近日我们对新冠肺炎疫情对公司的影响进行了跟踪,具体情况如下: 供给方面:公司大矿(比如斜沟矿)春节期间生产一直没断,对一季度产销量影响较小。有影响的主要是部分整合矿,由于员工都是外地的务工人员,复工时间本来就比较晚(往年都在正月十五以后),疫情有可能会导致这部分整合矿的复工时间延后,但是由于这部分产能不大,疫情过后赶工可以将产量追回,因此疫情对公司全年煤炭产销量预计不会有较大的影响。 需求方面:从wind上的数据看,2.3-2.10这一周下游焦化厂和钢厂开工率下滑较为严重,本周预计随着复产复工的逐步开展,下游开工率会逐步回升至正常水平,相应的双焦价格预计将以稳为主。 购买晋兴能源10%股权落地,预期增厚公司业绩。公司于2019年8月3日发布公告称以挂牌价12.8亿元取得晋兴能源10%股权竞买权,并于2019年8月2日与转让方华能国际就山西西山晋兴能源有限责任公司10%股权的转让事宜签订了《产权交易合同》。晋兴能源2018年实现净利润16.57亿元,对应ROE为15.7%,其下属的斜沟矿是国家煤炭工业“十一五”规划建设项目和重点建设的10个千万吨矿井之一。此次收购完成后公司持股比将由80%提升至90%,对增厚公司业绩以及公司长期发展均具有正向作用。 盈利预测与估值:由于19年下半年焦煤、焦炭价格相比19年上半年下跌,我们调整公司2019-2021年归属于母公司的净利润预测值分别为21.17/21.57/22.21亿元(前次分别为24.42/26.08/28.02亿元),折合EPS分别是0.67/0.68/0.70元/股(前次分别为0.78/0.83/0.89元/股),当前股价对应PE分别为7.8X、7.6X、7.4X,维持公司“买入”评级。 风险提示:宏观经济增速不及预期;行政性调控的不确定性;新能源持续替代。

公司简介:核电领域龙头、业绩持续增长。公司是中国核电行业最主要的参与者之一,管理的在运、在建核电装机容量份额为国内市场第一。中国广核集团是公司控股股东,持股比为57.78%,集团已经明确公司是集团核能发电业务最终整合的唯一平台。近年来由于在建核电机组陆续投产,公司营收一直呈现增长态势,2017、2018以及2019年前三季度营收增长率分别为38.17%、11.38%和18.6%。此外,公司的销售毛利率、销售净利率和ROE等盈利能力指标一直保持相对稳定,资产负债率也随在建机组投产不断下降,表现出良好的势头。 装机占据国内核电装机半壁江山、后续仍有增量。由于投资、技术以及行政准入的三重壁垒,国内核电行业的竞争格局较为良性,呈现出中国广核、中国核电的双寡头竞争格局,两者合计市场份额占比为97.17%(公司占比为54.42%)。公司大部分核电机组均于近5年投产,2013-2019年核电装机年复合增长率为23.7%。当前公司在建核电机组主要为红沿河5、6号机组(预计将分别于2020年、2021年投产);防城港3、4号机组(预计将于2022年投产),4台机组总装机容量为459.8万千瓦,占目前公司核电总装机的16.9%。 政策收紧多年后重启核准,沿海地区电力供需偏紧或成为发展契机。2011年前是国内核电核准的高峰时期,发改委和国家核安全局核准了一大批核电项目。2011年后由于“四万亿”潮水退去,中国经济增速放缓,电力供需格局趋于宽松,高能量密度的核电建设必要性下降加之2011年日本福岛核电站泄露事故引发对于核电安全性的再思考作为催化剂,国内放缓了核电项目核准的节奏,自2015年后已经三年“零核准”,政策端的收紧体现了政府对于核电发展的谨慎态度。2019年国家重启核电核准,广东惠州太平岭、福建漳州和山东荣成项目获得核准开工,三个项目分别隶属中广核集团、中核集团、国电投集团,呈现三足鼎立的态势。展望未来,考虑到目前沿海省份依然存在电力供需偏紧的问题,核电由于其固有特性(需水循环散热)本就是最适合沿海地区发展的发电方式,后续若沿海地区电力供需进一步趋紧,或许为行业装机核准带来机会。 盈利能力:电价预计平稳下降,成本结构稳定。电价方面,现行核电上网标杆电价始于2013年,发改委核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元,核电标杆上网电价高于机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价,公司机组目前在运各机组上网电价基本在0.41-0.43元/千瓦时。尽管近年来公司市场电比例在不断扩大,但由于市场竞价更加趋于理性、出清价差总体上也是在收窄后逐渐趋于稳定导致整体电价降幅逐渐收窄。我们判断未来公司市场电更多将呈现出比例稳步提升、让利幅度维稳甚至小幅收窄的趋势。成本方面,近年来公司电力销售业务成本构成以及各项成本占总成本比例基本相同,其中核燃料成本和固定资产折旧合计占比近60%。考虑到公司通过与铀业公司签订长期的核燃料采购与供应服务协议,并通过铀业公司就转化浓缩服务及燃料组件加工服务与原子能公司、中核建中签订长期合同的方式保障了核燃料长期稳定、经济的供应以及折旧成本本身就较为稳定,公司成本未来大幅波动的风险较小。 投资策略:业绩稳健、稳步成长的核电龙头。存量方面,虽然随着市场电比例的不断上升公司电价存在小幅下滑可能,但市场电的让利幅度预计将维持稳定甚至继续小幅收窄且成本端预计较为稳定,因此未来公司盈利能力将维持在较高水平,业绩相对稳健。此外,未来3年公司仍将有新机组陆续投产叠加2019年新核准的机组保证了公司远期的业绩增长,作为核电龙头公司未来仍将稳步成长。我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为98.64/108.18/117.00亿元,折合EPS分别是0.20/0.21/0.23元/股,当前3.57元股价,对应PE分别为18.3X/16.7X/15.4X,首次覆盖给予公司“增持”评级。 风险提示:行业政策调整风险;税收优惠政策调整风险;核安全风险。

