引言:再进一步看国投 2019年初,我们曾撰写了深度报告《火电周期向上,水电把握成长》。时过一年,我们再次审视此前的研究,并进行更深入的分析:面临火电资产处置与浮动电价机制影响,火电业务将有什么新变化?雅中电站投产时间临近,中游电站自身盈利情况如何?能够为下游电站带来多少增益影响?除此以外,公司水电、火电的经营特点差异性较大,应该如何评估公司内在价值?n资产优化叠加成本下行,电价机制调整难阻业绩改善趋势公司拟转让国投宣城等6家参控股公司全部股权,现均已签订了《产权交易合同》。低效火电资产的转让,有利于公司火电结构优化与盈利能力提升。虽然浮动电价机制的变革或将引起公司火电平均电价的下滑,但在煤价同比下降的预期下,有望对冲电价调整对公司业绩表现的影响。 雅中电站投产周期降至,水电内生增长可期 雅砻江中游水电站是公司未来的主要增量电源,其中两河口与杨房沟水电站首台机组预计于2021年开始投产。由于两河口水电站的主要效益体现在对其下水电站的补偿效益中,因此除了未来拟投运的中游水电站自身的增量贡献以外,目前雅砻江已经在运的下游水电站的盈利能力也有望得到增强。此外,外送线路雅中直流已经进入全面建设阶段,计划2020年上半年低端投运、2021年底全线贯通,有望保证雅中电站电量通畅外送。 国投电力价值探讨:SOTP分部估值 考虑到公司水火并重,且水电、火电的经营特点差异性较大,因此我们考虑考虑采用分部估值的方法对公司价值进行探讨。分部估值结果远高于公司当前股价,反映出当前估值也许未能反映未来十年的变化,公司未来股价有望随着公司业绩和分红的释放而持续提升,另一方面对水电未来电价的担忧、中游电站长周期建设的不确定性和时间成本也是影响国投电力估值的因素。 投资建议 根据最新经营与财务数据,预计公司2019-2021年EPS分别为0.75元、0.82元和0.87元,对应PE分别为10.52倍、9.60倍和9.09倍。虽然近年市场电影响下雅砻江电价下滑影响公司业绩表现,但考虑到火电业务盈利的修复以及雅中电站的投产有望从增量贡献和补偿效益两方面提升公司盈利能力,给予公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤炭价格非季节性上涨风险;电力供需恶化风险;2.来水变动风险;市场化影响下电价下滑风险。

事件描述 公司发布2019年电量及上网电价公告:2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,比上年同期重述后数据增长1.84%;平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%。 事件评论 新增机组贡献带动电量同比增长,平均电价提升有望提亮营收表现。2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,同比增长1.84%(经重述,下同)。在全国用电需求增速放缓,火电利用小时下滑的情况下,公司发电量得以实现同比增长的主因系新增机组的增量贡献显著。根据公司半年报、机组投产以及收购湖北华电武昌热电的公告,2019年已披露的新增装机规模达到596.01万千瓦。2019年公司市场化交易电量约为1,081.8亿千瓦时,占比为53.7%,较上年同期的43.6%提升10.10个百分点,市场化比例进一步提升。虽然电价相对偏低的市场电占比提升,但公司全年平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%,主因或系电量的电源与地区结构变化以及市场电折价幅度同比收窄。综合来看,2019年公司发电量在全国利用小时下降的情况下实现逆势增长、平均电价在市场电占比持续扩大的情况下实现同比提升,公司全年电力业务收入增长可期。 煤价中枢持续回落,盈利能力加速修复。从成本端来看,2019年我国市场煤价中枢稳步下移,公司煤电装机较为集中的山东地区全年电煤价格指数平均值为559.98元/吨,相较上年同期降低45.33元/吨,同比降幅达到7.49%,降幅超过全国平均水平。当前时点,我们认为火电业绩改善重点已转移至成本改善,同时公司自身产能扩张将助盈利加速修复。公司业绩预告披露,2019年公司预计实现盈利32.8亿元至36.3亿元,同比增长90%-110%。 投资建议与估值:基于公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测:预计公司2019-2021年EPS分别为0.34元、0.47元和0.55元,对应PE分别为10.56倍、7.80倍和6.61倍。考虑到公司当前盈利能力有望持续回升,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险;2.煤炭价格出现非季节性上涨风险。

