事件: 公司发布2019年经营数据。2019年公司完成发电量2151亿千瓦时,重述后同比增长1.84%,全国平均上网电价同比增长1.16%。 公司发布2019年业绩预增公告。公司预计2019年归母净利润较2018年重述后增加15.5-19.0亿元(2018年重述后业绩为17.3亿元),符合申万宏源预期。 投资要点: 多重利空下电价表现出超强韧性,提供公司业绩回升基础。公司2019年全年发电量同比增长1.84%,增速小于前三季度的1.96%以及上半年的5.54%,机组利用效率整体呈逐季下滑态势。我们判断一方面受全国尤其山东等地用电增速回落影响,另一方面,年初以来锡盟-山东特高压交流配套电源组相继投产,对本地机组利用小时数亦造成较大冲击。而市场电方面,公司2019年市场化交易比例为53.7%,较2018年同期重述后数据增加10.1个百分点。在供需双杀、市场化比例上升以及煤价下行等多重压力下,市场化交易参与者表现出较高理性,公司2019年平均上网电价高达414.49元/兆瓦时,同比正增长1.16%,在当前背景下难能可贵,电价高韧性成为公司业绩回升的重要基础。 煤价下跌带来业绩弹性,2020年煤价有望继续下行。根据业绩预增公告,公司2019年归母净利润同比翻倍,我们判断除电价同比回升及增值税调整外,主要受益于煤价下行。2019年全国及山东电煤价格指数(5000大卡)均值分别为494元/吨和560元/吨,较2018年均值分别下降37元/吨和45元/吨。我们根据公司业绩预告及发电量反推可得公司2019年入炉标煤单价(7000大卡)同比下降约55元/吨,与上述结果基本一致。当前我们判断随着煤炭优质产能逐步释放,我国煤价已经正式进入下行通道,预计2020年电煤价格继续向发改委建议的绿色区间回归。此外,公司装机占比第二大的省份湖北可持续受益浩吉铁路投产,运费降低助力公司湖北地区电站业绩改善。 新机制下2020年电价下行风险可控。去年9月底国常会宣布2020年起取消煤电联动机制,实行“基准+浮动”电价。2019年底多省份陆续出台省级市场化交易政策,文本基本沿用国常会政策,整体变化较小。从已公布2020年年度交易结果的省份看,市场化让利幅度整体可控,与2019年度交易整体无大幅变化。我们判断2020年市场化让利将主要以扩大市场化交易比例的方式进行,市场化比例较高的省份及电力公司降电价风险较低。公司2019年市场化比例已达到53.7%,进一步考虑到需求端存在中小公福等不便参与市场化的用户,以及供给端存在热电联产等不宜参与市场化的机组,市场化比例进一步提升空间有限,公司2020年电价下行风险可控。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为32.87、46.52、55.39亿元,对应EPS分别为0.33、0.47和0.56元/股。对应PE分别11、8、6倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。

事件 :公司发布 2019年业绩快告。公司公告初步核算 2019年实现营收 498.86亿元,同比下降2.59%;实现归母净利润 215.60亿元,同比下降 4.65%。符合申万宏源预期。 投资要点: 下半年来水大幅回落,受益联合调度营收仅小幅下滑。受厄尔尼诺现象影响, 2019年我国降水整体呈现“前高后低”态势。上半年长江流域降水偏丰,公司发电量同比增长 5.01%。 三季度起长江流域来水大幅回落,全年看溪洛渡水库来水较上年同期偏枯 19.75%,三峡水库偏枯 5.59%。受益于公司“四库联调”,公司全年实现发电量 2104.63亿千瓦时,同比仅减少 2.33%,其中一到四季度发电量分别同比变化 4.78%、5.17%、-9.86%和-2.21%。 对比全年营收同比下滑 2.59%,公司电价水平保持稳定。 预计投资收益增加对冲营业利润下滑,溪向所得税“三免三减半”优惠到期导致综合税率上升。