本报告导读: 晋江气电替代电落地,Q3业绩环比显著改善;石城海上风电项目获批,海上风电建设加速,未来海上风电有望为公司带来可观的业绩增量。 投资要点: 投建议:目标 价10.8元,维持增持。晋江气电替代电落地,Q3业绩环比显著改善。考虑到全年气电业务有望扭亏为盈,海上风电建设加速,维持18-20年EPS 预测0.74、0.89、1.07元,维持目标价10.8元,对应2018年15倍PE。维持增持。 事件: 10月26日公司发布三季报,前三季度营收65.17亿元,同比增长40.48%;归母净利7.37亿元,同比增长48.86%;符合预期。 晋江气电替代电落地,Q3业绩环比显著改善:Q3单季度营收26.8亿元,环比增长26.4%;归母净利3.3亿元,环比增长68.9%。业绩环比改善显著的主要原因是晋江气电自7月开始执行替代电,Q3实现替代电量15.58亿千瓦时(Q2替代电为0),预计贡献毛利3.6亿元左右。 受高毛利的替代电业务拉动,Q3毛利率22.9%,较Q2环比提升6.5个百分点。 石城海上风电获批,海上风电建设加速。10月24日公司公告,石城海上风电项目已获福建省发改委批复,石城项目总装机容量20万千瓦,总投资36.9亿元,石城是公司继平海湾F 区(20万千瓦)之后的第二个核准的海上风电项目。公司携手三峡集团共同开发海上风电,储备资源丰富,在平海湾D 区、长乐等地均有项目储备,待海上风电项目投产后,有望为公司带来可观的业绩增量。 风险提示:煤价超预期上涨、用电需求不达预期

本报告导读:雅砻江水电Q3 电量持平,电价略增,业绩略超预期;雅中特高压预计年内核准,为中游投产后电量外送提供保障。 投资要点:目标价13.58元,维持增持。维持18-20 年EPS 预测0.73、0.75、0.75元,考虑到雅砻江中游在建,投产后业绩有望显著增厚,维持目标价13.58 元,对应2018 年19 倍PE,维持“增持”。 事件:10 月25 日公司发布三季报,前三季度营业收入6.0 亿元,同比增长8.65 %;归母净利27.71 亿元,同比减少3.02%。略超预期。 电量持平,电价增长超预期,雅砻江水电Q3 投资收益略超预期。Q3公司归母净利16.1 亿,同比下降1.2%,其中雅砻江投资收益16.2 亿元,同比减少3000 万,雅砻江投资收益略超预期。从经营数据来看,Q3雅砻江水电上网电量262.9 亿千瓦时,同比基本持平,上网电价0.268元/千瓦时,同比增长2.4%(锦屏官地电源组电价同比上涨3.04%),因此电价增长的正面作用部分抵消了增值税退税到期的负面影响(由于增值税优惠政策到期,今年Q3 退税额预计为0,而去年Q3 有2 亿左右),因此雅砻江业绩下滑较少。 雅中直流预计年内核准,为中游外送提供保障。9 月3 日,能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》,部署了9项重点输变电工程的建设,其中包括雅砻江中游电站外送通道雅中直流。雅中直流落点最终确定为江西南昌,规划建设一条±800 千伏特高压直流工程,输电容量800 万千瓦,预计今年第四季度核准。雅中直流的核准,为中游电站投产后的外送提供了保障。 风险提示:用电需求不达预期,来水不达预期。

