新天然气发布 2019年半年度报告新天然气 2019年上年实现营业收入 12.20亿元,比 2018年上半年增加 6.86亿元,同比增长 128.52%;实现归属于上市公司股东的净利润 1.56亿元,同比增长 52.14%,对应 EPS 为 0.7元。报告期内,公司加权平均 ROE 为 6.71%,与 18年同期相比提高了1.50个百分点.简评城燃业务盈利下滑,亚美能源并表致总体利润大增2019年上半年公司业绩实现了较大幅度的提升,收入端同比增长128.5%,同时利润端同比增长了 52.14%。公司业绩大幅提升的主要原因在于去年 9月公司完成了亚美能源的收购并开始并表,根据公司中报,今年上半年亚美能源共实现营业收入 6.97亿元,净利润 3.38亿元。但是,公司传统城燃业务上半年净利润由去年同期的 1.02亿元降至 5850万元,一方面是由于公司上半年的燃气销量同比减少 10.8%至 2.99亿方,另一方面是因为今年用气淡季上游气源方也小幅上调了气源的价格,致使公司城燃业务整体盈利能力有所下滑。 亚美能源上半年量价齐升,煤层气业务盈利持续向好根据亚美能源中报, 19年上半年亚美能源煤层气总产量达到 4.53亿方,同比增长 18.9%。其中,潘庄区块实现产量 4.16亿方,同比增长 25.5%,目前潘庄区块的地面设施生产能力已经达到 300万方/天,未来随着 35千伏电力线路的建设完成,潘庄区块的煤层气输配能力将进一步提升,从而增加区块的煤层气产量与销量。马必区块今年上半年实现煤层气产量 3762万方,同比减少14.7%,产量下降的主要原因在于上半年马必区块在没有新井投产的情况下,对现有井进行了超声波增产试验等工艺优化,但值得注意的是,马必区块的实际完成产量仍然比公司原定 3594万方的目标高出 4.67%。煤层气售价方面,由于去年冬季我国对于天然气的强劲需求, 2019年上半年潘庄区块煤层气售价同比提升17.65%,达到 1.8元/立方米,马必区块煤层气售价则因为客户结构变化与去年同期基本持平。因此,在煤层气销售量价齐升的情况下,亚美能源上半年收入同比增长 37.8%,净利润同比增长64.6%。 看好马必区块未来成长潜力,维持新天然气“增持”评级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。根据公司预期, 2019年马必区块产量将达到 7100万方左右,另外公司计划于今年下半年实施 20口 PDW 和 4口 SLH的钻井作业及配套的地面工程建设,这部分钻井预计将于 2020年开始贡献产量。我们认为,目前马必区块仍然处于开发初期,单位成本仍然较高,未来逐步实现规模化生产后其单位成本有望明显下降。 我们预计,2019-2021年公司营业收入将分别达到 24.41亿元、28.97亿元、34.63亿元,归母净利润分别为3.79亿元、5.31亿元、7.28亿元,对应 EPS 分别为 2.37元、3.32元、4.55元,维持公司“增持”评级。

田湾河价增不抵量减,公司营收微降 2019年公司营收同比微降,主要系公司控股电站田湾河公司售电收入同比减少所致。上半年田湾河电站来水较去年同期明显减少,叠加执行生态流量相关政策,公司实现发电量9.53亿千瓦时,同比下滑21.89%。尽管公司1-5月份电量暂按优先发电合同预结算(后续可能受清算结果影响有所调整),平均不含税上网电价暂为0.279元/千瓦时,同比提升4.5分钱,但电价增长难以抵消电量下滑的影响,公司上半年营收同比微降5.65%。 雅砻江贡献稳健投资收益,可转债获批拓展融资渠道 近年来,公司持股48%的雅砻江水电贡献的投资收益占公司利润总额的90%以上。19年上半年雅砻江水电实现发电量310.59亿千瓦时,同比微增3.86%;平均含税上网电价为0.260元/千瓦时,同比下滑7.41%;我们测算的不含税电价为0.2276元/千瓦时,同比下滑5.8%。