公司披露2019年度三季报:实现营业收入259.1亿元(-8.3%),归属于上市公司股东净利润3.6亿元(-4.1%),扣非后归母净利润为1.1亿元(-74%)。每股收益为0.36元(-4.1%),加权平均ROE为6.2%(同比减少0.83个pct)。 业务有所调整,前三季度销售收入下降,但毛利率水平有所提升 今年以来,煤价有所下滑,叠加公司持续执行收缩非煤大宗贸易和供应链金融业务的战略,这造成公司收入有所下降。截至2019三季度末,公司应收保理款余额为42.3亿元,较期初余额68.9亿元,同比下降38.6%,前三季度公司实现营业收入259.1亿元(-8.3%)。公司聚焦煤炭业务,今年加大了国际煤炭及煤焦业务规模,虽然收入下降,但盈利能力有所提升,前三季度毛利率从上年同期的6.96%提升至8.26%,同时公司先后和陕煤、晋煤成立合资公司加大资源开拓能力,煤炭贸易业务有望继续做大做强。 前三季度公司期间费用率有所上涨,净利率同比持平n前三季度,公司销售费用13.8亿元(+89.2%),管理费用2.4亿元(+33.4%),财务费用4.2亿元(-27.7%)。销售费用增加系报告期内国际煤炭及煤焦业务规模增加所致,管理费用增加系报告期内大幅增加人员招聘所致,财务费用下降系报告期内融资规模较去年同期有所下降所致。前三季度三项期间费用率为7.9%,较上年同期增加2.6个百分点。虽然公司毛利率上升但是期间费用率也上升,净利润率基本和上年同期持平,皆为1.4%。 公司资金管理效率和偿债能力实现一定优化 报告期内,公司重点提升煤炭供应链资金管理效率,经营活动产生的现金流量净额52.6亿元,同比增长72%,经营活动产生的现金流量净额/负债为0.34,同比增加0.14个百分点,已获利息倍数(EBIT/利息费用)为1.97,同比增加0.22个百分点,公司资金管理效率和偿债能力实现一定优化。 盈利预测与估值 基于公司短期业务调整和前三季度业绩表现,我们对盈利预测进行调整,预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为5.0/6.14/7.24亿元(前述为6.2/7.6/8.9),同比分别+5.2%、+22.7%、+18.0%,折合eps分别为0.49/0.60/0.71元/股,当前7.44元股价对应PE分别为15/12/10倍,维持“增持”评级。 风险提示:宏观经济低迷;利率市场偏紧。

事件: 公司发布2019年三季报,实现营业收入1778亿元,同比下降8.4%;归母净利润371亿元,同比增长5.1%;扣非归母净利润354亿元,同比下降1%;经营性净现金流568亿元,同比下降16.3%;基本每股收益1.87元。 点评: 2019前三季度业绩同比大增,主因与国电合资公司的投资收益 公司2019前三季度归母净利润371亿元,同比增长5.1%,但扣非归母净利润354亿元,同比下降1%;非经常性损益17.2亿元,其中11.21亿元是与国电组建合资公司完成资产交割而确认的一次性投资收益,5.6亿元为理财产品投资收益。 煤炭板块业绩小幅下降,主因产销量和价格小幅下降 公司2019前三季度煤炭板块的毛利为416亿元,同比下降3.1%,主要原因包括:一是产销量同比下降,当期商品煤产量214百万吨,同比下降2.7%,销量332百万吨,同比下降2.4%,主要是一季度多发矿难使得青龙寺和郭家湾煤矿阶段性停产以及外购煤销量大幅下降所致,三季度胜利一号露天矿和万利一矿分别受到征地进度和生产证件续办进度影响至产量下降较多;二是销售价格小幅下降,平均销售价格426元/吨,同比下降1.2%。 电力板块业绩下降,主因部分资产不再并表,但度电盈利能力增强 公司2019前三季度电力板块的毛利为100.5亿元,同比下降29.6%,主要原因是与国电组建合资公司,1月31日完成资产交割,相关的收入和成本不再纳入合并报表,同时相应的经营数据也不再纳入统计范围,从而使得发电板块的经营数据和实际盈利大幅下降,如:发电量和售电量同比大幅下降,当期总发电量117十亿千瓦时,同比下降45.4%,总售电量109十亿千瓦时,同比下降45.5%。然而,从板块的盈利能力来看实则是增强的,当期发电板块毛利率为26.2%,同比上升4.3个百分点;此外,从度电盈利水平来看,度电销售价格333元/兆瓦时,同比上涨18元/兆瓦时,度电成本257.3元/兆瓦时,同比上涨3.6元/兆瓦时,价格领先成本,使得度电毛利同比上涨14.4元/兆瓦时。 运输板块业绩基本持平,铁路稳定增长但航运大幅下降 公司2019前三季度铁路、港口、航运板块合计总毛利216亿元,同比微增0.6%。三板块经营收益分别为186亿元、26.5亿元、3.05亿元,同比变动幅度分别为3.1%、-0.2%、-58%。铁路板块业绩大幅增长主要是由于为外部客户提供的煤炭及非煤运输服务量持续增长;港口板块业绩同比下降主要是由于下水煤销量减少所致;航运板块大幅下降,主要由于是海运费大幅下降。 未分配利润和货币资金丰厚,支持稳健分红 公司截止三季报未分配利润达到2268亿,为历史最高水平,较2016年底特别派息预案时间点高出15.2%。货币资金为959亿元,也为历史高水平位。公司近年来实际分红比率稳定在40%水平,当前财务现状支持公司稳健的分红政策。 盈利预测:2019-2020年EPS为2.31、2.36、2.41元我们预计未来随着煤炭价格的走势、哈尔乌素矿产量提升、其他煤矿的复产复工以及公司新项目的陆续投产,公司未来业绩或将进一步改善。单三季度公司归母净利128亿元,环比增长10%,超出预期,主要是由于所得税率下降所致,由此提高2019~2021年盈利预测,从455/465/475亿元调整至458/469/480亿元,增速分别为0.83%/0.84%/1.1%,对应2019-2021年EPS分别为2.31、2.36、2.41元,当前股价18.26元,对应年PE分别为7.9X/7.7X/7.6X,维持对公司的“买入”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