事件描述 公司发布 2019年发电量完成情况:2019年全年,公司中国境内各运行电厂 按合并报表口径累计完成发电量 4050.06亿千瓦时,同比下降 5.91%;完成 售电量 3881.82亿千瓦时,同比下降 4.38%。 事件评论 ? 需求放缓叠加多因素挤压火电发电空间,公司全年电量承压。2019年 第四季度,公司境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量 1028.19亿千瓦时,同比下降 0.86%;2019年,公司境内运行电厂按合并报表 口径累计完成发电量 4050.06亿千瓦时,同比下降 5.91%。其中,公 司 2019年实现煤机发电量 3712.83亿千瓦时,同比下降 6.08%,为 2019年公司总发电量同比减少的主要来源。公司 2019年发电量出现 同比下滑主要受制于以下几个因素: (1)2019年 1-11月,全社会用电 量增速较 2018年有所下滑; (2)风电、核电、水电发电量增长较多, 挤压火电发电空间; (3)广东、河南、山东、江苏、浙江等地区受需求 下滑、控煤、外来电大幅增长等因素叠加影响,相关省份火电发电量出 现较大程度负增长。 ? 煤价中枢下移将部分对冲电量下滑不利影响,全年业绩大幅改善有望延 续。2019年公司结算市场化交易电量为 2164.38亿千瓦时,交易电量 占比为 56.4%,较去年同期提升 12.92个百分点。尽管市场化电量比例 扩大幅度较大,但或由于供需改善、市场化交易趋于理性等因素,公司 2019年境内电厂平均上网结算电价为 0.417元/千瓦时,同比微降,电 价因素对公司业绩影响有限。煤价方面,2019年 1-12月,全国综合电 煤价格指数平均值 493.88元/吨,较上年同期(531.04元/吨)下降 37.16元/吨,下降幅度 7.00%。煤价中枢显著下移有利于公司盈利能力提升, 部分对冲电量下滑带来的负面影响,考虑到公司 2019年前三季度业绩 同比大幅增长 170.95%,且 2018年四季度公司业绩亏损,故公司 2019年全年业绩有望延续大幅改善之势。 ? 投资建议及估值:根据公司经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公 司 2019-2021年 EPS 分别为 0.36元、0.53元和 0.64元,对应 PE 分 别为 15.42倍、10.54倍和 8.65倍,维持公司“买入”评级。风险提示: 1. 煤价出现非季节性上涨风险; 2. 电力供需恶化风险。

事件描述 公司发布 2019年发电量及上网电量完成情况公告:2019年,公司下属及控 股公司水电站累计完成发电量 6.4713亿千瓦时,同比下降 5.95%;累计完 成上网电量 6.4353亿千瓦时,同比下降 5.87%。 事件评论 ? 流域水情偏枯,全年自发电量同比减少。2019年全年来看,公司旗下 水电站所处流域水情偏枯、来水量减少,受此影响 2019年公司下属及 控股公司水电站累计完成发电量 6.4713亿千瓦时,同比下降 5.95%; 其中:重庆地区 6.0707亿千瓦时,同比下降 5.74%;芒牙河二级电站 所处云南地区 0.4006亿千瓦时,同比下降 9.00%。分电站来看,除了 镇泉、金盆和新长滩水电站发电量同比显著提升以外,其他电站发电量 均有不同程度的下滑,主因系镇泉引水电站由于引水隧洞检修,2018年 1-4月未运行发电,金盆水电站、新长滩水电站均于 2018年 5月投产 发电,三座电站 2019年出力时间同比提升。 ? 资产重组好事多磨,“四网融合”前景可期。公司拟采用发行股份和可 转换公司债券及支付现金购买资产的方式,收购联合能源 88.55%股权、 长兴电力 100%股权。虽然公司资产重组事宜未获得证监会并购重组委 审核通过,但考虑到本次重组契合国企混改和电力体制改革的大趋势, 也有利于公司业务发展,公司决定继续推进相关事宜,对申请材料补充 完善后再次提交审核。在不考虑配套融资的情况下,本次收购将小幅增 厚公司 EPS。