2019年公司营收较 2018年减少约 13亿元,而利润总额仅减少不足 4亿,降幅1.42%,小于营收降幅,实属不易。由于公司可变成本极少,我们判断差异主要系参股企业投资收益增加所致。投资收益增加一方面来自于公司参股资产体量扩大,另一部分来自部分参股资产会计核算方式转变,公司今年 3月份开始对国投电力以及川投能源持股转为权益法核算,利润反映更为及时。从归母净利润上看,归母净利润同比降幅 4.65%大于利润总额,主要系公司综合所得税率增加。川云公司享受的所得税“三免三减半”政策已于2018年底到期,2019年起仅享受西部大开发税收优惠,适用所得税税率由7.5%升至15%。 集团乌白项目稳步推进,加大对外投资拓展长期增长空间。目前由集团建设且承诺未来注入公司的乌东德及白鹤滩电站工程进展顺利,10月 28日白鹤滩首台机组已完成浇筑,12月 16日乌东德完成首台水轮发电机转子吊装,预计乌东德、白鹤滩电站首台机组有望按计划分别于 2020、2021年中投产。为拓展长期发展空间及完成“一主两翼”布局,公司2019年加大对外投资力度,10月 1日公告拟以 35.9亿美元基础价格收购秘鲁 LDS 公司83.64%的股权,继而获得首都利马最发达地区配售电业务永久特许经营权,加快公司形成配售电业务核心能力,实现产业链延伸发展。12月 31日公告以 49亿元对价收购大唐集团持有的金沙江中游公司 23%股权,目前金中公司处于盈利恢复期,我们判断短期内该笔投资对公司业绩贡献较小,更大的意义在于金沙江联合调度以及推进上游龙盘电站建设。 盈利预测与评级:暂不考虑 LDS 项目收购计划,根据业绩快报预测公司 2019-2021年归母净利润分别为 215.6亿元、226.3亿元以及 231.1亿元(2020及 2021年调整前分别为236.64及 241.11亿元)。当前股价对应 PE 分别为 18、17和 17倍。公司主业运营情况稳健,“一体两翼”战略稳步推进,维持“买入”评级

事件: 公司发布2019年三季报。前三季度公司实现营业收入163.15亿元,同比增长44.21%,归母净利润48.65亿元,同比增长116.71%,超过申万宏源预期的43亿元。 投资要点: 澜沧江上游电站机组投产扩大发电规模,上网电价较高提升盈利中枢。公司澜沧江上游5座电站最后一台机组于2019年7月投产,今年新增装机容量近200万千瓦。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,显著提升盈利中枢。 三季度来水略有回落,但上游来水相对较好,助力业绩快速释放。今年上半年澜沧江流域来水偏丰,叠加新机组投产,公司上半年实现发电量同比增长57.13%。澜沧江流域三季度汛期来水转差,公司前三季度累计发电量同比增长35.5%,增速较上半年大幅回落。但是相比下游,澜沧江上游来水相对较好,电价较高的上游5座电站三季度发电量整体实现正增长,带动公司业绩超预期。 参股国投大朝山电站三季度业绩大幅下滑,投资收益确认有一定滞后。大朝山电站上半年受来水充足及上游电站去库容影响,1-6月发电量同比增加40.15%。由于汛期来水大幅回落,大朝山电站三季度发电量同比减少38.98%,前三季度累计发电量增速降至6.02%。同时由于汛期市场化交易电价显著下滑,大朝山电站前三季度平均上网电价同比下滑0.13%,三季度基本吞噬上半年业绩增量。但是公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,业绩确认有一定滞后,预计大朝山全年业绩基本持平。此外,公司公告拟以19.98亿元收购紫石资本持有的金沙江中游公司11%股权,收购价格合理,公司看好标的资产长期价值,未来有望增厚投资收益。 资本开支高峰结束,资产负债率下行通道,分红比例有望大幅提升。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司三季度末资产负债率降至68.64%,较2018年同期降低6.19个百分点,较2019年6月底降低3.95个百分点。