目标价7.65元 ,维持增持。考虑燃料成本上涨幅度超预期和增发落地,下调18-20年eps 预测至0.15、0.33、0.45元(原预测为0.32、0.46、0.60元),考虑到定增投资项目投产后有望增厚公司业绩,给予公司略高于行业均值的1.5倍PB,下调目标价至7.65元,维持增持。 事件:10月24日公司发布三季报,前三季度营业收入1260亿,同比增长13.1%(经重述);归母净利19.9亿,同比下滑29.3%(经重述),扣非归母净利17.6亿,同比下滑4.4%(经重述)。业绩低于预期。 营业成本上涨幅度超预期,Q3毛利低预期。受电量增长(环比+12.3%)拉动,Q3单季度营收435.8亿元,环比增长11%,但归母净利为-1.4亿元,环比显著下滑(Q2为9.1亿)。从主业经营情况来看,Q3毛利率11.3%,较Q2下降1.5个百分点,主要原因是:1)煤价上涨导致单位燃料成本环比上涨3.5%左右;2)折旧、职工薪酬等其他营业成本环比大幅增加。投资收益减少、资产减值计提、营业外支出增加拖累业绩。因公司山东电厂投资的巴基斯坦项目亏损,Q3投资收益为-2.3亿;新加坡大士能源计提燃料油存货跌价准备1.7亿,此外,营业外支出环比增加约1亿。上述多重原因都对业绩造成了拖累。 非公开发行落地,装机规模有望扩大。10月17日公司公告,非公开发行完成,共发行A 股4.98亿股,募集资金32.6亿元,用于新建400万千瓦机组,待投资项目建成后,公司装机规模将进一步扩张。 风险提示:用电需求不达预期,煤价上涨超预期

投资建议:综合考虑电/煤价变化,下调18/19,维持20年EPS预测至0.16/0.21/0.31元(调整前为0.19/0.28/0.31元)。考虑到神皖即将注入,业绩有望增厚,维持目标价6.81元,对应18年43倍PE,维持增持。 事件:8月29日公司发布半年报,2018H1营业收入58.66亿,同比增长9.4%;归母净利1.41亿元,同比扭亏为盈,符合预期。同时公司公告拟以股权+现金方式收购神皖能源49%股权。 2018H1扭亏为盈,业绩改善符合预期。营业收入同比上升9.4%,主要由于18H1发电业务量、价齐升,(电量136.2亿千瓦时,同比增长12.5%,原因是钱营孜两台机组投产以及利用小时数提升),营业成本同比上升4.7%。营业收入上涨幅度高于营业成本,毛利率同比显著提升(提升4.3个百分点至4.4%)。此外投资收益同比增长0.93亿元,最终18H1归母净利1.4亿元,同比扭亏为盈(2017H1亏损0.5亿元)。 收购神皖能源方式拟更改,资产注入有望提升盈利能力。公司公告发行股份收购神皖能源24%股权(皖能集团拟全额认购),以现金方式继续收购其余25%股权(原计划为发行可转债收购神皖能源49%股份)。神皖装机规模较大(注入后可增加皖能电力权益装机45%),同时神皖的煤炭100%由控股股东神华供应,成本端优势显著,盈利能力业内领先(17年毛利率16.2%,高于华能国际、皖能电力)。收购完成后,公司体量及盈利能力有望显著提升。 风险提示:煤价超预期上涨、用电需求不达预期

投资建议:综合考虑电/煤价变化,下调18-20年EPS预测至0.17、0.27、0.39元(调整前为0.2/0.3/0.43元)。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望改善,维持目标价5.55元,对应18年33倍PE,维持增持。 事件:8月28日公司发布半年报,18H1营业收入415.4亿元,同比增长13.3%;归母净利9.9亿元,同比扭亏为盈。略低于预期。 2018H1扭亏为盈,毛利显著提升。营业收入同比上升13.3%,主要由于18H1发电业务量、价齐升(电量894.7亿千瓦时,同比增长8%;电价0.408元/千瓦时,同比上涨8.9%)。营业成本上涨8.9%,主要由于电量增长叠加煤价上涨(预计单位燃料成本同比上升3%-4%)。收入上涨幅度高于成本上涨幅度,毛利同比显著上升(提升3.6个百分点至12.4%),最终归母净利9.9亿,同比扭亏为盈(去年亏损2.1亿)。 Q2单季业绩略低于预期,Q3有望持续改善。Q2归母净利3亿元,环比下降56.6%,主要受到三方面因素影响。1)供电利润基本持平:尽管Q2电价有所下降,但受益于单位燃料成本下降幅度较大(预计环比下降4%-5%),供电利润环比基本持平;2)供热收入、利润减少:Q2供热收入/利润环比减少(Q1是供暖季,Q2供热减少是正常的季节性波动);3)费用增加:Q2管理费用环比增加1.4亿元。进入三季度以来,7/8月煤价旺季不旺,9月后煤炭需求下降,煤价大幅上涨的可能性较小,在电量增长的推动下,公司Q3业绩有望同比改善。 风险提示:煤价超预期上涨、用电需求不达预期

