事件 粤电力A发布2018年年报及2019年一季度业绩预告 粤电力A发布2018年年报,报告期内公司实现营业收入274.09亿元,同比增长2.87%;实现归属于上市公司股东的净利润4.74亿元,同比下降36.16%,对应EPS为0.09元。公司加权平均ROE为2.02%,同比下降1.14个百分点。另外,公司发布了2019年一季度业绩预告,公司一季度归母净利润预计为9000万元-1.2亿元,同比上升1466%-1988%。 简评 市场化折价扩大叠加高煤价,公司18年利润有所下滑 根据公司年报,2018年公司实现上网电量709.87亿千瓦时,同比增加4.4%,但由于广东省电力市场竞争加剧导致市场化折价扩大,公司平均电价下滑0.98分/千瓦时,报告期内公司售电收入同比增速为2.7%,低于上网电量增速。另一方面,2018年广东煤炭价格维持高位,广东电煤价格指数全年平均为633.02元/吨,同比提升2.6%,公司燃料成本同比上升5.4%达到170.2亿元,对公司利润形成压制。另外,沙角A电厂折旧年限调整使得19年公司折旧增加了1.74亿元,2020-2023年每年将增加约0.49亿元。 19年一季度煤价回落,成本压力有望减轻 2019年1-2月,广东省电煤价格指数平均为589.8元/吨,相比于去年同期下降64.8元/吨,下降幅度9.9%。从目前公司的装机容量构成来看,公司控股装机容量为2095万千瓦,其中燃煤机组1714万千瓦,占比达到81.8%,因此煤价仍然是决定公司盈利最主要的因素。我们认为,虽然今年1-2月内蒙以及陕西的矿难以及安全生产检查导致全国煤炭出现阶段性的供给紧张,但全年来看国内煤炭供需格局仍有望小幅反转,19年全年秦皇岛港5500大卡动力末煤平仓价中枢有望围绕600元/吨波动,煤价中枢下移将使得公司火电板块盈利能力明显改善。 清洁能源有望成为公司新的利润增长点 截至2018年底,公司LNG发电可控装机容量326万千瓦,风电、水电等可再生能源可控装机容量55万千瓦,清洁能源占比合计达到18.2%,同比17年提高了4.3个百分点。2018年4月,公司决定投资建设珠海金湾海上风电项目,项目规划装机30万千瓦,年等效负荷小时数为2389小时,预计年上网电量约为7.17亿千瓦时。根据公司规划,到2020年公司清洁能源占比有望提升至29%左右,未来将大概率成为公司新的利润增长点。 维持“增持”评级 根据我们的测算,在全国用电量增速5%的假设下,随着国内煤炭有效供给的释放,我国煤价中枢有望逐步向绿色区间靠拢。考虑到电力市场化交易未来将逐步趋于理性,让利空间有望收窄,我们判断公司火电板块的盈利将迎来底部反转。另外,清洁能源装机未来将成为公司新的利润增长点,同时也将弱化公司业绩对于煤价的敏感性。我们预计,2019-2021年公司营业收入将分别达到277.95亿元、288.08亿元、302.10亿元,归母净利润分别为7.05亿元、10.92亿元、14.02亿元,对应EPS0.13元、0.21元、0.27元,维持“增持”评级。

事件 广州发展发布2018年年报 广州发展发布2018年年报,公司全年实现营业收入259.82亿元,同比增长5.39%;实现归属于上市公司股东的净利润7.01亿元,同比增长3.31%,对应EPS为0.26元。报告期内,公司加权平均ROE为4.34%,与2017年相比降低了0.04个百分点。 简评 电量同比基本持平,燃气销售快速增长 2018年公司营业收入同比小幅增长5.39%至260亿元,从三大板块的经营情况来看,1)火电:2018年公司完成火电发电量166.49亿千瓦时,上网电量156.43亿千瓦时,分别同比增长1.59%和1.87%,电价方面上网电价高于0.665元/千瓦时的燃气机组统一下调到0.665元/千瓦时,公司18年火电板块收入为61.84亿元,与17年基本持平。2)燃气:受到全国能源结构转型升级的影响,广东省天然气消费量同比增长12%,公司的燃气销售量也由17年的10.85亿方提升至12.67亿方,同比增长16.85%。3)能源物流:公司18年煤炭销量为2376.1万吨,同比增长10.9%。 成本、费用同比增加,归母净利润基本持平 2018年我国煤炭供需仍然偏紧,广东省电煤价格指数平均为633元/吨,同比17年提升16元/吨,我们测算出公司的入炉标煤单价(不含税)约为853元/吨,同比提升19元/吨,燃料成本同比增加1.46亿元达到41.1亿元。费用方面,由于公司大力培育高新技术企业,报告期内新增10家高企子公司,创新投入增大,导致18年公司的研发费用达到2.93亿元,同比增加2.17亿元。