公司目前在建机组仅托巴电站,预计澜沧江上游西藏段电站短期内难以开工建设,我们判断公司迎来资本开支拐点,后续分红比例有望大幅提升,公司配置价值逐渐凸显。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元(调整前分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元),当前股价对应PE分别为15、16和15倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。

公司发布 2019年三季度报告,2019年前三季度实现营业收入 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%,符合申万宏源预期。 投资要点: 用电增速下降叠加水电冲击,三季度发电量跌幅扩大。公司 2019年前三季度完成发电量3021.87亿千瓦时,同比减少 7.52%,其中三季度发电量 1068.12亿千瓦时,同比减少8.31%,跌幅呈扩大趋势。一方面,年初以来我国用电增速逐季放缓,前三季度全国累计用电量同比增长 4.4%,增速较 2018年同期回落 4.5个百分点。另一方面,用电增速区域分化加剧,东部沿海省份用电增速显著低于中西部地区,叠加降雨偏多、跨省跨区送电规模扩大,东部地区本地机组利用小时数进一步受到压缩。公司沿海省份装机容量占比较高,故整体发电效率受影响较大。公司前三季度市场化交易电量比例达到 51.23%,较去年同期增加 10.87个百分点。值得注意的是,在发电量下滑、市场化交易占比提高的背景下,公司前三季度平均上网电价逆势增长 0.14%,反映出电力市场化交易参与者更为理性。 受益煤价下行及投资收益增加,三季度业绩改善显著。公司三季度单季实现归母净利润15.69亿元,而 2018年同期亏损 1.4亿元。盈利改善一方面源于煤价下行,前三季度全国平均电煤价格指数同比下降 6.9%,东部沿海省份受用煤需求下滑及低价进口煤影响跌幅居前,公司受益较为明显。三季度公司主营业务毛利率较 2018年同期提升 3.36个百分点。 盈利改善另一方面源于投资收益,公司今年三季度实现投资收益 4.28亿元,去年同期为亏损 2.29亿元,我们判断今年三季度投资收益增加一方面来自于参股的深圳能源业绩大幅好转,另一方面公司参股火电机组亦受益于煤价下行。 期待煤价逐渐回归合理区间,电价新政长期利好效率高的大机组。国庆前期安全检查趋严导致三季度煤价小幅反弹,但是三季度煤价整体仍然呈现“旺季不旺”态势。当前全国煤价较发改委绿色区间仍有较大距离,我们判断随着“三西”地区大型煤矿逐步投产、火电用煤需求减少,四季度煤炭供需趋于宽松,全国煤价仍处于下行通道,公司煤价业绩弹性有望进一步释放。今年 9月国家提出自明年 1月起取消煤电联动政策,实行基准电价+浮动电价机制,我们判断在电力市场化背景下,效率高、环保性能好的大机组具备明显优势,公司机组质地在全国性发电龙头中位居前列,长期看有望受益。 盈利预测:我们维持公司 2019-2021年归母净利润预测分别为 50.92、69.73、76.90亿元,对应 EPS 分别为 0.32、0.44和 0.49元/股。对应 PE 分别为 18、 13、12倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。