我们判断含税电价同比降幅较大主要系受增值税税率调降及市场化电价结算周期影响所致。上半年雅砻江水电为公司贡献的投资收益为11.07亿元,同比下滑8.74%;受此影响,公司归母净利润同比微降。整体而言,雅砻江水电经营情况较为稳定,有望持续为公司贡献稳健投资收益。 雅砻江水电拥有雅砻江流域的整体开发权,全流域可开发规模近3000万千瓦。目前位于雅砻江中游的两河口及杨房沟水电站(合计装机450万千瓦)正在建设中,预计于2021-2023年逐步投产。公司此前拟发行可转债,募集不超过40亿元资金增资雅砻江水电,用于杨房沟水电站项目的建设。目前此申请已获得证监会通过,公司融资渠道得到进一步拓展。此外中游电站外送通道雅中直流(输电容量800万千瓦)确定落地江西,当前江西省电力供需形式偏紧,为中游电站投产后的能源消纳提供了保障。随着中游电站的陆续投产,雅砻江水电有望进一步增厚公司盈利水平。 控股银江水电站开工建设,长期看好公司价值,维持“增持”评级 报告期内公司控股的银江水电站正式开工建设,该电站位于金沙江中下游干流,装机容量39万千瓦,建设总工期72个月。该项目的持续推进,有利于进一步壮大和夯实公司的清洁能源主业。 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2019年-2021年EPS分别为0.77、0.78、0.84元,目前公司动态市盈率为12倍,估值合理,维持增持评级。

事件 陕西煤业发布2019年半年报 陕西煤业发布2019年半年报,报告期内公司实现营业收入325.9亿元,同比增加63.4亿元,增幅24.2%,实现归属于上市公司股东的净利润58.71亿元,同比减少0.73亿元,降幅1.23%,对应EPS为0.60元/股。2019年上半年,公司加权平均ROE为11%,同比下降1.5个百分点。 简评 量价齐升带动公司上半年收入大幅增长2019年上半年,公司收入水平大幅增长24.2%,我们认为主要原因有以下几个方面:1)小保当一号矿进入联合试运转,陕北矿区产量同比提升5.92%,达到3009万吨,但由于渭北矿区产能逐步退出,该矿区产量同比下降16.94%,使得公司自产煤产量同比增长1.87%,达到5370万吨。2)公司通过加大贸易煤采购量,使得上半年公司贸易煤销量实现2463万吨,同比大幅增长73.1%,同时公司总体煤炭销量也达到7730万吨,同比增长18.2%。3)受1月份陕西榆林矿难的影响,上半年陕西省煤炭供给大幅收缩,全省仅实现煤炭产量2.67亿吨,同比减少8.2%,从而导致陕西地区煤炭供给持续紧张,并推动当地煤价有所上涨。根据统计,上半年陕西地区坑口煤平均价格为550.23元/吨,同比上升10.8%,同时公司上半年平均煤炭售价达到386.9元/吨,同比上升3.8%。 单位成本上升及管理费用增加是压制业绩增长的主因 虽然公司上半年收入实现了较大幅度的增长,但受到成本以及费用增加的影响,公司的利润水平并没有出现明显改善。一方面,由于18年8月起公司开始实行矿山地质治理恢复与土地垦复基金,导致公司营业成本明显上升,再加上贸易煤采购量大增,使得上半年公司毛利率同比下降10.74个百分点至43.94%。另一方面,小保当一号矿转固后矿权摊销增加,再加上陕北矿区耕地占用税增加,导致公司上半年管理费用同比增加4.48亿元。在成本、费用同时上升的影响下,报告期内公司的归母净利润小幅下滑1.23%。 蒙华铁路投运在即,公司煤炭外运瓶颈有望打破 蒙华铁路是我国“北煤南运”新的战略通道,线路全长1815km,规划运力2亿吨,预计将于2019年底正式通车。我们认为蒙华铁路通车后不仅可以扩大公司的铁路运煤占比,降低平均运输成本,还可以将公司的煤炭销售半径进一步扩大至煤炭资源较为稀缺的华中地区,从而提高公司的整体煤炭售价。根据我们的测算,相比于公路运输方式来说,通过蒙华铁路运输煤炭能够为公司节约的运输成本约为90-130元/吨,如果其中50%的空间由上游煤炭企业享受,那么陕西销往华中地区的平均煤炭价格将提升45-65元/吨。 