成本的提升使得公司在收入基本持平的情况下,利润总额相比于17年大幅下滑2.7亿元,但高新技术企业增加致使公司平均所得税率下降了8.4个百分点,叠加珠电公司成为全资子公司,报告期内公司的归母净利润与17年基本持平。 投资广州LNG应急调峰站,新能源业务发展潜力较大 18年8月,公司决定投资建设广州LNG应急调峰站项目,首期项目设计规模为110万吨/年,建设期3年,经营期25年。项目建成后,将对公司的天然气气源形成更为有效的保障,燃气板块销售规模有望进一步扩大。另一方面,截至18年底公司新能源投产项目达到24个,并网装机容量22.7万千瓦,同比增长41.76%。同时,公司还于2018年完成光伏项目备案7个,规模24.9万千瓦,并且储备了一批优质风电并购项目,公司新能源业务板块未来发展空间较大。 维持买入评级 我们判断,今年我国煤炭供需将小幅反转,煤价中枢下移有望推动公司的火电板块业绩持续改善。天然气业务方面,19年国内天然气消费量仍将大概率维持15%左右的高增速,公司的天然气销售量将继续保持高增长。另外,公司目前新能源储备项目较多,未来投产后也能为公司贡献部分业绩增量。我们预计,2019-2021年公司将分别实现营业收入262.65亿元、264.68亿元和269.82亿元,归母净利润8.32亿元、9.82亿元和11.51亿元,对应EPS分别为0.31元、0.36元和0.42元,维持“买入”评级。

事件 深圳能源发布2018年年报,归母净利润同比下滑7.83% 深圳能源电力发布2018年年报,公司2018年全年实现营业收入185.27亿元,同比增长19.18%;实现归属于上市公司股东的净利润6.91亿元,同比下滑7.83%。净资产收益率为3.22%,同比下降0.17个百分点。 简评 发电业务回暖助力营收高增长,清洁能源装机稳健发展 公司主营业务包括电力、燃气、垃圾处理等,近年来电力营收占比约为85%左右。2018年广东省电力供需形势稳健向好,叠加新增机组投运影响,公司实现上网电量342.18亿千瓦时,同比上升18.08%。公司发电业务回暖明显,助力营收实现高增长。公司当前控股装机达1029.61万千瓦,燃煤、燃气、水电、风电、光伏和垃圾焚烧发电装机分别为491.4万、245万、82.25万、91.38万、97.08万和22.5万千瓦。公司清洁能源装机占比已达52.3%,风电及光伏装机围绕华东及内蒙古布局,保持稳健发展。煤价高企推高营业成本,多重因素导致量增利减公司发电业务业绩受煤炭价格波动影响较大。2018年市场煤价保持高位运行,公司燃料成本端承压明显。我们测算显示2018年公司火电度电燃料成本(含气电)达0.261元/千瓦时,同比增加0.8分钱。除此之外,市场化交易电量提升、财务费用上升及联营企业投资收益下降等多重因素共振,导致公司量增利减,利润同比下降。 加码布局清洁能源,多元化内生增长良好,维持“增持”评级 公司18年新投产广西桂林及潮州潮安两个垃圾焚烧项目,新增处理能力2700吨/天。公司当前在运垃圾焚烧发电处理能力约10550吨/天,在建项目处理能力约14130吨/天。垃圾焚烧有望成为公司未来业绩新的增长点。此外公司加快布局清洁能源建设,当前在建风电装机近百万千瓦。考虑到未来在建工程投运后公司风电规模有望实现跨越式增长,我们认为风电业务将成为公司电力盈利的重要支撑点,电源结构优化将推动公司电力业务可持续发展,有效降低煤价波动对公司业绩影响。 考虑到公司装机结构进一步优化及多元化布局下内生动力良好,我们预测2019-2021年公司归母净利润分别为11.14、14.06和18.69亿元,对应EPS分别为0.28元、0.35元和0.47,维持增持评级。

事件 福能股份新增装机投产及替代电量政策落地 福能股份发布公告,公司在建的陆上风电项目南安洋坪(2万千瓦)及永春外山(2万千瓦)近期建成投产,预期年化风电上网电量合计为8971万千瓦时,发电营收为4677万元。 公司同日发布公告,晋江气电2019年替代电量政策已落实。晋江气电预期转让上网电量为24.86亿千瓦时,替代电价为0.31元/千瓦时,出让方结算电价为0.5906元千瓦时,预期实现替代电量毛利润约6.09亿元。 简评 风电项目陆续投产,今年将成为公司海上风电开局之年 2018年底公司控股陆上风电71.4万千瓦,在洋坪和外山投运后公司陆上风电装机规模已达75.4万千瓦。考虑到年内顶岩山4.8万千瓦及潘宅部分装机投运,我们预期19年底公司陆上风电装机有望达到84.2万千瓦。海上风电方面,公司在建项目平海湾F区及石城进展较为顺利,全年有望投运15万千瓦左右,今年将成为公司海上风电开局之年。