由于联合能源已完成对乌江实业、聚龙电力两个地方电网 的整合,因此本次资产整合完成后,长兴电力所属两江新区增量配网、 重庆市现存万州电网、涪陵聚龙电力、黔江乌江电力将实现“四网融合”。 三峡电入渝将成为本次交易的核心价值,若考虑未来三峡电全额置换公 司和联合能源外购电,则将有望为公司带来 5.67亿元业绩增厚。 ? 投资建议及估值:暂不考虑公司的资产重组,我们预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.21元、0.24元和 0.24元,对应 PE 分别为 36.68倍、 32.61和 32.01倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买 入”评级。风险提示: 1. 收购推进不及预期风险; 2. 电力需求恶化风险。

事件描述 公司披露2019年度业绩预告:公司2019年度预计实现归属于上市公司股东的净利润约63,000.00万元,同比增长约45.89%。 事件评论 利用小时下滑明显,营收增长或将承压。2019年河北省用电需求增长有所放缓,根据最新数据1-11月份河北省用电需求同比增速仅为4.38%,增速相较上年同期(6.63%)下降2.25个百分点。受此影响,同期省内火电累计发电量仅实现2496亿千瓦时,同比下滑1.20%。虽然河北省火电机组利用效率在全国范围内仍高居第三位,但在全国火电平均利用小时同比下滑90小时的背景下,河北省前11个月火电平均利用小时同比下降210个小时的降幅显然让当地火电企业收入增长面临一定压力。就四季度来看,10-11月份河北省火电平均利用小时747小时,同比下滑65小时,降幅较此前有所收窄,或主要受益于供暖季来临,一定程度提振公司生产和营收规模。 煤价下行修复盈利能力,全年业绩实现同比增长。年初至今全国煤价中枢显著下移,1-12月冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为460.71元/吨和485.50元/吨,同比分别减少24.37元/吨和26.26元/吨,降幅分别达到5.02%和5.13%。其中,四季度冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为455.53元/吨和466.97元/吨,同比分别减少32.82元/吨和42.53元/吨,降幅分别达到6.72%和8.35%。因此,可以预见四季度公司电量有所表现的同时,还深度受益于煤价显著下行,从而助力全年业绩实现概算盈利63,000.00万元,同比增长45.89%。 供热面积持续稳步扩张,未来有望助力业绩表现。公司90%以上的机组均为高效热电联产机组,目前公司积极扩张供热区域面积,西电公司和西二公司已成为石家庄市区最大热源点,在当前京津冀加大环保督察的背景下,北方集中供热需求有望保持稳定增长,供热业务有望在未来进一步为公司贡献利润增长。 投资建议与估值:根据公司最新公告,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.35元、0.48元和0.59元,对应PE分别为14.14倍、10.33倍和8.37倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险; 2.煤炭价格非季节性上涨风险。

受益阳江与台山新机组投产,公司全年发电量实现同比增长。2019年,公司旗下岭东、宁德核电分别同比下滑3.78%和7.28%,主因系受换料大修影响机组出力略有下降,同时宁德核电受气候条件影响及配合电网要求进行临时减载或临停的时间多于2018年同期。在部分存量电站发电量同比减少的情况下,公司全年电量实现同比增长主要贡献来自新投产核电机组的增量贡献。公司阳江5号、6号机组分别于2018年7月12日和2019年7月24日开始商业运营,台山1号和2号机组分别于2018年12月13日和2019年9月7日开始商业运营,4台机组装机容量合计657.2万千瓦。受益于新机组的增量贡献,公司阳江核电站与台山核电站2019年实现电量增长231.11亿千瓦时,高于公司控股发电量同比增长(209.04亿千瓦时),公司2019年运营管理的核电机组总发电量约为1,901.91亿千瓦时,较去年同期增长14.08%。 在建持续推进,储备项目丰富,长期成长空间可期。