新增产能陆续投产,维持公司“增持”评级 2019年初,小保当一号矿1500万吨/年,小保当二号矿1300万吨/年项目核准变更申请获得国家发改委通过。截止目前,小保当一号矿井及选煤厂项目已正式进入联合试运转;小保当二号矿及选煤厂完成了1300万吨/年建设规模的审计审查,取得了开工备案批复;袁大滩矿500万吨/年将按预定计划于四季度建成投产。另外,公司控股股东陕西煤业化工集团拥有的曹家滩煤矿、孟村煤矿、小庄煤矿的核定产能合计达到2000万吨以上,未来为了解决公司与集团之间的同业竞争问题,很有可能会将这些资产注入到上市公司体内,从而为公司带来新的产能增量。 考虑到公司新增煤矿的陆续投产带来的产能增长,以及蒙华铁路投运后整体盈利能力的改善,我们预计2019-2021年公司收入水平将分别达到667.24亿元、708.12亿元、739.93亿元,归母净利润分别为111.92亿元、115.38亿元、115.96亿元,对应EPS为1.12元、1.15元、1.16元,维持陕西煤业“增持”评级。

事件 三峡水利发布2019年半年报,归母净利润同比下降20.90%三峡水利发布2019年半年报,公司2019年上半年实现营业收入5.31亿元,同比增长4.85%;实现归属于上市公司股东的净利润1.10亿元,同比减少20.90%;加权平均ROE为3.81%,同比减少1.17个百分点。 简评 售电量维持增长态势,自发电量下滑对业绩影响明显 公司为发供电一体的地方电力企业,配售电业务集中于重庆市万州区。今年上半年,受益于区域内用电需求增长及公司开拓市场新增工业用电大客户,公司完成售电量8.88亿千瓦时,同比增长5.59%;实现营业收入5.31亿元,同比增长4.85%。由于上半年公司各电站所处流域来水减少,公司累计完成发电量2.23亿千瓦时,同比下降39.75%。受19上半年自发电量大幅下降影响,公司外购电成本同比明显上升,叠加农网改造升级资产转固、其折旧费和利息费用化增加,导致电力业务利润下降至0.59亿元,同比减少46.47%。 降电价影响有限,农网补助提升对冲电力业务下滑影响 重庆市自7月1日起降低一般工商业售电及输配电价3.83分/千瓦时,随电价征收的重大水利工程建设基金征收标准降低50%(0.197分/千瓦时)。此次电价调整影响公司2019年净利润约780万元,整体影响较为有限。公司上半年实现其他收益0.52亿元,较去年同期0.1亿元提升明显,在一定程度上对冲了电力业务盈利下滑的影响。公司的其他收益主要为政府补助,包括农网升级改造专项补助资金1900万元(与收益相关)和农网还贷资金2618万元(与资产相关)。农网升级改造专项补助资金自2015年起持续5年,每年1900万元,今年同比去年提前到账。农网还贷资金则在农网资产折旧期限内持续确认,有望持续提升公司其他收益。 重大资产重组进程中,开启配售电业务成长空间 2019年3月9日,公司股东长电资本(长江电力子公司)与新华水力发电签署了《一致行动协议》,控股股东变为长江电力,实控人变更为国资委。同月24日,公司公告拟以发行股份和可转债及支付现金的方式购买联合能源88.55%股权及长兴电力100%股权(长兴电力持有联合能源10.95%股权)。截止日前,该重大资产重组仍处于进展中。从未经审计的财务指标来看,联合能源净资产约为58.3亿元,年净利润约为2.73亿元;长兴电力净资产约为5.53亿元,年净利润约为0.08亿元。整体而言,此次重大资产重组完成后,长电联合能源及两江长兴的优质电网资产有望助力公司打破发展天花板,公司也有望成为三峡集团未来搭建西南地区售电平台最好的载体。如果未来公司能够引三峡水电入渝,三峡集团优质低价的外送水电也有望降低公司外购电成本。 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,在暂不考虑重大资产重组影响的前提下,合理考虑三峡电的替代作用,我们预测公司2019年-2021年EPS分别为0.23、0.32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。

