力仍充足:第三季度,公司固定资产+9.94亿元至24.27亿元。阜阳项目2018Q1末固定资产为3.52亿元,假设阜阳资产至18Q3不变,则公原资产转固在第三季度贡献6.42亿元,远高于18H1贡献的2.51亿元。我们因此判断,三季度公司城市内生与农村接驳仍有较大规模的确认结算,其对公司固定资产增长的贡献超过阜阳并表的影响。 在手现金如预期下滑,并购资金能力仍可观 公司已完成的荆州、阜阳并购体量与执行力出色,后续并购逻辑能否持续,我们认为关键在于资金能力。18Q3末在手现金4.10亿元,环比18H1下行4.31亿元,主因是现金收购阜阳燃气。经营现金流净额+149%至+3.69亿元,资产负债率48.71%,环比18H1+8.74pct,判断未来资金筹措能力仍可观, 内生外延双动能持续,维持“买入”评级 预计公司2018-2020年归母净利润11.1/12.8/14.3亿元,对应动态PE为12.2/10.6/9.5,公司内生接驳规模整体可持续,外延并购表现亮眼,维持“买入”。 风险提示:售气量不达预期,接驳量不达预期,外延并购不达预期。

18 年前三季度营收+13.08%,归母净利润-29.33%,扣非-4.39%公司2018 年前三季度实现营业收入1259.89 亿元,同比+13.08%;归母净利润19.89 亿元,同比-29.33%;归母扣非净利润17.64 亿元,同比-4.39%。 前三季度电量+11.04%,电价+1.99%,发电主营稳中向好前三季度,公司发电量3267.55 亿kWh,同比+11.04%,高于7.4%的全国增速,增幅环比18H1 下行0.47 pct,福建、广东、华中发电量增长较多。火电发电量3175.96 亿kWh,同比+10.38%。平均上网电价417.12 元/MWh,同比+1.99%或8.16 元/MWh,增幅环比18H1 下行0.73 pct 或2.92 元/MWh。 三季度扣非亏损,营业成本超预期上升为主因单季营收435.84 亿元,同比+9.02%;归母净利润-1.40 亿元,同比-106.79%;归母扣非净利润-1.72 亿元,同比-114.34%或13.72 亿元。公司单季扣非亏损的主因是营业成本单季+12.22%或42.12 亿元至386.71 亿元,单季毛利49.13亿元,同比-2.88 亿元,导致前三季毛利率环比18H1 下行0.65 pct 至12.59%。 财务费用、税金、资产减值、所得税率上行,一次性投资收益下行三季度亏损的其他主要影响因素有:①单季财务费用+15.02%或3.63 亿元至27.75 亿元,导致前三季度财务费用率环比18H1 增长0.06 pct 至6.25%。②单季资产减值损失1.74 亿元,同比+337.54%或1.35 亿元,主因是子公司中新电力确认存货跌价准备;③单季税金及附加5.09 亿元,同比+30.75%或1.20亿元,主因是年初起缴纳环保税及水资源费费改税试点范围扩大。④单季投资收益-2.29 亿元,同比-117%或15.97 亿元,主因是去年同期减持了长江电力股票。⑤单季所得税率+73%至92%,判断主因是有部分资产增亏而没有计税。 经营现金流净额小幅增长,资产负债率小幅下行经营现金流净额223.63 亿元,同比+3.4%;资产负债率74.25%,环比-1.16 pct。 下调盈利预测,维持“增持”评级考虑到成本增长超出预期,下调盈利预测至23.07/43.33/62.09 亿元,对应动态PE 42/22/16。定增完成利好装机,行业修复有望持续,维持“增持”评级。 风险提示:电量增长不达预期,成本提升超出预期。

18 年前三季度营收+8.65%,归母净利润-3.02%。公司2018 前三季度营收6.00 亿元,同比+8.65%;归母净利润27.71 亿元,同比-3.02%。 田湾河量价齐升,并表业务小幅增长。报告期内公司营收小幅增长,主因是控股80%的田湾河公司前三季度发电量23.76 亿千瓦时,同比+12.77%;收入4.88 亿元,同比+14.33%;净利润1.26亿元,同比+37.06%。此外,乐飞光电净利润2139.22 万元,同比+2.51%;交大光芒净利润1306.35 万元,同比-5.04%。 增值税退税到期影响雅砻江利润,分红延期影响大渡河投资收益。报告期内公司业绩小幅下滑,主因是投资收益同比-3.01%或0.88 亿元至28.40亿元,其中雅砻江投资收益-0.41 亿元,国电大渡河投资收益-0.47 亿元。前三季度雅砻江发电量563.18 亿千瓦时,同比+1.72%,其中二滩发电量122.89亿千瓦时,同比+6.94%,锦屏一级139.32 亿千瓦时,同比+0.75%,锦屏二级190.16 亿千瓦时,同比-2.12%。雅砻江上网电价0.275 元/千瓦时,同比+1.54%;营收132.84 亿元,同比+3.84%;净利润58.96 亿元,同比-1.45%。 我们判断雅砻江收入上升而净利润下滑的原因与半年报一致,为增值税退税政策到期的影响。此外,国电大渡河17H1 即分红0.47 亿元,本期尚未分红,导致投资收益下滑。 前三季度雅砻江资本金投入11.52 亿元,期待中游远期装机。前三季度公司对雅砻江资本金投入为11.52 亿元,同比-20%或2.88 亿元;其中第三季度投入5.76 亿元,同比-20%或1.44 亿元。雅砻江下游已建成装机1470 万千瓦,中游规划装机约1184 万千瓦,其中杨房沟300 万千瓦与两河口150 万千瓦已在建,预计2021 年首台机组投产。有望大幅提振公司远期电量。 看好水电业务价值与雅砻江远期装机增长,维持“增持”评级我们维持公司18-20 年业绩预测为31.99/32.00/33.18 亿元,对应动态PE 为11.1/11.1/10.7。长江电力8 月9 日至9 月30 日未增持,持股比例仍为6.92%,后续或推动雅砻江及三峡集团机组联合调度。看好水电价值,维持“增持”评级。 风险提示:雅砻江来水&电价不及预期,新机组投建不及预期