事件: 公司发布2019年三季报,报告期内公司实现营业收入507.5亿元,增长23.4%;实现归母净利润90.8亿元,同比增长2.47%;扣非归母净利润89.2亿元,同比增长0.58%;基本每股收益0.94元/股。 点评: 三季报业绩同比小幅增长,主因煤炭盈利能力增强以及少数股东损益下降 三季报业绩增长主要原因包括:一是煤炭盈利小幅上涨,当期煤炭板块毛利213亿元,同比增长7亿元,涨幅3.36%;二是少数股东损益下降,当期为40.4亿元,同比下降7%;三是公允价值变动收益和投资收益分别同比上涨1.5亿元。此外,税金及附加同比上涨23.6%,销售费用同比上涨6.7%,管理费用同比上涨15.5%,这三项均对业绩产生了负向影响。 三季报吨煤成本大幅增长致吨煤毛利大幅下降,但产销量上涨抵消负向影响 三季度煤炭板块毛利同比增长3.36%,主因产销量上涨,当期煤炭产量为8352万吨,同比增长4.3%,煤炭销量为12341万吨,同比增长21%,主要是代理集团的煤炭销售量大幅增长。然而,吨煤盈利方面却是负贡献:当期煤炭售价396元/吨,同比增长11元/吨,涨幅2.7%,吨煤销售成本为223元/吨,同比上升40元/吨,增幅22%,吨煤毛利173元/吨,同比下降29元/吨,降幅14.6%。综合而言,产销上涨冲抵了吨煤毛利下降的影响。吨煤成本上涨主要来自以下几个方面:一是资源税从6%上涨至9%致成本上涨约10元/吨,二是去年8月开始征收环境治理基金约9元/吨,三是小保当矿井投产后的折旧摊销增长约10元/吨。 国家产能政策支持,未来仍有产能拓展空间 小保当一号矿井国家核准产能提升至1500万吨(权益占比60%),目前已联合试运转,基本满负荷生产,全年有望贡献1500万吨产量。小保当二号矿井核准产能提升至1300万吨(权益占比60%),预计2020年投入生产。袁大滩矿500万吨(权益占比34%)预计2019年四季度投入生产,未来两年仍有千万吨的产销量增长空间。 2019年蒙华铁路开通,公司将进入华中销售市场 联通“三西”煤炭资源与华中消费地的蒙华铁路及重要支线靖神铁路已经开通,陕北矿区红柳林矿、张家峁矿、柠条塔矿三个千万吨级矿井以及目前在建小保当一、二号矿所生产的优质煤炭产品将进入川渝、鄂湘赣等地区市场。2019年上半年公司铁路运煤量3565万吨,占全年煤炭销售总量46%,汽运煤销售量则为54%,所以对于公司来讲,目前仍旧以周边区域的汽运为主。未来蒙华铁路开通,公司可将丰富优质的煤炭资源运往华中以及铁路沿线的主要消费地,公司销售市场有望逐步打开并多元化,议价能力有望逐步增强。 盈利预测:2019-2021年EPS为1.23、1.31、1.33元我们预计未来随着煤炭价格的走势、公司新矿井的投产、蒙华铁路开通拓展华中市场、以及产融结合的推进,公司未来业绩或将进一步改善。由于三季度业绩超预期,且煤炭销售价格和产销量均超预期,由此提高2019~2021年盈利预测,从114/119/123亿元调整至119/127/129亿元,增速分别为4.7%/7.1%/5.1%,考虑回购股份3.05亿股,则对应2019-2021年EPS分别为1.23、1.31、1.33元,当前股价对应年PE分别为6.8X/6.4X/6.3X,维持对公司的“买入”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

事件:公司发布2019年三季报,前三季度实现营业收入134.1亿元,同比下降8.4%;归母净利润25.2亿元,同比增加731%;扣非归母净利润-2.9亿元,同比减亏35%; 经营活动净现金流7.7亿元,同比增长35%;基本每股收益 1.33元,同比增加730%。具体点评如下:非经常性损益主要来自高家庄煤矿探矿权转让收益2019Q1-Q3公司实现扣非归母净利-2.9亿元,非经常性损益高达28.1亿元,第三季度公司与潞安集团就高家庄煤矿探矿权转移一案达成正式和解,公司确认探矿权转让收益42亿元,扣除成本税费等,增加归母净利润约29亿元,考虑公司目前在扩张煤矿和电解铝产能,该笔资金将有助于改善现金流和降低财务费用。 第三季度单季经营性业绩为负,主要是计提了存货跌价准备和资产减值准备 第三季度,公司实现扣非归母净利润为-0.47亿元,同比增亏16.4%,低于市场预期,主要是因为该季度计提了存货跌价准备和资产减值准备,合计约5.3亿元。一方面,考虑氧化铝行情低迷,公司对控股子公司河南有色汇源铝业有限公司的铝土矿石等计提存货跌价准备1.75亿元,另外一方面公司对全资子公司永城市神火示范电站有限公司的2×135MW机组计提资产减值准备0.50亿元,对控股子公司神火新材料(从事氢氧化铝业务,已经破产清算)全部固定资产计提了资产减值准备3.1亿元。 第三季度新疆电解铝盈利能力突出 前三季度,由于氧化铝价格下降,公司新疆地区电解铝产品的完全成本同比减少367.92元/吨,同比增加利润总额2.27亿元;电解铝价格同比下降123.78元/吨,减少利润总额0.75亿元,合计实现利润总额4.16亿元,同比增加1.54亿元。其中,第三季度新疆电解铝实现利润总额2.58亿元,环比增加0.82亿元,假设单季产出20万吨(产能80万吨/年),则该季度吨铝税前净利润高达1300元/吨,盈利能力突出。 公司看点:资产质量优化提升,盈利转折点即将到来 从煤矿资产来看,公司明年产量增量主要来自改扩建项目梁北煤矿(也是非公开募投项目),从90万吨/年升级到240万吨,该煤矿煤种为贫瘦煤,盈利能力较好,产能释放将有利于提升板块的盈利水平。从电解铝资产来看,新疆电解铝项目(80万吨/年)电力成本低的优势依然明显,公司高成本的永城本部产能已经全部停产,产能指标转移至低成本的云南神火项目(公司持股32.22%),云南神火项目(合计产能90万吨)目前在积极推进中,一期45万吨预计今年年底可部分投产,该项目电价成本较低(初始电价0.25元/度,5年内涨至上限0.3元/度),具有较强的竞争优势。可以看出,公司煤和铝资产质量都在优化提升,我们判断盈利转折点很快到来。 盈利预测:2019~2021年EPS为1.40、0.34、0.49元 预测公司2019-2021年实现营业收入190.5/247.5/298.2亿元,同比分别+1.2%、+29.9%、+20.5%,实现归属于母公司股东的净利润分别为26.6/6.38/9.3亿元(前述为3.24/6.38/9.3亿元),同比分别+1014%、-76%、+46%,折合EPS分别是1.40/0.34/0.49元/股(未考虑非公开发行),当前股价(4.66元/股)对应PE分别为3/14/10倍,维持“买入”评级。 风险提示:在建项目不及预期风险;煤矿安全风险;电解铝行业持续低迷风险。