全国高速公路行业龙头,运营里程全国第一招商公路主营高速公路投资运营,截至 2018年底其投资经营的公路总里程达 8824公里,权益里程 2163公里,在国内经营性高速公路企业中稳居第一。控股路产方面,公司拥有甬台温、北仑港、京津唐等多条公路,控股总里程为 879.9公里,2018年日均车流量合计达到 20.9万辆,全年实现通行费收入 47.9亿元。同时,公司还参股了多家高速公路公司的部分股份,每年都能为公司贡献大量投资收益,2018年公司共实现投资收益 32.3亿元,占其利润总额的比重达到 66.3%。 现有路产内生增长放缓,外延扩张成为主要业绩驱动因素一般来说,高速公路的车流量主要是由区域内的汽车保有量及销量决定,而招商公路作为全国性的高速公路投资运营平台,其路产对应的车流则是与全国的汽车保有量挂钩。近几年由于受到购置税政策透支、宏观经济增速放缓以及中美贸易战等多重因素的影响,2018年下半年以来我国乘用车销量同比有所减少,同时保有量的增速近几年也出现了明显下滑,因此我们判断公司现有路产的内生增长将大概率随之放缓,外延扩张有望成为公司业绩的主要推动因素。从公司过去收购的路产情况来看,公司具有极强的投资能力,其所选路产区位优势明显,车流增长空间极大。另外,2018年底公司的资产负债率为 40.8%,与公路行业其他上市公司相比仍处于相对较低的水平,债务融资空间仍然较大,而且公司可以依靠其深厚的大股东背景,能够以相对较低的成本进行融资,从而进一步提高了公司收购路产项目的收益率。 产业链纵向延伸,多业务协同发展除公路投资运营板块以外,公司还依托其“一院三平台”的发展战略,布局交通科技、智能交通、生态环保等三大产业板块,并与原有的公路投资运营业务形成了较强的协同效应。2018年,三大板块分别实现营业收入 14.17亿元、3.78亿元和 1.86亿元,同时交通科技板块中标 215项,中标金额 17.4亿元,智慧交通板块中标 66项,中标金额 6.8亿元,生态环保业务中标 35项,中标金额 8684万元。 首次覆盖给予公司买入评级我们认为,在国内乘用车销量负增长、汽车保有量增速下滑的背景下,外延扩张未来将为公司贡献主要的业绩增量。我们预计2019-2021年公司将分别实现营业收入 77.5亿元、 91.1亿元、 105.8亿元,归母净利润 43.9亿元、48.4亿元、53.7亿元,另外根据我们 FCFE 模型的计算结果,公司目前的合理股价在 9.9元,首次覆盖给予买入评级。

公司拥有澜沧江流域开发权,系华能集团水电唯一平台公司电源结构以水电为主,风电、光伏为辅,主要装机位于云南省。截止 2018年底,华能集团持有公司 50.4%的股份,为公司第一大股东,公司亦是华能集团水电业务最终整合的唯一平台。公司拥有澜沧江流域开发权,水电资产主要是以小湾及糯扎渡电站为主的澜沧江流域梯级电站,历年水电业务均为营收及利润的主要来源。2018年受消纳情况改善、新增机组持续投产、西电东送提升电价、转让金中股权等因素影响,公司业绩大幅增长,扣非业绩亦稳定增长。公司财务费用率处于较高水平,后续随着公司资本开支减少,新投产电站持续提供优质的现金流,我们判断公司财务费用规模有望逐步下降,从而释放更大的利润弹性。整体来看,近三年来公司净资产收益率及归母净利润快速增长,经营情况持续向好。 公司系云南水电龙头,多重利好推动量价稳步增长澜沧江是“中国十三大水电基地”之一,公司拥有澜沧江干流水能资源开发权,澜沧江干流流域水电站除大朝山外全部由公司全资开发。2018年下半年到 2019年上半年,公司装机密集投产,同时电力消纳情况受西电东送电量增加、云南及广东电力市场需求向好等因素影响进一步改善,公司水电利用小时及发电量稳定增长。