目前公司在建海上风电40万千瓦,此外还有长乐外海C区49.8万千瓦的海上风电装机已核准。伴随公司海上风电建设工作的逐步开展,公司风电成长能力将逐步释放。根据我们测算显示,在合理假设下公司陆上风电及海上风电的税后全投资收益率分别为10.1%和9.8%,高于行业内8%的平均收益率水平。 气电政策落地,19年业绩不确定性基本消除 晋江气电是公司重要业务板块之一,其属于政策性调峰电厂,利润来源主要是政府核定的替代电量业务。2017年晋江气电受政府调节等因素的影响,气电业务毛利率大幅下滑13个百分点,仅实现0.15亿元净利润。18年相关政策恢复常态,我们测算晋江气电有望实现2.48亿毛利润,净利润有望回归至1亿元左右的合理水平。根据2019年替代电量政策,晋江气电有望实现替代电量毛利润约6.09亿元,较18年增长7.6%。假定上网电价和气价不发生重大变化,2019年晋江气电毛利润有望达3亿元,业绩不确定性基本消除。 煤电板块贡献业绩弹性,风电成长属性凸显,资产整合有序推进,维持“买入”评级 公司煤电业务主要包括鸿山热电和华润六枝电厂,有望受益于市场煤价中枢下行,贡献业绩弹性。此外公司控股股东为解决同业竞争,拟向上市公司转让福建宁德核电10%的股权,有望为公司带来稳定的投资收益。目前集团公司体内尚有待注入的火电权益装机175万千瓦,资产整合正在有序推进。 长期来看,我们认为福建省优质的风电资源将为公司带来持续成长。目前福建省已投运的海上风电运营情况良好,各项盈利指标均处于较高水平。考虑到福建省十三五能源规划建成200万千瓦海上风电的目标,结合公司到2020年海上风电投运权益装机达到50万千瓦的规划,我们认为未来优质风电机组的不断投产将成为公司业绩增长的主要推动力。 假设公司未来在建工程按计划投产,我们预计2018-2020年公司归母净利润分别为11.13亿元、14.99亿元、17.63亿元,分别对应EPS为0.72元、0.97元、1.014元,维持“买入”评级。

国家电投旗下区域能源企业,热电联产为主营业务 公司系国家电投集团旗下的京津冀区域能源企业,亦是石家庄市主要热力供应企业。截止2017年底,公司可控装机89.02万千瓦,主要以良村热电60万千瓦机组为主;清洁能源装机为23.02万千瓦,占总装机比例为25.86%。公司以热电联产为主营业务,历年电力热力的营收和毛利润占比均在95%以上。近年来受煤价上涨影响,公司业绩受到较大影响,尽管18年受益于电价调整翘尾因素、利用小时回升等利好,经营情况有所好转,但仍处于较低水平。 资本控股体量较大,金融业务盈利较为稳定 国家电投资本控股承担统一管理国家电投金融资产和股权,负责金融企业整体协同运作等职能。目前其管理和管控8家金融或类金融企业,金融业务涵盖保险经纪、信托、期货、租赁、保理、基金、资产管理等领域,资产主要分布在北京、天津、上海、郑州、重庆、深圳六个省市。根据公开资料显示,2018年资本控股资产总额达1036.2亿元,实现收入105.52亿,利润27.88亿,净资产收益率达9.59%。2016年至2018年,资本控股利润分别为25.4亿、30.47亿和27.88亿元,收入维持50%的复合增速,盈利能力较为稳定。18Q3东方能源总资产为112.94亿元,净资产为27.57亿,整体而言资本控股各项指标接近东方能源当前体量的十倍。 集团资产改革提速,公司迎来发展新机遇 公司控股股东国家电投集团是我国五大发电集团之一,之前资产证券化率处于较低水平。此次资产重组或预示着国家电投集团的资产改革进程提速。公司之前受限于自身资产体量与盈利能水平,内生增长能力相对较弱。如果顺利与资本控股实现资产重组,公司将成为以多元化金融为主、高效发电为辅的大型金融企业,未来发展将迎来新机遇。 首次覆盖,给予买入评级 考虑公司主营业务稳健,煤价下行有望为公司带来较大的业绩弹性,在不考虑重大资产重组影响的前提下我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.14、0.242和0.31元,首次覆盖,给予买入评级。