目前公司有4台参控股在建机组,其中红沿河5号机组处于调试阶段,红沿河6号机组和防城港3号机组处于设备安装阶段,防城港4号机组处于土建施工阶段,预计2021下半年至2022年陆续投产。公司还拥有陆丰核电基地、宁德5号和6号机组、台山3号和4号机组以及咸宁核电基地等多个储备项目,若未来核电新机组审批常态化,公司长期成长空间有望得到显著扩展。此外,公司2018年曾作出承诺,在2017年度每股派息基础上公司2018、2019、2020年三个财政年度每股派息将保持适度增长。 公司所提供的稳定且适度增长的股息回报将进一步提升长期投资价值。 投资建议及估值:根据最新经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.20元、0.22元和0.22元,对应PE分别为18.27倍、16.94倍和16.45倍,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2019年三季报:2019年1-9月,公司实现营业收入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%。 事件评论 电价同比提升及海外业务贡献增量,或助公司成功抵消电量下滑影响。受限于全社会用电需求回落、清洁能源出力增加以及部分地区控煤和外来电增加影响,公司境内电厂2019年前三季度累计完成发电量3021.87亿千瓦时,同比下降7.52%,完成售电量2879.89亿千瓦时,同比下降6.44%,其中三季度煤机发电量同比减少7.89%,为公司发电量同比减少的主要来源。尽管如此,前三季度公司营业收入仍实现同比正增长,主要原因或在于:1)前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价0.41769元/千瓦时,同比增长0.14%;2)新加坡业务或有改善,以及巴基斯坦项目并表一定程度上贡献收入增量。 成本下降叠加投资收益激增,前三季度业绩改善显著。前三季度公司营业成本1071.42亿元,同比减少2.81%,电量减少叠加煤价走低所带来的燃料成本减少或系成本下降关键:1-9月中国电煤价格指数平均值497.10元/吨,相较上年同期降低36.99元/吨,降幅达到6.93%。同时,受益于公司对深圳能源、海南核电等公司长期股权投资的投资收益增加,同期投资收益大增9.95亿元,增幅达589.89%。在收入增加而成本下移、投资收益大增的背景下,公司前三季度业绩同比大增170.95%。由于汛期水电一定程度挤压火电发电空间,三季度单季公司境内运行电厂累计完成发电量1068.12亿千瓦时,同比下降8.31%,但得益于综合电价提升和海外业务或有所改善,三季度公司仍实现营收438.15亿元,同比增长1.18%。公司自身发电量减少从而使得三季度耗煤量将同步下降,叠加同期中国电煤价格指数同比减少37.43元/吨,三季度公司营业成本同比下降2.74%。此外,投资收益单季同比增长6.56亿元对于公司业绩增长同样发挥积极的重要作用。与二季度相比,公司毛利率同比提升0.53个百分点,盈利能力再度改善。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.35元、0.52元和0.65元,对应PE分别为16.57倍、11.02倍和8.78倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤价出现非季节性上涨风险; 2.电力供需恶化风险。

事件描述公司发布 2019年前三季度发电量公告: 截至 2019年 9月 30日, 公司 2019年前三季度累计完成发电量 1582.37亿千瓦时, 比 2018年同期增长约1.96%;累计完成上网电量 1480.18亿千瓦时,比 2018年同期增长约 2.14%。 事件评论 “ 量价齐升” 利好营收增长, 市场电占比首次超过五成。 2019年, 全国用电需求增长相较上年同期明显回落, 1-9月全社会用电量同比增长4.4%, 增速相较上年同期下降 4.5个百分点。 同时, 以水电和核电为代表的清洁能源出力增加在一定程度上挤压了火电的发电空间, 前三季度全国火电设备累计平均利用小时同比减少 101小时, 其中公司大量机组所在的山东省火电设备累计平均利用小时更是同比下降 182小时。 受此影响, 三季度公司莱城、 章丘和淄博热电等电厂发电量均同比下降超过 24%。 