公司电量包括计划电量与市场化电量,主要电量为外送广东的西电东送电量,部分电量于云南省内消纳。2015年以来,电力市场化改革对公司电价产生一定影响,随着西电东送电量增加、广东及云南电力市场供需关系好转并且广东电力市场竞争趋于理性,2018年公司平均上网电价明显增长。2019年 7月公司签订新投产上游电站送电广东的购售合同,并且协议内计划电量的电价优于公司存量的西电东送机组,公司综合结算电价有望进一步小幅提升,推动营收增长。 折旧稳定,税费回落,给予华能水电“买入”评级公司折旧政策及折旧率均较为稳定,度电折旧受益于发电量提升有所下降。公司财务费用有望伴随现金流改善有所减少,叠加扶贫支出即将到期、所得税优惠有望持续,公司在主营业务外仍有较大的利润潜力。考虑到公司新增装机有望逐步释放产能,电量电价均有持续好转预期,未来现金流改善后财务费用有望明显下降,我们预计 2019-2021年公司将分别实现营业收入 204.25亿元、197.36亿元、194.62亿元,归母净利润分别为 44.35亿元、48.80亿元、49.91亿元,对应 EPS 分别为 0.25元、0.27元、0.28元,首次覆盖,给予华能水电“买入”评级。

国内动力煤开采龙头,资源储量国内首位 公司煤炭业务以生产销售动力煤为主,目前公司在神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区等多个矿区拥有大量优质煤炭资源,2018年底其煤炭保有资源量达到303.0 亿吨,可采储量为149.5 亿吨,公司的资源储量在A股煤炭公司中排名第一。产销量方面,近几年公司自产煤产量整体维持平稳,2018年公司共实现自产煤产量2.97亿吨,同时公司还在自有矿区周边、铁路沿线从外部采购煤炭进行销售,2018年公司煤炭销售量达到4.61亿吨,同比增长3.9%。 纵向延伸一体化,积极布局下游产业 除传统的煤炭板块以外,公司还积极向产业链下游电力、铁路、港口、航运、煤化工等多板块延伸。从分板块盈利构成来看,2018年煤炭、电力、铁路的收入占比分别为58.8%、25.4%、11.2%,三大板块毛利润占比则分别为54.1%、18.7%、22.1%,港口、航运、煤化工板块盈利占比则相对较小。电力业务方面,截止2018年底公司拥有电力装机6185万千瓦,其中燃煤机组5999万千瓦,18年全年公司共实现发电量2853亿千瓦时,实现上网电量2676亿千瓦时。铁路业务方面,公司目前拥有9条已建成铁路以及1条铁路在建,总营业里程达到2152公里,铁路运输能力达到5.21亿吨,2018年公司实现自有铁路运输周转量达到2839亿吨公里,创下历史最高水平。 多板块互补叠加高长协占比,公司盈利稳定性相对较强 公司的电力、煤化工等板块与上游煤炭板块能够形成互补,使得在煤价大幅波动的情况下,公司业绩所受到的影响相对较小。从过去几年公司煤炭及电力板块的毛利率水平可以看出,两大业务的盈利能力呈现出明显的负相关关系,因此公司的这一业务布局能够使得各板块间形成互补,增强其整体业绩的稳定性。另外,为了响应国家对于煤炭企业提高长协占比、稳定煤炭供应的要求,2018年公司年度长协和月度长协在其煤炭销量中的整体占比达到82.3%,也进一步降低了公司煤炭售价的波动幅度。 高股息凸显长期配置价值,首次覆盖给予增持评级 从近几年的情况来看,公司的分红比例始终维持在40%左右,18年股息率在行业中处于较高水平。我们预计,2019-2021年公司将分别实现营业收入2266.8亿元、2395.0亿元、2531.3亿元,归母净利润439.2亿元、446.5亿元、454.2亿元,考虑到公司具备较高的股息率以及稳定的现金流,我们认为中国神华具有长期的配置价值,首次覆盖给予增持评级。