收购秘鲁配售电项目,开启大手笔海外投资步伐。公司此次拟收购标的为Sempra荷兰所持有的SAB公司100%股权以及POC公司约50%股权,基础收购价格为35.9亿美元,采用现金方式支付。前述两者主要资产为秘鲁LDS公司83.64%股权,该笔股权收购完成后将触发对LDS公司剩余股份的强制收购要约。LDS公司为秘鲁第一大电力公司,约占秘鲁全国市场份额的28%,于利马证券交易所上市,拥有首都利马最发达地区配售电业务永久特许经营权,同时拥有在运水电10万千瓦,储备水电项目73.7万千瓦。LDS公司2018年合并口径下营业收入约9.6亿美元、净利润约1.6亿美元。最近三年LDS公司经营情况稳定,现金回报充沛。公司基于一贯的股东回报考量,开展此次秘鲁项目收购。 贯彻“一体两翼”发展战略:加快形成配售电业务核心能力,实现产业链延伸发展。国内大水电面临可供开发资源有限的问题,公司前几年即提出“一体两翼”发展战略,“一体”即为国内大水电,“两翼”为配售电业务与国际化,寻找业绩长期增长空间。公司坚定看好国内的电改发展大趋势,持续做好存量配电资产整合和运营管理,打造配售电上市平台,逐步形成发、配、售电产业链协同效应。年初以来持续增持并实际控制上市公司三峡水利,主导对重庆地方配电网资源的整合。考虑到国内电改推进速度低于预期,大规模获取配电网资源难度较大,公司同时积极寻求海外发展机会。本次秘鲁LDS项目为难得的海外规模化配电网投资机会,公司通过对秘鲁项目的收购与运营,可以积累有效的配电网管理运营经验,远期不排除将国外经验引入国内,在合适机会加大对国内配电市场的投资力度。 秘鲁国别投资风险较小,LDS项目后续政策风险、汇率风险较低;随着长江电力对LDS项目的成功整合,未来有望充分发挥协同效应提升项目盈利潜力。秘鲁为南美地区国别风险最低的国家之一,三峡集团深耕南美市场多年,对当地政策及电力市场均较为熟悉。三峡集团目前在秘鲁拥有两座水电站,包括圣加旺水电站(20.93万kw在建)以及查格亚水电站(45.6万kw已投产)。配售电业务属秘鲁政府监管行业,收益率每4年核定一次,最近一次核定为2018年(核定收益率为12%),同时政府规定单次收益率调整幅度不得超过2%,远期收益率大幅下调风险较小。LDS公司在秘鲁的配电收入以美元计价,配电费拥有针对汇率、通胀的月度调整机制,因此汇率风险主要体现在人民币对美元方面,相较于一般的南美国家货币汇率风险较小。 LDS公司供电区域为秘鲁首都利马核心区域,用电量具备持续增长空间。此次收购完成后,一方面LDS公司配电业务可以与三峡集团在秘鲁的其他业务形成协同,三峡集团丰富的水电开发经验也可以用于LDS的储备水电项目开发;另外,考虑到三峡集团在国际市场上融资成本亦较低,可以通过杠杆收购、债务置换等方式进一步增强本次并购交易的回报。 盈利预测与评级:本次收购尚待秘鲁政府部门审批,且交易价格尚未最终确定,我们暂不考虑此次收购维持公司2019-2021年归母净利润预测至231.78亿元、236.64亿元以及241.11亿元。当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司积极开拓国内外配电网业务延伸电力产业链,打开成长空间同时可部分对冲国内潜在的电价下调风险,维持“买入”评级。

联合能源及长兴电力股权合计对价65.44亿元,对价合理略增厚每股收益。公司此次收购标的为联合能源88.55%股权以及长兴电力100%股权(两江长兴持有联合能源10.95%股权),合计对价为65.44亿元,对应PB约为1.1倍,其中联合能源股权作价55.25亿元,长兴电力股权作价10.19亿元。合计收购对价中3.65亿元通过现金方式支付,61.79亿元通过发行股份方式支付,发行价格在年度权益分配方案实施后调整为7.32元/股。此外,公司拟募集配套资金不超过5亿元,用于支付现金对价及补充流动资金等。此次收购价格合理,公司2018年备考每股收益为0.2202元(实际完成每股收益为0.2151元),对每股收益略有增厚。2019年上半年联合能源和长兴电力分别实现净利润1.04亿元和1316万元,两标的业绩承诺为2019-2021年合计净利润不低于3.32、4.22和4.40亿元。 三峡集团股权占比虽有稀释,但仍为实际控制人。近年来三峡集团通过多次增持公司股份,今年3月与新华水电签订《一致行动协议》,可行使表决权的股份比例(24.48%)超过水利部,正式成为公司实际控制人。