公司披露 2019年三季度报告:前三季度,公司实现营业收入 1506.1亿元(+26.4%) ,归属于上市公司股东净利润 69.8亿元(+26.9%),扣除非经常性损益后的归母净利润为 66.5亿元(+13.0%),每股收益为 1.42元/股(+26.9%) ,加权平均 ROE 为 10.7%(+1.2个 pct) 。 前三季度业绩同比上升原因:与管理费用、财务费用、所得税等同比下降有关。前三季度,公司主营业务煤炭毛利额为 185.1亿元(-10.8%),甲醇毛利额为 4.4亿元(-54.4%) ,业绩上升主要与管理费用、财务费用、所得税等同比下降有关。前三季度,管理费用 31.4亿元(-13.7亿元或-30.3%),主要系上年度社保费用一次性计提了 10.06亿元所致。财务费用 19.5亿元(-13.2亿元或-40.3%),主要系利息支出减少 3.4亿元以及汇兑损失减少 7.6亿元所致。所得税费用 21.5亿元(-13.7亿元或-38.9%),主要系确认收购联合煤炭公司所形成的递延税款及应纳税所得额变化所致。 第三季度业绩环比下滑与所得税率环比上升、自产煤业绩环比下滑等有关。 第三季度,公司实现归母净利润 16.2亿元,环比下降 14.3亿元,下滑幅度较大,我们认为业绩环比下滑主要由以下因素造成: (1)所得税率环比上升。第二季度,公司确认了收购联合煤炭公司所形成的递延税款(2.19亿澳元,约为人民币 10.5亿元),造成该季度所得税费用率大幅下降。 (2)产量、售价下滑导致自产煤业绩环比下滑。Q3公司商品煤产量 2238万吨,环比下滑 142万吨,自产商品煤销量 2146万吨,环比下降 138万吨,预计由于煤层、安监等原因导致自产煤量环比小幅下滑。第三季度,自产煤销售均价为 507.5元/吨,环比下降 26元/吨,自产煤单位成本为281.5元/吨,环比上升 30元/吨,自产煤单位毛利 226.1元/吨,环比下降57元/吨。 煤炭业务毛利同比下滑原因:自产煤量、价都有所下滑。前三季度,公司商品煤产量 6938万吨(-2.3%) ,自产煤销量 6633万吨(-5.2%) ,自产煤产销量下滑主要是因为菏泽能化旗下的赵楼煤矿(390万吨/年)核减20%产能以及地质条件复杂导致的,前三季度菏泽能化商品煤产量 187.5万吨(-73万吨),与此同时,我们也应该看到内蒙地区鄂尔多斯能化和昊胜煤业随着证照办理齐全,三季度都加快了产量释放,二者第三季度商品煤产量分别为 276.2万吨(+12.1%) 、137.5万吨(+108%)。前三季度,自产煤销售均价 536.6元/吨(-0.9%),显著低于动力煤市场价 8%以上的跌幅,这与公司精煤洗选率提升等有关。 第二大业务甲醇价格下跌导致盈利能力同比下滑。前三季度,公司甲醇产/销量分别为 127/129万吨,同比增加 2.9%、4.0%,销售均价 1619元/吨,同比下降 24.4%,平均销售成本 1281元/吨,同比下降 6.4%,单位毛利338元/吨,同比参加 56.1%,毛利率 21%,同比下降 15个 pct。第三季度来看,产销量分别为 42/46万吨,环比+8%/+23%,销售均价 1466元/吨,环比下降 14%,平均销售成本 1209元/吨,环比下降 17%,单位毛利257元/吨,环比增加 2%,毛利率 18%,环比提升 3个 pct。 盈利预测与估值:我们预计公司 2019-2021年归属于母公司的净利润分别为88.3、90.2、92.9亿元,折合 EPS 分别是 1.80、1.84、1.89元/股,当前 10.93元的股价,对应 PE 分别为 6.1/6.0/5.8倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:经济低迷造成煤炭需求不及预期;行业行政性调控的不确定性; 新能源持续替代等。

事件: 公司发布2019年三季报,实现营业收入942亿元,同比增长22%;归母净利润57.6亿元,同比增长41.8%;扣非归母净利润55.7亿元,同比增长35.2%;经营性净现金流169亿元,同比上涨0.8%;基本每股收益0.43元。 点评: 2019前三季度业绩同比大增,主因煤炭盈利显著增强、投资收益和营业外收入大幅增加 公司2019前三季度归母净利润57.6亿元,同比增长41.8%,主要原因包括:一是煤炭行业板块盈利增强,当期毛利为224亿元,同比上涨56亿元,涨幅23%;二是投资收益大幅增加,当期为20.3亿元,同比增加7亿元,涨幅53.4%,主要是参股公司净利润增加;三是营业外收入2.86亿元,同比增长598%,主要是由于富余煤炭产能指标转让。 煤炭板块盈利大幅上涨,主因商品煤产销量大幅上涨 公司2019前三季度煤炭板块的毛利为224亿元,同比上涨56亿元,涨幅23%,主要原因包括:一是自产煤的产销量同比大幅增长,商品煤产量7716万吨,同比上涨38.1%,主要原因是纳林河二号煤矿、母杜柴登煤矿顺利投产、小回沟煤矿试运转以及山西平朔矿业恢复生产;二是买断贸易煤销量上涨,当期销量为8046万吨,同比上涨31.1%。公司自产商品煤单位销售成本213元/吨,比上年同期增加4.6元/吨,涨幅2.2%,主要由于露天矿剥离和井工矿掘进,矿务工程量和材料消耗量同比增加、单位折旧及摊销成本上涨等;自产商品煤售价当期为498元/吨,同比下跌16元/吨,跌幅3.1%。公司贸易煤销售价格455元/吨,同比下跌49元/吨,跌幅9.6%。综合来看,自产商品煤成本上涨、价格下跌导致毛利率降低,但销量大幅上涨弥补了毛利率降低带来的缺口。 煤化工板块盈利微增,主因尿素销量大幅增长且价格小幅提升 公司2019前三季度煤化工板块聚烯烃和尿素两个主要产品毛利为33亿元,同比上涨1.6亿元,涨幅5%,其中聚烯烃毛利同比小幅下降4.8%,尿素毛利同比大增24.2%。公司聚烯烃当期销量107万吨,同比下跌2.2%;尿素当期销量187.5万吨,同比增长21.2%。公司2019前三季度聚烯烃单位售价为7350元/吨,同比下跌709元/吨,跌幅8.8%,聚烯烃单位成本当期为5508元/吨,同比下跌658元/吨,跌幅10.7%;尿素单位售价为1795元/吨,同比增长9元/吨,涨幅0.5%,尿素单位成本当期为1095元/吨,同比下降8元/吨,跌幅0.7%。