投资建议:目标价10.8元,维持增持。18H1热电业务盈利改善,投资收益大幅增长。考虑到气电业务有望扭亏为盈,维持18-20年EPS预测0.74/0.89/1.07元,维持目标价10.8元,对应2018年15倍PE。 事件:8月27日公司发布半年报,18H1营业收入38.4亿元,同比增长55.8%;归母净利4.1亿元,同比增长37.8%。符合预期。 电量显著增加,拉动营收大幅增长。18H1营业收入38.4亿元,同比增长55.8%。电量端,18H1上网电量83.2亿千瓦时,同比增长99%,原因包括:1)18年完成华润六枝51%股权收购(煤电+30.2亿千瓦时);2)鸿山热电利用小时提升(鸿山热电+4.6亿千瓦时);3)晋江气电利用小时提升(气电+5.2亿千瓦时)。电价端,热电(+0.022元/千瓦时)、气电(+0.055元/千瓦时)电价均同比有所上涨。 投资收益大幅增长,热电业务盈利改善。18H1归母净利4.1亿元,同比增长37.8%,原因有二:1)新增参股企业华润温州电力(20%股权)投资收益1.18亿元;2)鸿山热电发电量同比增加,上网电价上调,盈利同比增加0.48亿。下半年替代电政策落地,气电有望扭亏为盈。 18H1晋江气电受高气价且无替代电影响,净利润-1.3亿,亏损较去年同期有所扩大(17H1为-0.9亿),下半年随着替代电政策的落地(替代电预计增加毛利5.7亿元),晋江气电有望实现扭亏为盈,预计全年净利为1亿元左右,将有助于公司业绩继续改善。 风险提示:煤价超预期上涨、用电需求不达预期

投资建议:目标价5.34元,维持增持。综合考虑电/煤价变化,下调18-20年EPS预测至0.16/0.19/0.24元(前次预测值为0.18/0.23/0.29元),考虑煤价有望回归合理区间,火电行业整体有望回暖,维持目标价5.34元,对应2018年33倍PE,维持“增持”评级。 事件:8月24日公司发布半年报,2018H1营业收入445.43亿元,同比增长15.84%;归母净利13.63亿元,同比增长53.61%。符合预期。 收购资产并表叠加利用小时增加,电量显著增长。18H1上网电量约1233.07亿千瓦时,与去年同期公告值(重述前)相比,同比上涨43.76%,主要源于:1)收购资产贡献:公司收购安徽、河北和黑龙江公司发电资产(共1391.3万千瓦),18年4月完成交割,装机容量较去年同期增长约29.54%,拉动上网电量同比增长约31.18%;2)利用小时提升:受全社会用电量增长影响,公司发电资产所在区域火电利用小时数增长,同时公司有部分机组投产,拉动上网电量同比增长约12.58%。 主业经营向好,Q3业绩有望继续改善。受益于量价齐升(电价同比增长2.5%),18H1营收同比增长15.8%,同时成本端控制较好(测算得单位燃料成本上涨幅度在4%以内),营业成本同比上升11.7%,成本上涨幅度低于收入上涨幅度,18H1毛利率16.3%,较去年同期提升3个百分点。由于去年下半年煤价基数较高,我们预计今年下半年煤价有望同比持平或略降,在电量提升的拉动下,Q3业绩有望继续同比改善。 风险提示:煤价超预期上涨,电力需求疲软