此次资产注入完成后(不考虑募集配套资金),三峡集团及其一致行动人持股比例将下降至19.34%,但仍为公司实际控制人。三峡集团在今年3月成为实际控制人时提出将在未来12个月内改组董事会,治理结构有望理顺。 重庆地方电网在股权层面实现整合,未来期待长兴电力业绩释放。重庆供电网络由国家电网和地方电网构成,国家电网公司供电面积占比约为90%,剩余10%由众多地方电网所有。三峡集团近年来有意整合重庆地方电网,于2017年成立联合能源,逐步完成对重庆乌江电力、聚龙电力的股权整合,至此重庆地方电网通过三峡集团建立股权联系。三峡集团2015年8月联合重庆地方政府成立长兴电力,长兴电力拥有两江新区工业开发区增量配电网优先建设权。两江新区为我国继浦东新区、滨海新区后第三个国家级开发区,从国务院为两江新区的定位来看,两江新区将成为重庆及整个长江上游地区的大型工业基地与金融中心,未来用电需求广阔,长兴电力有望成为公司未来主要业绩增量。 盈利预测与估值:此次资产注入尚需国务院国资委及证监会批准,仍存在一定不确定性,我们此次暂不调整盈利预测,维持2019-2021年归母净利润至2.20、2.91、3.13亿元,当前股价对应PE分别为32、25、22倍,考虑到重大重组方案及重庆地方电网整合,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2019年中报,2019年上半年公司实现营业收入203.63亿元,同比增长6%;实现归母净利润85.72亿元,同比增长0.59%,符合申万宏源预期。 投资要点: 上半年来水趋势向好,发电量增长驱动收入规模增加。受益于厄尔尼诺现象带来的来水增长,公司2019年上半年实现发电量854亿kwh,同比增长5.01%;其中,一季度实现发电量362亿kwh,同比增长4.78%;二季度实现发电量492亿kwh,同比增长5.17%。电量增长电价水平基本保持稳定,驱动公司上半年实现营收203.36亿元,同比增长6%。 收入增长带来毛利增加,增值税退税收入消失及投资收益等科目变动拖累盈利增速。得益于发电量增加,公司今年上半年收入同比增长11.53亿元(6.0%yoy),公司上半年毛利同比增长9.28亿元(6.48%yoy)。公司上半年归母净利润增速仅0.59%,低于收入及毛利增速,主要是受下述因素拖累。1)其他收益科目减少7.17亿:公司2018H1尚有剩余的7.17亿增长税退税收入确认,今年同期则无此项收入;2)营业外支出增加1.51亿:今年上半年营业外支出为1.52亿元(去年同期0.01亿元),主要为库区维护支出以及对外捐赠;3)投资净收益减少3.88亿:去年同期公司出售金融资产获得投资收益7.97亿元,公司今年通过处置其他非流动金融资产部分对冲掉了这一影响,但是投资收益仍然下滑;4)公允价值变动净收益同比增长3.52亿。上述因素综合作用下,公司上半年收入保持稳健增长,归母净利润则与上年同期基本持平。 对外投资持续加码,产业思维精准布局,投资收益日益成为公司盈利的重要来源。截至2019年6月30日,公司共持有参股股权40家,累计原始投资余额310.14亿元。公司报告期内新增对外投资72.09亿元。公司目前参股的主要公司包括国投电力(10.61%)、川投能源(11.12%)、桂冠电力(3.21%)、黔源电力(4.97%)等,并且持股比例在持续增加中。长江电力依托产业资源,精准布局国内的优质电力上市公司,未来一方面可以通过股权联结推进水电联合调度,另外一方面可更有效发挥自身现金流优势,增加投资收益成为新的利润增长点,为股东提供更好的回报。 盈利预测与评级:考虑到发改委最新政策明确水电行业降低增值税3%的收益用于降低下游电价,以及长江流域来水趋势,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测至231.78亿元、236.64亿元以及241.11亿元(调整前分别为240.48、244.09、249.48亿元)。