事件 三峡水利发布2018年年报,归母净利润同比下降37.8% 三峡水利发布2018年年报,公司实现营业收入12.98亿元,同比增长6.64%;实现归属于上市公司股东的净利润2.14亿元,同比下降37.8%;扣非后归母净利润为1.33亿元,同比下滑32.58%;加权平均ROE为7.66%,同比减少5.59个百分点。 简评 降电价影响较小,自发电量下滑为业绩下滑主要因素 2018年受重庆降低一般工商业用电价格的相关政策影响,公司净利润合计下滑约800万元,影响相对较小。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,公司的售电量及营收保持稳健增长。公司电力业务营收为9.61亿元,同比增长6.47%,占总营收比重为74%。受公司水电站来水偏枯影响,2018年公司发电量为6.88亿千瓦时,比上年同期下降31.88%。自发电量的下滑直接推高外购电成本,18年公司外购电量为13.3亿千瓦时,同比增长44.96%;外购电成本为4.43亿元,同比增长1.39亿元。外购电量增长导致公司电力业务毛利润降为1.98亿元,同比下降1.21亿元,是公司业绩下滑的最主要因素。 设计安装业务营收稳定,农网补助有望贡献稳健收益 公司在电力勘察设计安装业务方面,采用“技术、管理输出”模式,加强与老客户战略合作,18年实现营收2.76亿元,同比基本持平;毛利润0.62亿元,同比下滑27%。此外,公司2018年实现其他收益0.69亿元,主要系公司对农网升级改造等项目投入的补助,未来有望贡献稳健收益。 实控人变更拉开改革序幕,重大资产重组扩展发展空间 公司作为地方性电网公司,受制于万州区经济发展水平及外购电成本,售电业务存在瓶颈。此次长江电力成为公司实控人,有望成为公司改革发展的新起点。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),目前标的公司的财务数据和预估价格尚未确定。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。 四网融合值得期待,维持买入评级 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0.25、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。

事件 新天然气发布2018年度报告 新天然气2018年全年实现营业收入16.32亿元,比2017年增加6.16亿元,同比增长60.58%;实现归属于上市公司股东的净利润3.35亿元,同比增长26.88%。报告期内,公司加权平均ROE为16.6%,与17年相比提高了2.31个百分点,公司计划每10股派发现金股利10元,并以资本公积每10股转增4股。 简评 城燃业务稳中有增,亚美能源并表导致收入大幅增加 2018年公司的营业收入大幅增长,主要原因包括两点。第一,新疆地区“煤改气”稳步推进,2018年公司共实现燃气销量6.5亿方,贡献收入9.63亿元,同比增长19.59%;实现用户安装数3.11万户,贡献营收2.08亿元,与2017年相比基本持平。第二,公司于2018年9月完成亚美能源的收购并开始并表,2018年全年亚美能源实现煤层气销售量7.81亿方,同比增长27.31%,平均单价1.64元/方,同比提升26.2%,9-12月合计为公司贡献煤层气销售收入4.61亿元,占公司2018年总收入的比重达到28.2%。 费用增长抵消亚美并表业绩,营业外收入贡献主要利润增量 根据公司年报,2018年亚美能源共实现煤层气开采量8.02亿方,销售量7.81亿方,为公司贡献主营业务利润3.38亿元。但是公司在收购亚美能源的过程中新增了15亿元贷款,导致其财务费用由17年的-635万元增至1.03亿元,同时管理费用也由17年的4282万元增至2.63亿元,两项费用合计增加3.30亿元,基本与亚美能源的主营业务利润相抵消。另外,收购亚美能源产生的2.1亿元净资产公允价值差额计入营业外收入,这部分收益是公司18年利润大幅增长的主要原因。 马必区块放量在即,盈利能力有望大幅改善 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。2018年,潘庄区块产量7.05亿方,马必区块产量为9700万方,仍处于先导性生产的阶段,所以还未实现盈利。我们认为未来马必区块逐步实现规模化生产后,必然会借鉴潘庄区块的经验,平均成本有望下降。我们预计,2020年马必区块将开始盈利,2021年其平均成本有望降至0.5-0.6元/方,与潘庄区块基本持平。 维持新天然气“增持”评级 由于新疆天然气市场目前已经比较成熟,因此我们判断公司的城燃业务未来增长空间可能不大,根据公司的2019年经营计划,今年其供气总量有望稳步增长至6.98亿方,而新发展用户预计为1.74万户,出现大幅下滑。公司刚收购完成的亚美能源位于沁水盆地,拥有潘庄、马必两大优质煤层气区块,其中潘庄区块产气量已经达到较高水平并且还有一定增长空间,马必板块在取得发改委批复后,19年也将开始逐步放量。根据经营计划,2019年公司的煤层气量预计将达到8.81亿方,再考虑到今年亚美能源全年并表,我们认为煤层气板块将是公司未来主要的业绩增长点。 我们预计,2019-2021年公司营业收入将分别达到26.03亿元、29.26亿元、31.54亿元,归母净利润分别为5.27亿元、6.19亿元、6.80亿元,维持公司“增持”评级。