聚烯烃价格领先成本下跌,且销量下跌,从而导致毛利率小幅下跌;公司尿素销售价格上涨而成本下降,且销量大幅增长,致使盈利上涨。 煤电和煤化持续推进产业结构优化,打造煤-电-化等循环经济新业态 据公司公告,煤矿方面大海则煤矿(1500万吨,权益100%)取得项目复工建设,母杜柴登煤矿(600万吨,权益51%)、纳林河二号煤矿(800万吨,权益66%)投产运营将进一步释放产量,小回沟煤矿(300万吨,权益100%)项目试生产良好并将于四季度正式投产,里必煤矿400万吨产能开工建设;煤化工项目方面,鄂能化公司合成气制100万吨/年甲醇技术改造项目已于2018年10月正式开工建设;同时,公司积极推进煤电一体化,上海能源2×350MW热电项目1号机组、新疆2×660MW电厂项目两台机组全部投产,平朔公司2×350MW、2×660MW低热值煤发电项目建设有序推进,电力业务有望成为公司新的业绩增长点。 盈利预测:2019-2021年EPS为0.49、0.51、0.54元我们预计未来随着供给侧改革的推进以及对煤价的走势判断,新项目的投产,公司未来业绩将继续改善,维持之前的盈利预测,对应2019-2021年EPS分别为0.49、0.51、0.54元,目前价格4.81元,对应PE分别为9.8X/9.5X/8.9X,维持对公司的“增持”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

楷公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 62.1亿元(-2.2%),归属于上市公司股东净利润为 5.9亿元(-35.7%),其中 Q1、 Q2、 Q3分别为 1.46、2.47、 2.0亿元, 归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润为 5.0亿元(-40.3%),每股收益为 0.88元/股(-35.3%),加权平均 ROE 为 11.5%(同比下降 9.9个 pct)。 业绩下滑主要是由于毛利率下滑所致。 报告期内, 公司实现营业收入 62.1亿元(-2.2%) ,营业成本 53.0亿元(+5.4%) , 毛利率为 14.6%,同比下滑 6.2个百分点, 三项期间费用率 4.7%,同比略增 0.42个百分点。 综合来看,公司业绩下滑主要是因为产品价格下滑以及原材料成本上涨导致毛利率下滑所致。 公司主要产品中焦炭产量同比上涨 7.3%,炭黑同比上涨 18%。 2019前三季度, 焦炭产量 159.8万吨(+7.3%) , 销量 160.3万吨(+8.9%) , 产销量上涨主要由于政府环保政策调整所致。 炭黑产量 20.5万吨(+18%) ,销量 20.5万吨(+24%) 。 白炭黑产量 2.5万吨(-21%) ,销量 2.5万吨(-21%) 。甲醇产量 12.1万吨(+16%) ,销量 12.2万吨(+14%) 。 山梨酸(钾)产量 1.0万吨(+8%) ,销量 1.0万吨(+10%) 。 对甲基苯酚产量 0.93万吨(+26%) ,销量 0.93万吨(+30%) 。 公司主要产品中焦炭价格同比下降 1.2%,炭黑同比下降 13%。 2019前三季度, 公司焦炭平均综合售价 1967元/吨(-1.2%) ,焦炭价格下跌与下游钢铁价格下滑等有一定关系; 炭黑均价 5527元/吨(-13%) , 炭黑价格下滑主要是由于下游轮胎产业低迷所致; 白炭黑均价 4395元/吨(-7%) , 甲醇均价 1850元/吨(-22%) ,山梨酸(钾)均价 26315元/吨(+7%) ,对甲基苯酚均价 18270元/吨(-6%) 。 主要采购原材料中煤炭、煤焦油等价格同比皆有上涨。 公司外购原材料主要有煤炭、煤焦油和蒽油等, 报告期内公司采购的煤炭价格(一、 二、三季度算数平均值,下同) 为 1231元/吨(+10%) , 煤焦油价格 2816元/吨(-3%) ,蒽油价格 2964元/吨(+0%) 。 主要产品价格同比下降, Q3归母净利润同比下降约 50%。 Q3公司实现归母净利润为 2.0亿元, 同比下降约 50%,业绩同比下降主要与主要产品价格同比下降、 煤炭成本同比上涨有关。 第三季度,公司焦炭售价为 1926元/吨, 同比下降 11%,炭黑售价 5493元/吨, 同比下降 11%,从主要原料成本来看, 第三季度煤炭价格 1223元/吨, 同比增加 9.0%,煤焦油价格 2575元/吨, 同比下降 13%。 未来成长点:青岛 90万吨/年丙烷脱氢和 8x6万吨/年绿色炭黑循环利用项目。 该项目一方面将公司业务延伸至石油化工领域, 优化公司产品结构, 另一方面有利于扩大炭黑产品现有产能, 提高市场占有率。该项目已于 2018年 12月 26日在青岛董家口经济区开工奠基, 建设期预计 2年, 概算总投资 68.4亿元。 根据测算,该项目满产后预计实现年净利润约 10亿元,具有良好的盈利能力。 盈利预测与估值: 我们预计公司 2019/2020/2021年实现归属于母公司股东净利润分别为 8.4/8.9/14.2亿元,折合 EPS 分别是 1.24/1.31/2.10元,当前 10.53元股价对应 PE 分别为 8.5/8.0/5.0倍, 维持公司“增持”评级。 风险提示: 下游钢铁、轮胎等行业需求不及预期风险; 青岛新建项目不及预期风险等;原始股减持风险。