当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司为大水电龙头,高分红政策确定,降息周期里配置价值凸显,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报。2019年上半年完成营业总收入40.63亿元,同比增长15.2%;实现归母净利润2.1亿元,同比增长36.01%,符合申万宏源预期。 投资要点: 火电规模总体稳定,新能源装机继续高增长。截至2019H1末,公司总装机量达683.47万千瓦,其中火电351.5万千瓦,新能源331.97万千瓦,新能源装机占到总装机量的49%。公司火电规模总体保持稳定,新能源装机持续高速增长,18年下半年及19年上半年新能源装机分别新增51.02和24.78万千瓦。2019H1公司实现火电发电量55.77亿千瓦时,同比增加0.36%;实现供热量1462万吉焦,同比降低7.88%;实现新能源发电量30.91亿千瓦时,同比增加42.97%,主要得益于新能源装机的大幅增长。 分板块来看,煤价上涨致火电亏损扩大,新能源则由于装机高增盈利规模持续增加。2019年上半年公司实现利润总额4.18亿元,同比增利1.86亿元,其中火电板块亏损0.43亿元,同比增亏0.23亿元;新能源板块贡献利润6.74亿元,同比增利2.92亿元。公司火电板块亏损扩大主要由于煤价上升,公司上半年综合标煤单价同比升高35.86元/吨,增幅达5.76%。新能源板块利润增加则是由于公司旗下新能源装机持续增长,且公司新能源装机占比最高的吉林省上半年风况表现较好且弃风率持续下降。 新能源布局从省内走向全国,致力于成为国内一流清洁能源上市公司。截至目前公司新能源总装机330万千瓦左右,其中省内100万千瓦,省外230万千瓦。目前已形成东北、西北、华东、江西四个新能源开发基地,带动周边区域新能源项目的持续发展;长春、合肥、九江三个新能源运维基地,有效促进新能源板块生产运营高效运作。预计后续公司新能源项目开拓力度还会持续加强,公司致力于成为具有可持续发展能力和较强盈利能力的国内一流清洁能源上市公司。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为2.53、3.44及4.10亿元,当前股价对应PE分别为24、18和15倍。公司当前新能源转型持续,火电受煤价拖累盈利承压,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2019年中报。上半年实现营业收入76.76亿元,同比增长28.04%;实现归母净利润10.13亿元,同比减少28.33%,符合申万宏源预期。 投资要点: 内生+外延扩张,公司装机规模不断扩大;转让湖北银行股权,优化资产结构。今年上半年公司新增装机253万kw,其中鄂州电厂三期投产新增火电装机200万kw,收购秘鲁查格亚水电新增水电装机45.6万千瓦,另外风电光伏有部分投产。截至目前,公司已投产可控股装机达到975.47万kw,其中火电463万kw,水电415.03万kw,风电光伏合计97.44万kw。内生+外延,公司装机规模实现大幅扩张,后续盈利能力不断加强。在继续做大电力主业同时,公司其他资产进行了适度处置,上半年挂牌转让参股湖北银行3.58亿股股份,成交价14.13亿元,进一步优化资产结构,提升资产管理效率。另外公司上半年还通过长江证券可转债实现收益0.84亿元。 水电及投资收益拖累盈利,火电装机投产带来增量。今年年初以来我国南方地区来水整体较好但分布极度不均,公司机组所在的清江流域来水严重偏枯,上半年公司完成水电发电量38.42亿千瓦时(含查格亚水电发电量),同比减少33.10%,拖累公司业绩表现。上半年子公司清江公司实现净利润4.55亿元,较2018年同期的7.68亿元同比减少40.75%,仅约2017年同期的一半。