不过, 得益于公司发电装机规模较去年同期提升, 前三季度公司发电量仍实现 1.96%的同比提升。 市场化交易方面, 在电力市场化改革加速推进的背景下, 前三季度公司市场化交易电量达到 765.32亿千瓦时, 市场电占比高达 51.70%, 相较去年同期( 39.39%) 大幅增加 12.31个百分点。 电价方面, 公司前三季度平均上网电价为 413.59元/兆瓦时, 同比增长约 1.99%, 主要或受电量结构变动与市场电结算电价收窄的影响。 在“ 量价齐升” 的帮助下, 预计公司营收规模将实现稳步增长。 煤价中枢平稳下移, 公司盈利能力有望改善。 从燃料成本端来看, 2019年市场煤价中枢稳步下移, 前三季度中国电煤价格指数平均值 497.10元/吨,相较上年同期 ( 534.08元/吨)降低 36.99元/吨,降幅达到 6.93%。 同期, 山东省电煤价格指数平均值同比降低 37.46元/吨, 降幅达到6.20%。 当前时点, 我们认为火电业绩改善重点已完成从电量抬升营收至煤价改善成本的转移, 燃料价格走低将利好公司盈利能力修复。 投资建议与估值: 基于公司最新经营数据, 我们调整公司盈利预测: 预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.33元、 0.49元和 0.62元, 对应PE 分别为 10.66倍、 7.27倍和 5.77倍。 考虑到公司当前盈利能力有望持续回升, 维持公司“ 买入” 评级。 风险提示: 1. 电力供需环境恶化风险; 2. 煤炭价格出现非季节性上涨风险。

事件描述 公司发布 2019年前三季度发电量完成情况:2019年前三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降7.52%;完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 事件评论 用电需求偏弱且火电发电空间受到挤压,公司发电量承压。2019年第三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 1,068.12亿千瓦时,同比下降 8.31%;完成售电量 1,029.57亿千瓦时,同比下降 5.99%。从前三季度整体来看,公司完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降 7.52%,完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 其中,公司前三季度实现煤机发电量 2764.94亿千瓦时,同比减少7.89%,为前三季度公司总发电量同比减少的主要来源。公司今年以来发电量出现同比下滑主要有以下几个原因: (1)1-9月我国全社会用电量同比增长 4.4%,增幅较上年同期回落 4.5个百分点; (2)水电、风电、核电发电量增长较多,挤压火电发电空间; (3)广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑、控煤和外来电大幅增长等因素叠加影响,相关省份的发电量出现较大负增长。 煤价持续下行,业绩改善之势有望延续。2019年前三季度,公司结算市场化交易电量 1,464.71亿千瓦时,交易电量比例为 51.23%,比去年同期增加 10.87个百分点。尽管公司市场化交易电量比例提升,但是前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 0.41769元/千瓦时,同比增长 0.14%。煤价方面,2019年 1-8月全国电煤价格指数平均值为 498.00元/吨,同比下降 37.57元/吨,降幅达到 7.02%,其中7-8月中国电煤价格指数中枢约 487.46元/吨,同比下降 40.00元/吨,降幅达 7.58%。煤价的显著走低有利于公司度电利润提升,对冲电量下行带来的负面影响。考虑到去年三季度业绩亏损,今年以来的煤价下行有望助力公司整体业绩延续上半年的改善之势。 投资建议及估值:根据公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.38元、0.62元和 0.81元,对应PE 分别为 15.48倍、9.36倍和 7.18倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1. 煤价出现非季节性上涨风险; 2. 电力供需恶化风险。