投资建议:目标价7.50元,维持增持。维持18-20年EPS预测0.41、0.51、0.61元。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望改善,给予18年18倍PE,维持目标价7.50元,维持“增持”评级。 事件:8月2 3日公司发布半年报,2018H1营业收入277.71亿元,同比增长22.7%;归母净利23.48亿元,同比增长1.4%。符合预期。 电量增拉动收入显著增长,煤价高涨拖累业绩。18HI电力及热力收入230.50亿元,同比增长17.6%。(一)收入端:上网电量589.98亿千瓦时,同比增长19.3%,原因有二:1)装机容量增长:与去年同期相比,18HI新增投产装机接近200万千瓦(宁夏枣庄2466万千瓦、滨海热电4a:5.7万千瓦等);2)浙江省用电需求旺盛:18H1浙江省用电量同比增长10.95%。电价变化不大,根据在运电站的电价加权平均,18H1电价同比略降2%一3%。(二)成本端:标煤单价同比上涨超37元/吨,同时电量增加,18H1营业成本250.76亿元,同比上涨25.5%。由于成本上涨幅度超过收入上涨幅度,主营业务毛利与去年同期基本持平。 联营火电贡献投资收益增加,归母净利同比略增1.4%。18H1投资收益16.42亿元(其中核电投资收益约4.8亿,火电投资收益约5.5亿),同比增长11.3%,今年上半年联营火电企业浙江国华浙能发电(40%股权)利润同比增加3.72亿,带来的投资收益同比增加约1.5亿。受益于投资收益增加,公司归母净利23.48亿元,同比略增1.4%。 风险提示:煤价超预期上涨、参股核电收益不佳、用电需求不达预期。

投资建议:目标价13.58元,维持增持。维持18-20年EPS预测0.73、、0.75元,考虑到雅砻江中游在建,投产后业绩有望显著增厚,维持目标价13.58元,对应2018年19倍PE,维持“增持”。 事件:8月23日公司发布半年报,2018H1公司实现营业收入3.38亿元,同比减少3.96%;归母净利11.63亿元,同比减少5.43%。符合预期。 雅砻江水电业绩略超预期。增值税退税优惠政策于2017年底到期,雅砻江水电今年上半年在退税优惠取消的情况下(2017H1雅砻江增值税返还2.74亿元,2018H1无退税,但收到之前陈欠的0.69亿退税额),由于量价齐升(上半年雅砻江水电上网电量297.59亿千瓦时,同比增长3.2%,上网电价0.281元/千瓦时,同比增长0.7%),净利润同比仅下降0.24亿元,同比略降1%,利润下降幅度低于市场预期。 大渡河尚未分红,投资收益略减导致归母净利下滑。18H1营收3.38亿元,同比略减3.96%,其中电力主业经营稳定(上网电量11.98亿千瓦时,同比增长5.18%;上网电价0.234元/千瓦时,同比增长0.43%),营收略减的原因是交大光芒销售收入减少0.2亿元。18H1归母净利11.63亿元,同比减少5.43%,主要受投资收益减少影响,上半年投资收益12.19亿元,同比减少4.56%,投资收益减少原因有二:1)参股10%的国电大渡河分红尚未收到,去年同期分红0.47亿;2)雅砻江水电投资收益12.19亿元,同比减少0.11亿元。 风险提示:用电需求不达预期,来水不达预期

投资建议:目标价8.34 元,维持增持。考虑到市场化电量占比扩大,下调18/20 年,维持19 年EPS 预测至0.32/0.44/0.47 元(原预测值为0.34、0.44、0.48 元),考虑到公司在建机组三门1 号、田湾4 号有望年内投产,同时公司有望显著受益于核电审批放开,维持目标价8.34 元,对应2018 年26 倍PE,维持增持。 事件:8 月23 日公司发布半年报,上半年营业收入179.26 亿元,同比增长9.75%;归母净利25.79 亿元,同比增长0.69%,符合预期。 电量增电价减,营收同比增长9.7%。电量端,与去年同期相比,2018H1新增机组投产(福清4 号于2017 年9 月投产,田湾3 号于2018 年2月投产),2018H1 上网电量505.7 亿千瓦时,同比增长13.4%;电价端,受市场电比例扩大影响,平均电价有所下滑。电量增电价减,2018H1 营业收入同比增长9.7%,营收增幅略低于电量增幅。 增值税退税减少,归母净利小幅增长。2018H1 毛利同比增长15.1%,但归母净利仅同比增长0.7%,主要受两方面影响:1)费用增加:由于在运机组增加,2018H1 管理费用及财务费用均同比有所增长,三费率略有提高(2018H1 为16.6%,2017H1 为16.2%);2)增值税返还减少:由于田湾1/2 号、秦山三核等机组增值税退档等原因,2018H1增值税返还同比减少41.2%(2018H1 增值税返还7.4 亿元,去年同期为12.6 亿元)。 风险提示:在建机组投产不及预期,国家核电政策变动风险。