另外,公司今年上半年实现投资收益2.19亿元,低于去年同期的4.28亿,主要是由于去年同期公司出售陕煤股票获利2.7亿元。水电及投资收益拖累上半年业绩表现,火电板块则受益于装机增长、利用小时提升以及煤价回落多重弹性,业绩亮眼。今年5、6月份鄂州电厂三期两台机组先后投产,公司火电装机量同比增长约80%;叠加来水偏枯带来的火电大发(上半年发电量同比增加77.97%),湖北省上半年平均电煤价格指数同比下降6.89%,受上述因素影响公司旗下鄂州电厂实现净利润2.84亿元,较去年同期增加2.6亿元。 浩吉铁路(原蒙华铁路)预计10月通车,期待火电板块业绩弹性进一步释放。华中地区为煤炭供给侧改革以来火电公司受损最严重的区域,电煤价格高企主要系运输不畅,国铁运力有限,海进江运输比例逐年上升。浩吉铁路预计今年10月投产,有望彻底重塑华中地区煤炭供需格局。投产初期运力为6000万吨/年,结合疏运项目建设进度,我们判断或主要投放至湖北省,按照50%运力投放计算,可取代全省60%海进江煤炭。当前海进江至湖北运费在300元以上,我们测算通过浩吉铁路可降低运费60-80元/吨。公司投资38亿元的荆州煤炭铁水联运储配基地计划与浩吉铁路同时投产,荆州将煤电煤化工产业园,下游需求旺盛,公司预测储配基地达产后年净利润可达2亿元。 盈利预测:考虑到上半年以来来水偏枯对业绩造成的不良影响,我们下调公司盈利预测至2019-2021年分别为21.11、29.01以及31.32亿元(调整前分别为24.41、30.25以及为32.43亿元),当前股价对应PE分别为13、9以及8倍。公司作为三峡集团旗下综合能源运营平台,盈利能力有望持续提升,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报,2019年上半年实现营业收入437.02亿元,同比增长5.21%;实现归母净利润16.52亿元,同比增长67.43%,符合申万宏源预期。 投资要点: 装机增长及电价回升驱动营收增长,火电利用小时基本平稳。截至6月30日,公司控股装机量为5354万kw,其中煤机4089万kw,燃机641万kw,水电、风电、光伏合计625万kw;装机总量较上年同期增加8.66%。上半年公司实现发电量1011亿kwh,同比增长5.66%,其中火电发电量941亿kwh,同比增长7.42%,主要由装机增长所致。根据公司披露,今年上半年公司燃煤机组利用小时为2202h,与去年同期2208h基本持平。在今年沿海区域煤电普遍利用小时承压的格局下,尤为可贵。电价方面,公司今年上半年平均上网电价为0.41458元/kwh,较上年同期增长1.56%,主要是由于增值税政策的调整所致;增值税让利带来的电价提升对改善公司盈利有显著影响。公司今年上半年市场化交易电量占比达48.99%,比去年同期增长13.17个百分点,市场化交易占比大幅提升而上网电价依然保持较好增长,由此或可推断公司今年上半年市场化让利幅度有所收窄。综上,短期看公司收入端基本保持稳定,中长期我们认为电力行业供需持续改善,公司营收规模有望持续温和提升。 煤价同比回落是毛利率改善主因,部分营业成本科目增幅较大削弱盈利修复空间。上半年全国电煤价格指数同比回落6.8%,驱动火电板块整体盈利能力大幅修复。公司披露今年上半年燃料成本有所下降,经测算公司单位火力发电燃料成本同比下降1.44%,幅度低于全国平均的电煤价格跌幅。考虑到公司燃料成本内包含部分气电机组燃料成本,或可解释部分差异。主要受益于煤价回落,公司19H1毛利率提升至13.56%,比上年同期高出1.16个百分点。同时我们也注意到公司部分类别的主营成本增幅较大:其中公司职工薪酬同比增长32.4%,比上年同期多7亿元;维护、保养及检查费用则同比增长27.3%,比上年同期多出4亿元。上述主营成本增速均显著高于公司装机增速、收入增速,对盈利修复造成一定拖累。