公司系 A 股核电龙头,近年业绩稳步提升 中国核电是中国核工业集团的核电运营平台,目前公司投入商业运行的核电机组共 21台,总控股装机容量达 1909.2万千瓦,约占全国核电总装机容量的 42.75%,系世界第四大核电公司。2018年受公司装机容量大幅增加影响,公司总发电量和上网电量均明显增长。2018年由于新建核电机组投入商运,公司各项费用支出有所增加。受此影响,叠加增值税返还金额有所下滑,公司业绩增速低于毛利润增速。公司在核电运营领域深耕多年,运行和在建机组堆型丰富,具有优良的核电运营能力和工程建设管理能力。 三代核电项目陆续商运,核电重启前途不可限量 2018年三门核电 1、2号机组、田湾核电 3、4号机组陆续投运,实现机组投产“四连发”,带动公司发电量及营收明显提升。公司目前在建 4台核电机组,有望于 2020年投产。之前受限于我国用电需求增长放缓叠加三代核电进展不及预期, 2016年至 2018年我国核电产业陷入三年零核准的窘境。随着 2018年三门、台山、海阳等三代核电机组顺利投产且运营情况良好,三代核电技术的安全性和可靠性已得到有效验证。考虑到后续火电新建节奏明显放缓,在我国用电需求稳定增长的大背景下核电作为基荷能源的地位势必更加突出。根据公司 7月 26日发布的公告,漳州核电项目已获得国家能源局核准。未来核电重启后,公司将迎来装机进一步增长的发展机遇。 公司与中广核毛利率的偏差源于折旧政策 从中国核电和中广核电力的数据对比来看,整体上中广核电力度电毛利润略优于中国核电, 2018年得益于用电需求高增长及新增机组投产,两公司度电成本均有小幅下降,推动度电毛利企稳回升。从成本侧分析,中国核电度电折旧成本比中广核电力要高 3分钱左右,这也是两公司度电毛利最主要的差距所在。以 2018年数据为例,中广核电力的综合折旧率(折旧金额/固定资产平均原值)为 3.01%,中国核电的综合折旧率则高达 4.11%,折旧政策的不同导致两公司度电成本及度电毛利有一定差异。 考虑公司在建工程稳健推进,未来核电重启有望拓展公司装机增长空间,我们预计 2019-2021年公司归母净利润分别为 56.81亿元、64.09亿元、69.67亿元,分别对应 EPS 为 0.36元、0.41元、0.45元,维持“买入”评级。

区域来水波动影响公司火电出力空间,湖北6月份降水强度大 公司火电机组集中于湖北省,受区域电力供需形势影响较大。湖北省2019Q1发用电增速分别为8.5%和11.19%,电力需求保持高增长的态势。一季度湖北省来水偏枯,水电发电量为235.4亿千瓦时,同比下滑4.7%;如剔除三峡电站数据,其余水电机组发电量为76.01亿千瓦时,同比下滑19.4%。得益于用电需求较好、来水偏枯及去年同期火电增速较低的基数效应,湖北一季度火电发电增速维持21.2%的高增长。公司一季度累计完成发电量54.57亿千瓦时,同比增长23.1%,增速与湖北火电增速较为一致。 从目前已有数据来看,4-5月份湖北用电量仍维持高增长,在不考虑统计口径调整的前提下,同比增速为8.2%。4-5月份湖北火电发电量为194.8亿千瓦时,同比增长为39%,整体火电发电需求仍较为旺盛。但从6月起,湖北区域降水强度明显增大,多地出现暴雨洪涝现象。据湖北日报新闻显示,入汛以来湖北省自5月底已发生区域性强降雨四次,降水强度较大。长江水利委员会亦预测今年主汛期(6至8月)期间,长江中下游可能发生区域性较大洪水,今年主汛期内长江流域降水量较30年均值偏多,中下游干流附近可能偏多二成以上。我们判断6月份区域水电发电量快速提升,或是压低公司二季度发电增速的重要原因。在之前的报告中我们也提到,汛期上游来水存在一定的波动,公司后续发电增速亦存在一定的不确定性,全年利用小时有望持平或微增。 煤价同比回落,二季度业绩仍有改善空间 今年3-5月湖北省电煤价格指数均值为599.7元/吨,同比下降43元/吨。考虑到火电企业囤煤周期的影响,我们测算公司二季度入炉不含税标煤价格降幅约为51元/吨。燃料成本下降叠加公司发电量小幅提升,我们测算公司二季度单季业绩有望增长6100万元,同比扭亏为盈。 看好蒙华铁路投产带来的业绩弹性,维持长源电力“买入”评级 当前蒙华铁路全线铺轨完成,工程进展顺利,有望于10月份全线通车投产。蒙华铁路投运后将大幅降低“三西”至华中的煤炭运输成本,有望缓解湖北煤炭供给紧张的局面,为长源电力带来较大业绩弹性。我们预计公司2019年-2021年营业收入分别为65.29亿元、65.78亿元、66.59亿元,归母净利润分别为4.96亿元、8.39亿元、8.79亿元,对应EPS分别为0.45、0.76和0.79元,维持“买入”评级。