实控人变更有望扫清当地电网资产整合注入的最后障碍 随着我国电力体制改革的进一步推进,公司作为厂网合一的稀缺标的,有望承接重庆当地的地方配售电电网,进一步打造优质的售电平台。当前三峡集团子公司长电联合已初步实现对乌江电力、聚龙电力、两江长兴等地方电网的整合,总资产已超百亿元。如果三峡集团成为三峡水利的实际控制人,相关电网资产有望整合注入上市公司,真正实现“四网融合”,共同打造“三峡电网”。截止最新报告期,长江电力及其一直行动人(三峡资本、长电资本)合计持有公司股权比例达24.08%,与当前实控人水利部综合事业局24.09%的持股比例仅差0.01%。我们判断待公司实控人变更后,相关电网资产整合注入上市公司的最后障碍有望被扫清。 重组长电联合能源及两江长兴有望打破公司发展天花板 公司作为地方性电网公司,受制于万州区经济发展水平及外购电成本,售电业务存在瓶颈。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。 来水偏枯影响业绩,未来发展值得期待 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,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.25、0.29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。

旗下拥有多个优质铁路资产,煤炭为主要运输货种 公司目前管辖内共有6条干线、7条支线,线路总里程合计2199.6公里。2018年上半年,公司货运业务收入占比达到76.9%,是公司最主要的收入来源,客运以及其他业务占比分别为9.4%、13.7%。同期,公司共实现货运量4.65亿吨,其中煤炭货运量3.60亿吨,占比77.3%。分线路来看,大秦线是公司最重要的资产,2018年上半年贡献货运量2.25亿吨,占公司整体货运量的48.4%。 煤炭区域性供需失衡严重,铁路运输需求有望提升 我国煤炭资源丰富,但地域特征明显,并且主要分布在“晋陕蒙”三地。2018年全年,我国原煤产量为35.46亿吨,其中山西省产量8.9亿吨,占比25%,内蒙古产量9.3亿吨,占比26%,陕西省产量6.2亿吨,占比18%。需求方面,煤炭下游需求约有50%集中在火电行业,而我国火电装机及发电量大部分分布在山东、江苏、广东等东部地区,导致煤炭区域性供需失衡严重。目前我国“西煤东运”、“北煤南运”格局已经基本形成,未来随着全国煤炭生产重心逐步向“三西”地区转移,煤炭的铁路运输需求还将进一步提升。 大秦线将维持满载,公司经营较为稳健 运量方面,受益于“公转铁”政策的大力实施,全国铁路货运量占比将逐步提升。但市场目前比较担心“秦港搬迁”以及蒙华线开通对大秦线运量造成分流,我们认为这两点影响较小,原因有:1)大秦线运价便宜,且有一部分煤炭通过迁曹线向妃甸港转运,短期内秦港搬迁影响有限;2)全国能源需求逐步增加,整个环渤海地区的煤炭吞吐量会有所提升,大秦线运煤需求也会维持较高水平;3)蒙华线与大秦线所运煤源不同,而且华中地区用煤需求的逐步提升将弱化蒙华开通对大秦的影响;4)“公转铁”推动全国的铁路货运量逐步提升。综合以上四点,我们判断未来大秦线有望维持满载,年货运量预计保持4.55亿吨水平。 运价方面,18年初发改委上调了铁路运价上浮范围,但考虑到政府目前仍然要降低物流成本,所以公司运价未来将会维持平稳。 首次覆盖,给予“增持”评级 我们预计2018-2020年公司将分别实现营业收入753.9亿元、779.0亿元、794.4亿元,归母净利润149.5亿元、152.6亿元、152.9亿元,分别同比增长12.0%、2.1%、0.2%,对应19年PE为8.62倍。另外,我们分别通过FCFF模型和DDM模型计算出公司每股价值为10.01元和9.81元,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示:煤炭产能重心西移进度放缓;东部地区煤炭需求低迷;“公转铁”政策执行力度不及预期。