装机容量同比增高,拉动公司经营利润增加。2018年12月,公司对参股公司阜阳华润公司进行增资并实现控股,使得公司控股装机规模同比提升,从而拉动营业收入增长。此外,2019年1-8月,安徽省累计实现用电量1547亿千瓦时,同比增长7.62%,高于全国平均用电增速4.45%,用电动能强劲及产能扩张共同拉动公司经营利润增加。 煤炭采购价格同比下降为公司业绩增长奠基。2019年1-8月,安徽省平均电煤价格指数为590.50元/吨,较上年同期(616.62元/吨)降低26.12元/吨,降幅为4.24%。在安徽省电煤价格持续走低的拉动下,公司煤炭采购价格较上年同期下降,度电利润空间有望得到显著修复,从而拉动公司主营业务盈利能力增强。 公司权益法核算的投资收益同比大幅上升。其中,2019年5月31日,公司通过发行股份与现金相结合方式购买神皖能源资产事宜完成过户,正式取得神皖能源49%的股权,神皖能源2019年6-9月为公司贡献权益法核算的投资收益1.71亿元。此外,由于安徽省煤价呈现持续下行趋势,公司参股的淮北涣城发电、中煤新集利辛发电等也或将延续上半年的业绩改善情况,为公司贡献更多投资收益。 在产能扩张和煤价下行提升公司主营业务盈利能力、投资收益同比增长等多重因素的助推之下,2019年第三季度,公司预计实现归母净利润26,722.36万元-39,722.36万元,同比增长67.17%-148.50%;前三季度,公司预计实现归母净利润62,000万元-75,000万元,同比增长106.26%-149.51%。从全年来看,公司业绩改善之势或可延续,看好公司全年业绩实现同比增长。 投资建议及估值:根据最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.36元、0.50元和0.57元,对应PE分别为12.60倍、9.07倍和8.03倍,维持“买入”评级。

事件描述 公司披露2019年三季度业绩预告:公司前三季度预计实现归属于上市公司股东的净利润约46,300.00万元,同比增长约64%,每股盈利约为0.259元。 事件评论 河北火电利用小时明显下滑,公司电量增长面临强压。2019年河北用电需求增长放缓,根据最新数据1-8月份河北用电需求同比增长5.69%,增速相较去年同期5.77%基本持平。受此影响,同期河北火电累计发电量同比仅微增0.70%,继而导致省内火电利用小时承压:1-8月份,河北火电设备累计平均利用小时虽以3319小时位居全国第二,但相较去年同期下滑116小时。因此,公司前三季度电量或较难取得明显增长。具体到三季度来看,虽然7-8月份河北用电量达703亿千瓦时,同比增长2.18%,但省内火电平均利用小时仅为869小时,相较去年同期992小时减少123小时,因此三季度单季公司在生产经营方面或面临较强压力,发电量及营收规模或较难增长。 需求不振而煤价降幅有限,或系三季度盈利下滑主因。年初至今全国煤价中枢下移明显,1-8月份冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为463.39元/吨和493.84元/吨,同比分别减少22.17元/吨和20.26元/吨。不过,7-8月份冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为453.45元/吨和482.11元/吨,同比分别下降13.43元/吨和15.02元/吨,降幅显著收窄。因此可以发现,三季度在利用小时明显承压的背景下,河北地区煤价并未出现与需求不振相匹配的同步下降,公司三季度或面临营收缩水远超成本管控的局面:根据公司公告披露,2019年三季度公司预计盈利7,160.00万元,同比下滑24%。 热电联产机组发电优先级居首位,供暖季来临利好发电供热业务发力。公司90%以上的机组均为高效热电联产机组,在当前京津冀加大环保督查的背景下,集中供热需求快速增长,供热业务有望逐步成为公司收入的新增长点。考虑到当前北方逐步进入供暖期、热电联产机组“以热定电”具备最高发电优先级,因此未来公司电量有望重回快速增长。 投资建议与估值:根据公司最新公告,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.36元、0.56元和0.68元,对应PE分别为15.51倍、9.96倍和8.22倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险; 2.煤炭价格非季节性上涨风险。