公司上半年归母净利同比大幅增长170%,符合预期;我们预计短期煤价将持续下跌,火电持续受益,公司全年业绩有望超预期,维持增持评级。 投资建议:综合考虑煤价有望持续下跌,我们上调盈利预测,预计18-20年EPS分别为0.32、0.46、0.60元(调整前为0.28/0.38/0.50元),考虑公司作为龙头资产优质,分红率较高,同时业绩改善趋势显著,给予公司2018年28倍PE,上调目标价至8.96元,维持“增持”评级。 事件:8月1日公司发布2018半年报,上半年营业收入824.05亿元,同比增长15.36%;归母净利润21.29亿元,同比增长170.29%,符合预期。 量价齐升,2018H1业绩大幅改善。电量方面,受益于用电需求高增长以及上半年水电来水不佳,公司火电利用小时大幅提升,2018H1上网电量1963.87亿千瓦时,同比增长11.5%;电价方面,受2017年7月1日上调燃煤标杆电价的同比效应影响,2018H1平均上网电价418.57元/兆瓦时,同比增长2.7%。量价齐升带动公司营业收入同比增长15.36%,尽管成本端煤价仍处高位,上半年单位燃料成本同比上涨5.84%,但利用效率提升降低了燃料成本以外的其余单位成本,因此归母净利仍实现大幅改善,2018H1归母净利21.29亿元,同比增长170.29%。 煤价近期有望持续下跌,全年业绩有望超预期。六月以来煤价持续下行,当前数据来看日耗难以上升,港口和电厂库存维持高位,我们预计煤价旺季不旺。全年业绩预测:1)18全年单位燃料成本同比下降2.5%,预计18归母净利48亿;2)18全年单位燃料成本同比持平,预计18归母净利37亿;3)18全年单位燃料成本同比上升2.5%,预计18归母净利26亿。 风险因素:煤价超预期上涨,用电需求疲软

投资建议:首次覆盖给予“增持”评级。公司是A股最优质风电运营企业,同时传统发电业务业绩改善显著,资产注入有望进一步提升业绩。预计公司18-20年EPS分别为0.74/0.89/1.07元。综合PE估值与PB估值结果,给予公司目标价10.8元,首次覆盖给予“增持”评级。 积极开发海上优质风电资源,公司业绩有望超预期。台湾海峡形成的狭管效应造就了福建省发展风电的先天优势,而公司更是占据了省内最优质风电资源,同时福建省有序的风电发展保证了省内不存在弃风限电现象,因此公司风电利用小时数全国领先。在陆上风电稳步发展的过程中,近年来公司积极开发海上风电,截至2017年底,公司在建海上风电项目20万千瓦,储备优质海上风电项目200万千瓦。海上风电发展空间广阔,随着技术进步成本迅速下降,在未来有望成为公司重要的利润增长点,公司业绩有望超预期。 传统业务火电有望逐步修复盈利能力,业绩弹性十足。随着供需向好、电价利好政策出台、以及煤价逐步回归合理区间,盈利能力大幅下滑的热电业务有望逐步修复盈利能力。气电业务方面,电价上调、气价下调,以及气电替代电政策落地等因素共同作用下,预计气电业务业绩将显著提升。此外,公司新收购的六枝电厂也有望被打造成盈利能力突出的坑口电厂,为公司业绩提供巨大弹性。 集团资产注入可期。集团正逐步注入电力资产,有望夯实火电业务,核电优质资产将带来可观投资收益。 核心风险:煤炭价格超预期上涨、风电电价下降,海上风电开发受阻。