事件 公司拟打包出售宁夏太阳能和石嘴山一发的相关资产 公司今日发布公告,拟打包转让国电宁夏太阳能源有限公司100%股权及相关债权、国电石嘴山第一发电有限公司60%股权及相关债权等两项资产。 简评 标的资产近年盈利能力较差,资产出售有利于公司产业结构调整 从财务数据来看,国电宁夏太阳能公司17 年及18 年净利润分别为-1.41 亿和-1.51 亿元,18 年所有者权益为-17.8 亿元,已严重资不抵债。石嘴山一发17 年及18 年净利润分别为-3.3 亿和-2.62 亿元,18 年所有者权益由正转负,为-1.23 亿元。据公开资料显示,宁夏太阳能公司以多晶硅生产为主,石嘴山一发则有2*33 万千瓦燃煤发电机组。我们认为宁夏太阳能公司主营业务与公司当前发展战略难以构成协同效应,且两公司盈利能力较差,此次资产打包出书有利于公司产业结构调整,提升资金使用效率。 电力业务量价齐升,提升业绩改善预期 2018 年公司实现上网电量2029.26 亿千瓦时,同比增长5.44%。得益于自身装机内生性增长、全社会用电稳健增长及区域来水好转等因素影响,公司上网电量实现稳健增长。公司参与市场化电量达882.49 亿千瓦时,占上网电量的43.49%,较去年同期增加5.80%。但得益于去年7 月部分省份上调燃煤机组标杆电价等因素影响,2018 年公司平均上网电价0.3346 元/千瓦时,同比增加0.76 分钱。 装机结构持续改善,联合重组进展顺利,维持“增持”评级 公司当前控股装机5530.59 万千瓦,其中水电装机1431.38 万千瓦,风电586.81 万千瓦,太阳能21.2 万千瓦,清洁能源装机占比达36.9%,在五大发电集团的上市主体中处于领先地位。此外公司与中国神华共同组建合资公司已取得营业执照,联合重组进展顺利,后续股权资产注入及交割事宜还在推进中。我们考虑未来煤价中枢有望明显下行,暂不考虑资产整合对公司业绩的影响,我们预测2018-2020 年公司归母净利润分别为30.56 亿元、41.13 亿元和50.60 亿元,对应EPS 分别为0.16 元、0.21 元和0.26元,维持增持评级。

清江来水波动影响业绩,未来预期转好 公司主营业务包括电力、煤炭贸易、天然气输配以及金融投资四大板块,历年电力业务毛利润占比均在90%以上,是公司业绩的主要来源。18年营收增长的主要原因在于公司天然气及煤炭贸易业务量增加,但预期此部分业务增长对公司利润增长贡献较小。公司水电板块在净利润中占比较高,主力水电机组水布垭、隔河岩、高坝洲均位于清江流域。清江流域来水成为影响公司盈利能力的最重要因素之一。2018年清江来水较多年平均值偏枯近2成,公司水电发电量下滑是拖累业绩的最核心因素。我们预期2019年初初弱厄尔尼诺现象概率较大,叠加江坪河、峡口塘电站投产预期,公司水电发电量有望稳健提升。2018年公司参与收购秘鲁查格亚水电站,此事项已获得秘鲁司法部审批通过,海外布局有望落地。在合理假设下,考虑高息债务替换,我们预测2019年交割后查格亚水电站在完整年度有望为公司贡献1.32亿元投资收益。 蒙华铁路助力公司打通煤炭-火电产业链 长期以来我国煤炭生产和消费存在地域上的错配,华中地区由于自身煤炭产能不足且缺乏便捷的运煤通道,煤炭缺口持续扩大。根据我们对比测算显示,内蒙古及陕西的煤炭经蒙华铁路到湖北较当前的运输方式均有较大的运费优势。我们以坑口价出发,考虑相关成本和热值折算后,蒙西-湖北电煤价格为603.8元/吨,陕西-湖北电煤价格为533.3元/吨,分别较湖北电煤价格指数均值便宜43.6和114.1元/吨。考虑到蒙华铁路运营初期有望为湖北提供3000万吨低成本电煤,公司一方面将受益于燃料成本下跌带来的业绩弹性(全线通车完整年度估算节约2.7亿元燃料成本),另一方面依托自身的煤投公司和荆门煤炭铁水运储基地向华中地区供煤,提升自身煤炭业务盈利能力,真正形成煤炭-火电的产业链协同效应。 鄂州三期投产在即,火电有望持续贡献业绩弹性 公司火电业务以鄂州发电为主体,另外拥有东湖燃机及新疆五星热电联产机组。当前在建鄂州三期2台百万机组有望于2019年初投产,有望为公司火电板块贡献增量。之前受外送卡口及煤价高位影响,公司火电发电量和盈利能力均出现大幅下滑。2018年下半年外送卡口问题已得到解决。考虑到市场煤价中枢下移叠加蒙华铁路投运的预期,我们判断火电业务板块有望持续贡献业绩弹性。 考虑到在建工程投产、海外布局贡献投资收益、蒙华铁路投产有利于公司煤炭及火电板块等利好,结合公司新能源装机稳健增长、天然气板块较具发展潜力、金融投资稳定业绩等因素,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.27、0.33和0.42元,对应当前股价PE为13.7、11.2和8.8倍,维持“买入评级”。