事件描述 公司发布2019年前三季度经营数据:2019年前三季度,公司运营管理的核电机组共完成发电量1380.44亿千瓦时,同比增长13.09%;完成上网电量1283.03亿千瓦时,同比增长12.03%。 事件评论 新投产机组发挥效力,公司发电量维持增长。2019年前三季度,尽管岭东、宁德和红沿河核电站换料大修时间多于2018年同期,且宁德核电站受气候条件影响和配合电网要求进行临时减载或临停的时间多于2018年同期,但受益于陆续投入商运的台山1号、2号机组及阳江5号、6号机组逐渐发挥效力,且存在红沿河和阳江电站临时减载或临停时间少于2018年同期等正向因素,公司运营管理的核电机组(包括联营电站)共完成发电量1380.44亿千瓦时,同比增长13.09%;完成上网电量1283.03亿千瓦时,同比增长12.03%。从三季度单季来看,公司运营管理的核电机组完成上网电量483.51亿千瓦时,实现同比增长12.12%。在2019年上半年公司归母净利润已经实现同比增长9.99%的基础上,三季度公司上网电量同比增长12.12%有望助力公司前三季度业绩维持同比增长态势。 在建及储备项目丰富,公司长期成长空间可期。目前公司有4台在建机组,其中防城港3号机组、红沿河5号和6号机组已处于设备安装阶段,防城港4号机组处于土建施工阶段,均将于2020下半年-2022年陆续投产。公司还拥有陆丰核电基地、宁德5号和6号机组、台山3号和4号机组以及咸宁核电基地等多个储备项目,若未来核电新机组审批常态化,公司长期成长空间有望得到显著扩展。此外,公司2018年曾作出承诺,在2017年度每股派息基础上公司2018、2019、2020年三个财政年度每股派息将保持适度增长。2018年公司每股派息0.072元/股,相较2017年提升0.004元/股,兑现分红承诺。长期来看,公司所提供的稳定且适度增长的股息回报将进一步提升长期投资价值。 投资建议及估值:根据最新经营数据调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.19元、0.20元和0.21元,对应PE分别为22.28倍、20.64倍和19.98倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.核电项目核准进度不达预期; 2.核电机组运行风险。

汛期来水改善,前三季度自发电量降幅收窄。公司电站所处流域汛期来水有所改善,三季度实现发电量3.37亿千瓦时,同比增长45.48%。整体来看,2019年前三季度公司下属及控股公司水电站累计完成发电量5.6041亿千瓦时,同比下降6.93%,其中:重庆地区5.3528亿千瓦时,同比下降6.36%;芒牙河二级电站所处云南地区0.2513亿千瓦时,同比下降17.58%。公司上半年受益于提前收到农网改造专项补助资金1900万元,以及农网还贷资金递延收益转入其他收益,但高额的外购电成本使得上半年业绩仍呈现同比下滑的态势。从前三季度来看,尽管公司自发电量仍同比减少,需要采购更多高价的外购电,但汛期来水改善、三季度单季电量表现亮眼使得公司前三季度自发电量同比降幅较上半年大幅收窄,一定程度上将缓和公司业绩同比减少的态势。 "四网融合”事宜落地在即,三峡电入渝成交易核心价值。公司拟采用发行股份和可转换公司债券及支付现金购买资产的方式,收购联合能源88.55%股权、长兴电力100%股权。资产重组完成后,公司将直接持有联合能源88.55%股权、间接持有联合能源10.95%股权、直接持有长兴电力100%股权。在不考虑配套融资的情况下,本次收购将小幅增厚公司EPS。由于联合能源已完成对乌江实业、聚龙电力两个地方电网的整合,因此资产整合完成后,长兴电力所属两江新区增量配网、重庆市现存万州电网、涪陵聚龙电力、黔江乌江电力将实现“四网融合”。三峡电入渝为本次交易的核心价值,若考虑未来三峡电全额置换公司和联合能源外购电,则将有望为公司带来5.67亿元业绩增厚。 投资建议及估值:暂不考虑公司的资产重组,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.21元、0.24元和0.24元,对应PE分别为34.70倍、31.06和29.82倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。