投资建议:目标价8.5元,维持增持。中俄签订核电大单,核电审批放开有望加速,维持18-20年EPS预测为0.34、0.44、0.48元,考虑到公司作为A股唯一核电标的,具有一定稀缺性,且有望显著受益于核电审批放开,业绩有望超预期,给予18年25倍PE,目标价8.5元。 事件:6月10日公司公告,公司与俄罗斯核电建设出口公司签署了《田湾核电站7、8号机组框架合同》和《徐大堡核电站框架合同》,根据框架合同,双方将合作建设田湾7、8号机组及徐大堡3、4号机组,采用俄罗斯设计的VVER-1200/V491型反应堆装置。合同金额共36.2亿美元。 中俄签订大单彰显国家发展核电信心,核电审批重启预期进一步加强。我们认为本次合同中的一大亮点是技术路线的改变,徐大堡共计划4台机组(一、二期各2台),市场原本预期4台机组将均采用AP1000技术,根据本次合同,我们认为一期将仍采用AP1000,但二期将变更为VVER。而VVER是目前唯一拥有商运机组的三代技术(华龙一号和AP1000均无商运机组),因此我们认为不排除国家在三门一号商运之前,先审批VVER的可能,核电审批放开预期进一步加强。 中俄大单直接受益者,中长期成长确定性增强。此次中俄核能合作大单落户中核,公司储备项目未来开工建设的确定性进一步增强,长期成长潜力得到国家背书。中短期来看,公司装机也将稳健增长,在建机组876.2万千瓦,有望于18-20年陆续投产,较17年底增长64.77%。 风险因素:在建机组投产不及预期,国家核电政策变动风险。

投资建议:由于增值税退税优惠政策到期尚未延续,下调18-20年EPS预测至0.73、0.75、0.75元(前次预测值18-19年为0.79、0.80元),考虑到DCF估值更能准确体现公司价值,我们采用DCF法进行估值,选取保守假设下的估值结果,上调目标价至14.03元,维持“增持”。 新定位新起点,新川投专注清洁能源发展。1)淡出火电:16年底以来火电盈利能力下滑显著,公司唯一火电厂17年主动停产,18年2月大股东修改承诺明确火电企业不适合注入上市公司,未来公司将成为集团的清洁能源整合平台;2)积极发展新能源:公司18年2月参股三峡新能源,一方面达到财务投资目的,同时与三峡集团合作空间打开,为未来新能源发展奠定了基础;3)获业内龙头长江电力举牌,有望形成协同效应:通过形成股权纽带,有望与长电共同推进长江中下游水电的联合调度,战略协同携手共进。 价值洼地,投资正当时。公司2018年以来受市场风格和自身业绩小幅波动影响目前估值处于历史低点。考虑到公司手握全球稀缺大水电资源,中游投产业绩有望超预期,我们认为公司价值被低估。 市盈率法低估公司价值,DCF结果显示公司合理价值为14.03-15.21元。公司折旧占比高、现金流可预测性强且较为稳定,DCF估值能更准确的体现公司价值。在保守假设和乐观假设下,DCF估值结果显示川投能源的合理价值分别为14.03和15.21元/股。

投资建议:综合考虑电/煤价变化,下调18-20年EPS预测至0.28、0.38、0.50元(上次预测值为0.29、0.47、0.53元)。考虑到火电行业整体有望回暖以及公司承诺高比例分红,给予18年30倍PE,维持目标价8.50元,维持“增持”评级。 事件:4月24日公司发布一季报,Q1营收为432.57亿元,同比增长15.11%;归母净利为12.19亿元,同比增长86.96%。高于预期。 量价齐升,一季度业绩大幅改善。收入端,电量受益于气温较低以及工业用电需求增加,Q1售电量983.13亿千瓦时,同比增长8.64%,电量增加较多的区域主要有广东、福建、海南;电价受益于17年7月电价上调,以及主要的电量增长区域电价较高,Q1上网电价423.55元/兆瓦时,同比增长4.33%,量价齐升拉动公司营收同比增长15.11%。成本端,通过测算,我们预计公司一季度单位燃料成本同比上涨幅度在8%以内,低于煤炭现货价格涨幅,公司煤价管控能力较好。各项因素综合作用,公司火电业务同比显著改善,叠加联营/合营电厂业绩向好,公司投资收益提升,Q1归母净利大幅增长87%。 18年股息率有望达3%以上。预计公司全年归母净利为40-50亿元,根据公司在股东回报计划中的分红承诺,未来三年现金分红不低于可分配利润的70%,由此计算得18年股息率将超过3%,对应港股股息率将超过5%。 风险提示:用电需求疲软、煤价超预期上涨。