事件 公司对沙角A电厂部分固定资产折旧年限进行调整 近日公司发布公告称,考虑到沙角A电厂2、3号机组预计于2019年底前关停,4、5号机组预计于2023年底前关停,公司对沙角A电厂部分固定资产折旧年限进行调整,2019年1月1日起开始实施。折旧政策调整之后,公司2019年固定资产折旧预计将增加1.74亿元,2020-2023年固定资产折旧预计每年将增加0.49亿元。 简评 折旧年限调整对公司利润有一定影响 目前,公司沙角A电厂账上尚有固定资产净额10.20亿元,主要为在运机器设备以及房屋建筑物,其中2、3号机组发电及供热设备资产净额1.50亿元,4、5号机组发电及供热设备3.03亿元。本次折旧政策调整后,2、3号机组折旧年限缩短至12个月,4、5号机组折旧年限缩短至60个月。根据公司公告,本次固定资产折旧年限调整预计将减少公司2019年的归母净利润1.74亿元,2020-2023年归母净利润每年将减少0.49亿元。在本次调整前,我们预计2019年公司归母净利润将实现11.76亿元,影响金额占比14.8%,因此本次调整对公司利润有一定影响。 2019年煤价有望回落,公司业绩将迎底部反转 从目前公司的装机容量构成来看,公司控股装机容量为2066万千瓦,其中燃煤机组1735万千瓦,占比达到84%,因此公司的盈利水平主要由煤电决定。2018年,国内煤价持续高位运行,广东省电煤价格指数平均为633元/吨,同比提升2.6%。在国内煤炭有效产能逐步释放以及发电增速下滑带来的影响下,我们判断2019年全国煤炭均价有望回落10%左右,公司火电板块利润也将迎来底部反转。 维持公司“增持”评级 另外,公司公司还积极发展布局风电、气电、水电等清洁能源,不断优化电源结构,2020年清洁能源占比有望提升至29%左右。同时考虑到煤价下滑为公司带来的业绩弹性,我们预计2018-2020年公司营业收入将分别达到269.18亿元、275.42亿元、281.73亿元,归母净利润分别为4.81亿元、10.91亿元、16.98亿元,维持“增持”评级。

立足湖北的区域电力龙头,装机以火电为主 公司主营业务为电力、热力生产,截至2018 年6 月底,公司电力板块共拥有可控装机容量369.43 万千瓦,其中火电装机占比为97.18%,是公司最为主要的装机类型。由于公司火电机组占比较大,公司业绩与煤价呈明显的负相关关系。2018 年市场煤价高位运行,但公司受益于湖北省内用电增长及水电出力乏力带来的利用小时大幅增加,叠加2017 年7 月份湖北省火电标杆电价上调1.8 分钱,2018 年公司预期实现归母净利润1.89-2.25 亿元,较2017 年扭亏为盈。 火电装机保持稳定,业绩弹性静待煤价下行 公司火电装机近年来保持稳定,机组均位于湖北省负荷中心地带,空间分布较优,有利于公司发电量的稳定消纳。2018 年受区域电力供需格局好转、湖北省内水电出力下滑等因素影响,公司上网电量同比增长20.2%,企稳回升趋势较为明显。从利用小时数据来看,公司历年煤电装机利用小时相较湖北省火电利用小时略占优势或基本持平。我们判断未来公司火电利用小时有望维持4300 小时左右,电价和煤耗保持稳定,未来业绩弹性将极大的依靠煤价的下行。 蒙华铁路打通北煤南运新通道,华中地区煤炭供需有望改善 长期以来我国煤炭生产和消费存在地域上的错配,华中地区由于自身煤炭产能不足且缺乏便捷的运煤通道,煤炭缺口持续扩大。根据我们对比测算显示,内蒙古煤炭经蒙华到湖北、湖南均较海进江有一定运费优势;陕西煤炭经蒙华到湖北、湖南和江西均表现出了较大的运费优势。我们以坑口价出发,考虑相关成本和热值折算后,蒙西-湖北电煤价格为603.8 元/吨,陕西-湖北电煤价格为533.3 元/吨,分别较湖北电煤价格指数均值便宜43.6 和114.1 元/吨。我们依据当前华中地区上市火电公司火电发电数据,结合蒙华铁路运煤的经济性测算,结果显示长源电力、湖北能源利润改善的空间较大。 蒙华铁路即将投运,首次覆盖给予“买入”评级 考虑到蒙华铁路投产有利于公司火电业务的业绩改善,暂不考虑国家能源集团资产整合注入的影响,我们预测公司2018 年-2020 年EPS 分别为0.19、0.33 和0.61 元,对应当前股价PE 为19.5、11.2 和6.1 倍,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示:电力需求增速放缓;煤炭价格高位运行;蒙华铁路运量不及预期