公司披露2019年三季度报告:前三季度实现营业收入174.1亿元(+0.5%),归属于上市公司股东净利润21.1亿元(-5.2%),EPS为0.71元/股(-5.3%),加权平均ROE为8.5%(同比下降1.6个百分点)。 吨煤售价同比下降,第三单季净利润同比下降。第三单季长治屯留地区动力煤(Q5800)和喷吹煤(Q6800-7000)含税车板价平均分别为678元/吨、886元/吨,同比下降4%和1%。受累于第三季度商品煤售价同比下降,公司Q3毛利率水平环比下降2.4pct至36.5%,Q3净利环比下降27.2%至6.1亿元。 吨煤售价环比下降,第三单季净利润环比下降。从环比角度来看,第三单季长治屯留地区动力煤(Q5800)和喷吹煤(Q6800-7000)平均含税车板价环比下降7%和8%。受累于第三季度商品煤售价环比下降,公司Q3毛利率水平环比下降3.3pc,Q3净利环比下降3.6%。 得益于销售费用和财务费用下降,期间费用率有改善。前三季度,公司销售费用1.1亿元(-54%),主要是由于一口价销售结算减少所致;管理费用12.2亿元(+1.7%),表现较为稳定;财务费用6.5亿元(-12.3%),利息收入增加比较明显。前三季度,公司期间费用率由上年同期的15.6%降至14.1%,费用控制能力较强。 集团旗下资产丰富,证券化率有望提升。根据2019年7月份公告,公司拟现金收购集团慈林山煤业下辖三座在产煤矿,合计产能540万吨,使得上市平台产能增加约13%,该事项仍在持续推进中。潞安矿业集团旗下约有50%煤矿资产未上市,证券化率水平有进一步提升空间。 盈利预测与估值:我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为29.9/33.9/34.2亿元,折合EPS分别是1.00/1.13/1.14元/股,当前7.30元股价,对应PE分别为7.3/6.4/6.4倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:下游需求低迷;行业行政性调控的不确定性。

公司披露2019年三季度报告:实现营业收入49.4亿元(+11.3%),归属于上市公司股东净利润8.96亿元(+23.4%),其中Q1、Q2、Q3分别为3.0、3.32.7亿元,扣非后归属于上市公司股东净利润为8.3亿元(+19.3%)。实现基本每股收益为0.54元/股(+23.2%),加权平均ROE达到13.2%(同比增长2.4个pct)。 业绩增长原因:自产煤销量上升叠加精煤价格上涨,推动煤炭毛利率提升 报告期内,公司生产原煤563万吨(+16.9%),销售商品煤611万吨(+14.2%),其中自产商品煤销售562万吨(+16.4%)、外购煤销售49.2万吨(-7%)。 吨煤均价为777.5元/吨(-2.3%),其中自产精煤均价1268元/吨(+5.1%)、自产混煤均价274元/吨(-13%)。吨煤销售成本490元/吨(-6.6%),其中自产精煤单位成本751元/吨(+0.1%)、自产混煤单位成本157元/吨(-15.4%)。 自产煤销量上升叠加精煤价格上涨推动煤炭业务盈利能力增强,煤炭业务收入47.5亿元(+11.5%),营业成本30.0亿元(+6.6%),毛利率为37%,同比增加3个百分点。 业绩环比下降原因:煤价环比下滑所致 公司Q2、Q3归母净利润分别为3.3、2.7亿元,环比下降约0.6亿元,根据业务拆分来看,主要是由于行业价格环比下滑所致,西南地区主焦煤均价为1487元/吨,环比下降3%。具体从公司来看,Q3公司公司煤炭销量212.6万吨(+5%),单位售价744.6元/吨(-4.4%),单位成本453.9元/吨(-9.2%)。 公司看点一:煤矿产能有一定的增长空间 公司是贵州省煤炭行业的龙头企业,为西南地区最大的煤炭生产企业,所处矿区煤炭资源储量丰富,当前在产矿井5座,合计产能910万吨,未来金佳矿佳竹箐采区(90万吨/年)、马依西一井项目一期(240万吨/年)、发耳二矿西井一期(90万吨/年)等三座矿井,产能合计420万吨,有望逐步释放产量,新增产能比例为46%。 公司看点二:持续高分红,煤炭股中股息率最高 2001年上市以来,公司已经累计分红17次,现金分红57.9亿元,占累计实现归母净利润58.9%,高分红政策一直延续。2018年,公司现金分红6.62亿元,占当期归母净利润的70.1%,以截至2019年8月27日收盘后87.9亿元市值计算,公司股息率高达7.5%,在煤炭股中属于最高。 盈利预测与估值:我们预测公司2019-2021年实现归属于母公司的净利润分别为10.5/11.1/11.7亿元,同比增长11%、6%、6%,折合EPS分别是0.63/0.67/0.71元/股,当前股价5.31元对应PE分别为8.4/7.9/7.5倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:宏观经济低迷;行政性调控的不确定性。

公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 74.07亿元(+13.66%),归属于上市公司股东净利润 9.82亿元(+33.23%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 8.64亿元(+18.35%),每股收益为 0.63元/股(+31.25%),加权平均 ROE 为 8.12%(+1.28pct) 。 归母净利润和扣非净利润差值主要系子公司南纺新材取得土地处置收益。 受三季度水电出力不理想影响, 六枝电厂发电量提升明显。 公司三季度火电发电量共计 44.64亿千瓦时, 同比上升 20.36%。其中鸿山热电完成发电量 20.21亿千瓦时,同降 0.88%;晋江气电完成发电量 9.13亿千瓦时(不含替代电量),同增 63.62%;六枝电厂完成发电量 14.67亿千瓦时,同增 39.18%,主因三季度来水情况欠佳导致水电出力不理想,对火电挤占效应减弱。公司前三季度火电发电量共计 125.21亿千瓦时,同增 8.6%。其中鸿山热电完成发电量53.52亿千瓦时,同增 6.52%;晋江气电完成发电量 12.05亿千瓦时(不含替代电量),同增 3.6%;六枝电厂完成发电量 48.73亿千瓦时,同增 13.7%。 除晋江气电燃气价格下降外(0.5957元/千瓦时降至 0.5906元/千瓦时),其他各分公司上网电价情况均与 18年相同。 前三季度公司完成替代电量 21.78亿千瓦时(全年额度为 24.9亿千瓦时, 去年同期完成替代电量 15.58亿千瓦时) 。 三季度风电发电量大幅增加,石城海风项目部分装机投产贡献发电量。 公司三季度(平风期)风电发电量为 4.78亿千瓦时,同增 51.75%。