区域来水分化水电电量微增,西部地区延续增长火电持续发力。2019年三季度,公司完成水电发电量296.12亿千瓦时,同比增长0.07%,电量微增主因系:雅砻江来水偏枯但弃水减少;小三峡和大朝山分别因自然来水偏丰和上游电站去库容而发电用水同比偏丰。同期公司完成火电发电量186.50亿千瓦时,同比增长9.14%,电量稳健增长基本延续上半年趋势:受益外送电量增加,甘肃机组利用小时同比大增;广西、新疆地区用电需求旺盛,公司机组出力继而明显改善。三季度公司风电和光伏分别完成发电量6.47亿千瓦时和2.54亿千瓦时,同比分别增长34.53%和51.65%,电量增长主要受益于产能扩张。 电价下滑或因市场化比例扩大,煤价走低利好盈利能力改善。由于电力体制改革逐步推进,部分地区市场化交易规模持续扩大,叠加结算价格及结算周期影响,前三季度公司平均上网电价0.303元/千瓦时,同比下降3.86%,其中三季度公司平均上网电价0.289元/千瓦时,同比减少4.70%,一定程度上对公司营收规模产生负面影响。根据最新数据,1-8月中国电煤价格指数中枢约498.00元/吨,同比下降37.57元/吨,降幅达到7.02%,其中7-8月中国电煤价格指数中枢约487.46元/吨,同比下降40.00元/吨,降幅达7.58%。煤价的显著走低将有利于公司火电盈利改善,进而助公司整体业绩延续上半年增长之势。 雅砻江中翻锦绣,电站建设走龙蛇。目前,公司两河口和杨房沟电站已于2014-2015年开始建设,预计首台机组将于2021年投产。雅中-江西特高压直流工程有望尽快建成。未来在中游电站的陆续投产和两河口补偿效益释放的作用下,我们预计公司水电盈利能力将实现显著提升。 投资建议与估值:基于公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测:预计公司2019-2021年EPS分别为0.76元、0.78元和0.86元,对应PE分别为11.60倍、11.38倍和10.32倍,维持公司“买入”评级。

“四网融合”重组草案出台,收购PB约为1.10倍。根据披露的交易草案,本次交易联合能源88.55%股权的交易作价确认为552,493.17万元,长兴电力100%股权的交易作价确认为101,899.68万元,本次重组标的资产的整体作价合计为654,392.85万元。重组草案披露,公司本次拟向多个交易方以7.32元/股价格发行844,169,175股,合计617,931.85万元,同时支付现金36,461.00万元,两者合计654,392.85万元。根据资产评估情况:联合能源100%股权账面价值为571,812.99万元,评估价值为622,999.00万元,出资PB约为1.09倍,2018年公司净利润24,097.41万元,以此为基准计算出资PE约为25.85倍;长兴电力100%股权账面价值为87,597.54万元,评估价值为101,899.68万元,出资PB约为1.16倍。按照收购股权比例计算,本次收购联合能源和长兴电力PB约为1.10倍左右,而2019年9月23日CS地方电网板块PB约2.11倍,交易对价估值相对处于较低水平。 配套募集资金略摊薄收益,三峡电入渝成交易核心价值。根据公告披露,在不考虑配套融资的情况下,本次收购将小幅增厚公司EPS:以2018年全年为基准,交易前公司EPS为0.2151元/股,交易后小幅增厚2.39%至0.2202元/股。本次募集资金总额不超过50,000.00万元,发行股本不超过本次重组前上市公司总股本的20%,即198,601,100股。 2018年“四网融合”交易完成后公司归母净利润40,457.11万元,EPS约0.2202元/股,如若按照募集配套资金5亿元,发行价格7.32元/股计算,对应的发行后EPS为0.2123元/股,较公司发行前的2018年EPS(0.2151元/股)摊薄约1.32%。若考虑未来三峡电全额置换公司和联合能源外购电,则将有望为公司带来5.67亿元业绩增厚。 投资建议及估值:暂不考虑公司的资产重组,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.17元、0.20元和0.22元,对应PE分别为41.94倍、35.93倍和32.91倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。