事件 深圳能源发布2018年业绩预告,归母净利润同比下滑2.49% 深圳能源电力发布2018年业绩预告,公司2018年全年实现营业收入185.18亿元,同比增长19.12%;实现归属于上市公司股东的净利润7.31亿元,同比下滑2.49%。净资产收益率为3.21%,同比下降0.18个百分点。 简评 发电业务回暖助力营收高增长 公司主营业务包括电力、燃气、垃圾处理等,近年来电力营收占比约为85%左右。2018年1-11月份,广东省全社会用电量同比增长6.11%,维持稳健增长。公司所在区域内电力供需形势持续向好,带动发电业务回暖明显,助力公司营收实现高增长。 煤价高企推高营业成本,多重因素导致量增利减 截止2018年上半年,公司已投产控股燃煤机组491.4万千瓦,煤电上网电量占比达64.85%,发电业务业绩受煤炭价格波动影响较大。2018年市场煤价保持高位运行,公司燃料成本端压力较大。除此之外,市场化交易电量提升、财务费用上升及联营企业投资收益下降等多重因素共振,导致公司量增利减,利润同比下降。 加码布局清洁能源,多元化内生增长良好,维持“增持”评级 公司加快布局清洁能源建设,当前在建风电项目包括太仆寺旗风电、深能镶黄旗风电、通辽义和风电等近百万装机。考虑到未来在建工程投运后公司风电规模有望实现跨越式增长,我们认为风电业务将成为公司电力盈利的重要支撑点,电源结构优化将推动公司电力业务可持续发展,有效降低煤价波动对公司业绩影响。此外公司当前在运垃圾焚烧发电处理能力约10000吨/天,在建项目处理能力约14000吨/天,到2020年垃圾处理业务板块有望贡献2亿元以上的净利润。 考虑到公司装机结构进一步优化及多元化布局下内生动力良好,结合我们对于未来煤炭供需好转的判断,我们预测2018-2020年公司归母净利润分别为7.3亿元、10.6亿元和12.2亿元,对应EPS分别为0.18元、0.27元和0.31,维持增持评级。

发挥双重平台优势,打造水火风光并举的优质综合能源平台 公司主营业务包括电力、煤炭贸易、天然气输配以及金融投资四大板块,历年电力业务毛利润占比均在90%以上,是公司业绩的主要来源。截止2018年上半年,公司控股装机为715.85万千瓦,占湖北省发电总装机的9.95%(含三峡电厂),其中包括水电369.43万千瓦、火电263万千瓦、风电57.12万千瓦和光伏26.3万千瓦。公司依托实控人三峡集团,充分发挥“水火互济”优势,一方面成为三峡集团旗下从事火电、热电、煤炭、油气管输业务的综合能源发展平台,同时又是湖北省中小水电、核电、新能源开发的综合能源保障平台,具有双重优势。 清江来水波动影响业绩,海外布局拓展水电发展空间 公司水电板块在净利润中占比较高,主力水电机组水布垭、隔河岩、高坝洲均位于清江流域。清江流域来水成为影响公司盈利能力的最重要因素之一。虽然水布垭电站具有多年调节能力,但近年来清江流域来水波动较大,使得公司业绩波动较大。2018年清江来水较多年平均值偏枯近2成,但考虑到2019年初弱厄尔尼诺现象概率较大,叠加江坪河、峡口塘电站投产预期,我们预测未来两年公司水电发电量有望稳健提升。2017年公司参与收购秘鲁查格亚水电站,海外布局拓展水电发展空间。在合理假设下,考虑高息债务替换,我们预测2019年交割后查格亚水电站在完整年度有望为公司贡献1.32亿元投资收益。 鄂州三期投产在即,蒙华铁路助力公司打通煤炭-火电产业链 公司火电业务以鄂州发电为主体,另外拥有东湖燃机及新疆五星热电联产机组。当前在建鄂州三期2台百万机组有望于2019年初投产,有望为公司火电板块贡献增量。之前受外送卡口及煤价高位影响,公司火电发电量和盈利能力均出现大幅下滑。2018年下半年外送卡口问题已得到解决,而预期于2019年10月投运的蒙华铁路有望助力公司打通煤炭-火电产业链。考虑到蒙华铁路运营初期有望为湖北提供3000万吨低成本电煤,公司一方面将受益于燃料成本下跌带来的业绩弹性,另一方面依托自身的煤投公司和荆门煤炭铁水运储基地向华中地区供煤,提升自身煤炭业务盈利能力,真正形成煤炭-火电的产业链协同效应。 多重利好推动公司业绩增长,维持“买入”评级 考虑到在建工程投产、海外布局贡献投资收益、蒙华铁路投产有利于公司煤炭及火电板块等利好,结合公司新能源装机稳健增长、天然气板块较具发展潜力、金融投资稳定业绩等因素,我们预测公司2018年-2020年EPS分别为0.29、0.33和0.42元,对应当前股价PE为13.1、11.4和8.9倍,维持“买入评级”。 风险提示:电力需求增速放缓;煤炭价格高位运行;蒙华铁路运量不及预期