公司煤炭资源丰富,但铁路外运能力不足 陕西煤业立足于我国的煤炭大省陕西,主要从事煤炭销售和运输等业务,并拥有完整的煤炭生产、销售和运输体系,截至2018年末公司煤炭资源储量达到161亿吨,可采储量达到98亿吨。公司目前拥有陕北、彬黄、渭北三大矿区,2018年底三大矿区核定产能共有1.14亿吨,全年共实现产量1.08亿吨。另外,公司还参股4对大型煤矿,核定产能共有2500万吨,对应权益产能991万吨。受益于煤炭行业供给侧改革的大力实施,2016年以来公司平均煤炭售价大幅上升,16-18年分别为233.2元/吨、369.5元/吨、373.0元/吨,同时公司盈利能力也有了较为明显的改善。但是由于陕北地区煤炭的铁路外销通道有限,因此公司大部分煤炭都以公路的方式外销,2018年仅有41%的煤炭通过铁路外销,导致其煤炭销售半径整体较小,整体售价仍然偏低。 蒙华铁路开通在即,公司煤炭售价有望提升 目前陕西地区外运至华中地区的煤炭,仍以公路运输和“海进江”的运输方式为主,运输时间较长且成本偏贵。今年10月,我国第一条“北煤南运”通道蒙华铁路即将建成,蒙华铁路北起内蒙古浩勒报吉站,经过陕西榆林最终到达华中地区,铁路规划运输能力2亿吨/年,建成之后将极大地解决内蒙、陕西地区的煤炭外运瓶颈。根据我们的测算,陕西煤炭经蒙华铁路运往华中地区的运费,相比于以往的运输方式来说要便宜90-130元/吨,如果其中50%的空间由上游煤炭企业享受,那么陕西销往华中地区的平均煤炭价格将提升45-65元/吨。另外,考虑到公司目前煤炭销售方式仍以公路运输为主,铁路运输占比仅有40%左右,因此蒙华铁路开通之后,此前一部分公路运输的煤炭可以通过蒙华铁路外运,公司华中地区销量占比将有所提升。 产能仍有增长空间,首次覆盖给予公司增持评级 在公司主要的新增煤矿中,小保当一、二号矿核准变更申请已于2019年年初获得国家发改委通过,其中小保当一号矿已经建成并且进入联合试运转,今年预计产量能够达到800万吨,小保当二号矿预计将于今年下半年投产,明年产量预计在300-400万吨左右,另外公司参股的袁大滩煤矿也于去年投产,今年开始袁大滩煤矿将逐步放量。综合考虑新增煤矿投产以及蒙华铁路开通的影响,我们预计2019-2021年公司将分别实现营业收入599.9亿元、628.7亿元和649.3亿元,归母净利润分别为115.5亿元、121.3亿元和124.1亿元,对应EPS分别为1.15元、1.21元、1.24元,首次覆盖给予公司增持评级。 风险提示:蒙华铁路投运进度放缓;国内煤价大幅下跌;产能增长不及预期。

江苏省内高速公路投资运营平台,旗下优质路产丰富 公司作为立足江苏省的高速公路投资运营平台,截至 2018年底其直接参与经营和投资的路桥项目达到 16个,拥有或参股的已开通路桥里程已超过 840公里。在公司经营的众多路产中,沪宁高速是公司最为核心的路产,另外公司还持有宁常高速、镇溧高速、广靖高速、锡澄高速等多条路产的全部或部分权益。 2018年,公司控股路产日均车流量合计达到 35.11万辆,同比增长 10%,核心路产沪宁高速日均车流量为 9.5万辆,同比增长 4.87%。除收费公路业务外,公司还经营配套服务业务(主要包括沪宁高速沿线六个服务区的油品销售、餐饮、商品零售及其他相关业务)以及房地产广告业务。