其中,福能新能源实现发电量 4.51亿千瓦时,同增 48.84%;晋江气电实现风电发电量 0.19亿千瓦时,同增 58.33%。公司前三季度风电发电量为 13.74亿千瓦时,同增11.89%。其中, 福能新能源实现发电量 13.01亿千瓦时,同增 11.01%;晋江气电实现风电发电量 0.65亿千瓦时,同增 16.07%。 各公司风电上网电价与 18年持平。 三季度末公司石城海上风电项目投产部分机组贡献海风发电量 0.08亿千瓦时,上网价格为 0.85元/千瓦时(含税) 。 石城项目余下机组、平海湾 F区海上风电项目装机预计将于今、明两年继续分批投产,增厚风电业务业绩。 前三季度公司供热业务量价齐升。 公司三季度供热量为 167.3吨,同增 25.4%,增量主要来自鸿山热电。其中, 鸿山热电实现供热量 124.85吨,同增 33.57%; 龙安热电实现供热量 42.46吨,同增 6.28%。 鸿山热电供热均价为 151.74元/吨,同增 0.54%;龙安热电供热均价 195.49元/吨,同增 1.45%。公司前三季度供热量为 460.82吨,同增 23.39%。其中, 鸿山热电实现供热量 342.87吨,同增 29.23%;龙安热电实现供热量 117.95吨,同增 9.07%。 鸿山热电供热均价为 152.35元/吨,同增 1.3%;龙安热电供热均价为 193.7元/吨,同增 0.58%。 宁德核电股权收购有序推进。 2019年 8月 1日, 公司发布公告称拟向福能集团以发行股份购买资产的方式购买其持有的宁德核电 10%股权。 由于宁德核电资产较为优质以及此次收购价格较为合理(溢价 23.47%) ,因此此次收购在增厚公司业绩的同时对 EPS 基本不存在消极影响。 2019年 10月 8日公司收到中国证监会出具的《中国证监会行政许可申请受理单》, 决定对该行政许可申请予以受理。 盈利预测与估值: 随着宁德核电股权收购有序推进、海上风电(石城、平海湾 F 区)项目陆续投产以及煤价下行为火电业务带来的弹性,我们预计未来三年内公司业绩会迎来持续大幅增长,预计公司 2019-2021年实现净利润 13.93、 16.31、 19.08亿元,考虑收购宁德核电定增后对应 EPS 为0.90、 0.93、 1.09元,维持公司“买入”评级。 风险提示: 原材料价格不确定性; 风电补贴政策不确定性等。

公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 163.15亿元(+44.21%),归属于上市公司股东净利润 48.65亿元(+116.71%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 52.14亿元(114.42%),每股收益为 0.27元/股(+125%),加权平均 ROE 为 10.48%(+4.9pct) 。 澜上机组投产+西电东送比例扩大, 前三季度发电量同比大幅增加。 截至三季度末,公司装机容量为 2318.38万千瓦(三季度新投产乌弄龙 4号机组 24.75万千瓦) 。 虽然 2019年前三季度澜沧江流域来水量小湾断面同比偏枯 15.5%,但是由于澜上机组相继投产贡献发电量以及西电东送比例扩大, 2019年前三季度公司完成发电量 818.76亿千瓦时,同比增加 35.50%;上网电量 813.17亿千瓦时,同比增加 35.56%。 具体到单三季度,由于三季度来水情况不理想公司发电量(279,89亿千瓦时) 同比增加 9.78%,环比增幅收窄。 电价改革方案落地,外送电价机制未变、价格稳定。 10月 25日国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,意见中明确指出核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价,参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价。因此,当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致,因此落地端回推电价也将维持稳定,由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端会推电价如何改革的隐忧。 盈利预测与估值: 发改委最新文件明确未来落地端回推形成的结算电价保持稳定,随着澜上投产机组逐步满发, 未来公司业绩将在小幅提升后保持稳健。当前公司在建项目仅有托巴水电站,资本开支大幅下降后分红能力将进一步增强(公司章程中规定每年分红比例不低于 50%), 未来公司股息率预计将长期维持在 3.5%-4.5%区间内,在中长期国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。 我们预计 2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为 57.26/59.62/59.01亿元,折合 EPS 分别是 0.32/0.33/0.33元/股,当前 4.42元股价,对应 PE 分别为 13.9X/13.3X/13.5X,维持公司“ 增持”评级。 风险提示: 社会用电需求疲软; 来水不及预期; 市场电交易比例扩大。

公司披露2019三季度报告:实现营业收入322.46亿元(+6.47%),归属于上市公司股东净利润43.33亿元(+20.51%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为42.49亿元(+19.15%),每股收益为0.6034元/股(+13.89%),加权平均ROE为10.75%(+0.11pct)。 水电:单三季度来水欠佳导致前三季度发电量同比增幅收窄。由于雅砻江水电来水虽然较去年同期偏枯但弃水量减少、国投小三峡来水较去年同期偏丰和国投大朝山受益于上游电站去库容的影响来水同期偏丰等因素影响,2019前三季度公司水电业务发电量(667.93亿千瓦时)、上网电量(664.25亿千瓦时)分别同增4.06%和4.04%。由于三季度来水情况欠佳,单三季度公司水电业务发电量(296.12亿千瓦时)、上网电量(294.59亿千瓦时)分别同增仅0.07%和0.06%。此外,2019前三季度公司水电平均电价为0.249元/千瓦时,同降7.09%;单三季度水电平均电价为0.24元/千瓦时,同降8.75%。 火电:发电量大幅增长、电价有所下滑。受市场电规模扩大、种类增多影响,2019年前三季度公司火电电价为0.361元/千瓦时,同降2.70%,单三季度电价为0.355元/千瓦时,同降3.27%。由于北疆二期2×100万千瓦机组于2018年6月投产、甘肃省外送电量增加导致机组利用小时同比增加较多;广西和新疆区域社会用电量增速较快导致机组利用小时数增加等原因,前三季度公司火电业务实现发电量522.63亿千瓦时,同增12.41%;上网电量490.7亿千瓦时,同增12.51%。 不受平台因素制约,新能源装机稳步增长贡献成长性。作为国投集团的唯一上市平台,公司发展未受制于平台困扰,当前CAPEX除用于建设两河口、杨房沟水电站外,大部分集中在新能源领域。具体主要是海外(英国)陆上和海上风电项目,其中控股100%的AftonWindFarmLimited主要负责陆上风电开发和运营,其50MW风电项目已于2018年9月投产运营,2019年前三季度完成发电量1.01亿千瓦时;参股25%的BeatriceWindLimited588MW项目已于2019年7月底投入商运;控股100%的InchCapeOffshoreLimited784MW海风项目正在进行前期工作。未来公司有望在水电和新能源发电两个领域提升装机以获得高成长性。 盈利预测与估值:未来公司两河口、杨房沟水电站陆续投产有望增厚水电业务业绩,火电业务在煤价下行周期具备业绩弹性,水火并济彰显配置价值。此外,公司不受集团平台因素制约,新能源业务同样有望贡献业绩增量。我们预计未来三年公司业绩有望持续增长,考虑到三季度水电出力一般,下修19年业绩预测,修正后2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为50.47/52.53/57.91亿元(前次预测为51.06/53.33/56.80亿元),折合EPS分别是0.74/0.77/0.85元/股,当前8.61元股价,对应PE分别为11.6X/11.1X/10.1X,维持公司“买入”评级。 风险提示:社会用电需求疲软;来水不及预期;市场电交易比例扩大;煤价下行不及预期。

公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 380.84亿元(-2.51%),归属于上市公司股东净利润 178.33亿元(-0.5%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 171.89亿元(-0.29%),每股收益为 0.8106元/股(-0.5%),加权平均ROE 为 12.2%(-0.71pct) 。 单三季度来水欠佳发电量同降, 前三季度发电量增速由正转负。 公司 2019年第三季度总发电量约 748.33亿千瓦时,较上年同期减少 9.61%。其中,三峡电站完成发电量 339.18亿千瓦时,较上年同期减少 15.39%;葛洲坝电站完成发电量 59.53亿千瓦时,较上年同期增加 9.12%;溪洛渡电站完成发电量 223.92亿千瓦时,较上年同期减少 10.91%;向家坝电站完成发电量 125.70亿千瓦时,较上年同期增加 3.78%。 公司 2019前三季度总发电量约 1602.22亿千瓦时,同降 2.37%,增速由正转负。 受增值税返还消失影响, 其他收益同比减少 7.15亿元。 前三季度公司其他收益为 206万元,同比减少 7.15亿元,主要系大型水电企业增值税返还政策 2017年底已到期,剩余款项已于 2018年收回, 2019年无剩余款项所致。 电价改革方案落地,外送电价机制未变、价格稳定。 10月 25日国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,意见中明确指出核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价,参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价。因此,当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致,因此落地端回推电价也将维持稳定,由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端会推电价如何改革的隐忧。 收购海外配电资产, 强化公司成长属性。 2019年 9月 30日公司发布公告称将通过全资子公司长电国际竞标购买美国纽约证券交易所上市公司 SempraEnergy 在秘鲁配电等资产。本次投资有利于公司在配售电领域形成核心能力,完成后 LDS 公司可与中国三峡集团在当地已有水电项目形成发电、配电协同效应,配售电业务将有效平滑发电业务盈利的波动性。此次投资也为公司实现向水、电两端延伸和国际化发展战略,逐步形成发、配、售电产业链协同一体化优势奠定了坚实基础。 盈利预测与估值: 公司是 A 股市场中为数不多的兼具价值性和成长性的标的。 存量方面,发改委最新文件明确未来落地端回推形成的结算电价保持稳定,从而消除了公司业绩的不确定性,叠加高比例的分红,未来公司股息率预计将长期维持在 3.5%-4%区间内,在国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。 增量方面,乌东德、白鹤滩电站建设工作正有序进行,未来公司装机量和业绩有望再次得到大幅提升, 此次收购海外资产也将进一步打开公司成长性。我们预 计 2019/20/21年 实 现 归 属 于 母 公 司 股 东 净 利 润 分 别 为222.86/225.61/225.67亿元,折合 EPS 分别是 1.01/1.03/1.03元/股,当前 17.59元股价,对应 PE 分别为 17.4X/17.2X/17.2X,维持公司“增持”评级。 风险提示: 社会用电需求疲软; 来水不及预期; 市场电交易比例扩大。