从盈利结构来看,2018年收费公路板块收入达到 74.6亿元,占比 74.8%,配套服务、房地产、广告板块收入分别占比 14.5%、10.1%、0.6%,另外收费公路业务的毛利率达到 65.0%,在公司几大业务板块里处于较高水平。 汽车保有量提升以及在建项目逐步投产有望推动业绩增长 公司所运营路产均位于江苏省内,该地区处于长三角地区,经济发展十分活跃,2018年全省 GDP 达到 9.26万亿元,在全国各省市中排名第二位。受到当地经济快速增长的驱动,江苏省内货运需求及居民出行需求不断增加,区域内的汽车保有量近几年也呈现出稳步增长的态势。2013-2018年,江苏省的民用汽车保有量由 994.4万辆逐渐增长至 1783.2万辆,年复合增速达到 12.4%,未来随着江苏省汽车保有量的进一步提升,公司现有路产的车流量将稳步增加。另外,公司目前还有三条在建路产,分别是五峰山大桥、常宜高速一期以及宜长高速,2018年底三者投资完成进度分别达到 53.68%、54.14%、35.7%,并且预计将于 2020-2021年分别投产。 现金流充沛+高分红具备长期配置价值,首次覆盖给予增持评级 由于公司所在的高速公路行业属于重资产行业,折旧在其成本中的占比很大,因此高速公路往往具有现金流充沛、分红比例高的特点,2018年公司经营活动净现金流为 57.2亿元(与净利润比例达到 1.3倍),每股股利 0.46元,分红比例 53%。我们认为随着江苏省内汽车保有量提升以及在建项目投运推动公司业绩稳步增长,其每股分红也将持续增加,我们预计 2019-2021年公司将分别实现营业收入 107.26亿元、115.10亿元、123.96亿元,归母净利润分别为 42.19亿元、44.36亿元、47.09亿元,对应 EPS分别为 0.85元、0.90元、0.95元,首次覆盖给予增持评级。

燃煤发电技术领先,积极布局新能源 公司系扎根上海区域的综合能源企业,电力及油气业务为公司主要盈利来源。公司电力业务以燃煤发电为主,广泛涉足气电、核电、风电等多个领域。公司燃煤发电均为大功率的高效先进机组,竞争优势较明显,在建的平山二期135万千瓦机组设计发电煤耗低于250克/千瓦时,建成后各项参数指标将达到全球领先水平。 近年来电煤价格处于高位,在一定程度上影响了公司电力业务盈利能力。我们判断2019年煤炭价格中枢有望持续回落,煤价下跌有望为公司煤电业务带来较大的业绩弹性。2018年受益于上海地区油气需求旺盛推动的油气业务增长以及新机组投产叠加综合电价上升推动的电力营收增长,公司实现营业收入362.21亿元,同比增加11.78%;归母净利润18.26亿元,同比增长5.08%,呈现止跌回升的趋势。从毛利润角度来看,电力业务毛利润提升是公司业绩改善的主要因素。 拓展油气业务,优化上游能源资产 公司油气业务为公司营业收入的主要来源之一,主要围绕上游的原油、天然气开采和中游的天然气高压管网输配开展。公司上游的油气开采业务立足东海平湖油气田,未来随着新疆柯坪南区块的勘探工作持续推进,公司上游油气开采有望向区域外辐射拓展。在中游天然气高压输配业务方面,子公司上海天然气管网公司拥有上海地区唯一的天然气主干网,具有较强的竞争壁垒。目前中游管输业务贡献公司近半的总营收,但由于此部分业务以成本加成的模式开展,利润率相对较低。未来上海区域内快速增长的天然气需求有望持续推动公司天然气输配业务的增长。 投资收益有望带来弹性,给予“增持”评级 公司历年投资收益贡献50%以上的净利润,从经常性收益的来源看,主要以煤电、气电、抽水蓄能和核电等参股发电企业为主。整体而言公司投资收益有望保持稳定,且煤价下行有望提振参股煤电企业的盈利水平从而为公司带来一定的业绩弹性。考虑到市场煤价中枢有望逐步下行,公司在建工程推进顺利,油气资源开发工作稳步进行,我们预测公司2019年至2021年营收分别为377.32亿、414.55亿和437.96亿元,对应归母净利润为22.59、28.8和31.99亿元,给予“增持”评级。 风险提示: 区域利用小时下滑风险,煤价大幅上涨风险。