另外由于递延所得税科目的影响,19Q2公司综合所得税率仅15%,18Q2为33%,上述所得税率变化预计影响1.5-2亿的归母净利润。公司目前盈利能力仍然处于相对底部,尚未回归到公用事业合理的ROE水平。随着后续煤价逐步下行等因素兑现,公司盈利能力有望持续修复。 发行可续期债资产负债率大幅下降,期待后续融资结构持续优化降低财务费用。公司从去年开始大量发行永续债,截至目前公司发行在外永续债总规模达120亿元。受益于永续债的发行,公司当前资产负债率降低至68.76%,较去年底降低1.64个百分点,较去年中期降低5.62个百分点。公司今年上半年财务费用为26亿元,较去年同期的26.6亿元小幅下行(考虑到今年资本化利息支出较去年同期少1个亿左右,实际财务费用减少规模大约在1.6亿左右)。考虑到当前综合利率水平持续下行,十年期国债收益率已从18年初的3.90%降低到当前的3.06%,降幅达84bp。考虑到公司融资成本较利率下降有所滞后,后续公司依然有较大的优化融资成本降低财务费用的空间。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为32.87、46.52、55.39亿元,对应EPS分别为0.33、0.47和0.56元/股。对应PE分别12、9、7倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。

红水河流域来水偏枯拖累水电发电量。2019年初以来全球厄尔尼诺现象偏强,我国南方地区整体降水偏多但分布不均,公司机组所在的红水河流域来水偏枯。公司上半年实现水电发电量177.61亿千瓦时,同比减少7.7%,其中最主要的盈利来源龙滩和岩滩分别减少11.7%和11.8%。广西省汛期来水有所好转,7月单月水电平均利用小时数同比增16小时,期待下半年水电业绩改善。 广西供需改善致合山火电发电量大增,火电业务同比减亏,广西省为我国电解铝产业转移主要目的地,用电增速持续领跑全国,上半年全区用电量同比增长10.9%,叠加水电发电量下滑影响,公司合山电厂上半年实现发电量16.74亿千瓦时,同比增长59.28%。同时受益于上半年广西电煤价格指数下降6.57%,公司火电业务上半年净利润亏损3291万元,同比减亏1.19亿元。 积极优化清洁能源电源结构,业绩稳健有望维持高分红。截至2019年6月底公司水电、风电等清洁能源占在役装机容量比例达88.77%。2018年公司建设的广西宾阳马王一期风电项目于2019年3月底实现首台机组投产发电,马王二期风电项目(100MW)于5月获得核准,未来新能源有望持续贡献装机增量。公司近年来大幅提高分红比率,2016-2018年分红比例分别为30.38%、79.68%和63.56%。当前公司整体业绩稳健,高分红比例有望维持。 长江电力再度增持公司股份,持股比例位列第五。长江电力近年来持续增持公司股份,2018年年报中首次进入前十大股东,2019年上半年再度增持公司0.64%股份,目前累计持股比例已达3.21%,位列第五大股东。公司价值获得业内产业资本认可。 盈利预测与估值:综合考虑来水情况及水电增值税让利下游,我们下调2019-2021年归母净利润预测分别为24.67、25.91和26.62亿元,调整前分别为(26.77、27.96亿元、28.59亿元),当前股价对应PE为15、14和14倍,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2019年中报。上半年公司实现营业收入195.82亿元,同比增长8.83%;归母净利润12.96亿元,同比增长41.96%,符合申万宏源预期。 投资要点: 燃料成本大幅下降,提升整体盈利水平。公司公告上半年控股发电企业完成发电量183.7亿度,同比减少1.7%。其中,因上海地区实施“原煤总量控制”,以及区外来电大幅增长,公司上海燃煤机组发电量同比下降17.32%,拖累整体煤电发电量同比减少10.7%。因去年5月新增投产崇明气电,12月收购7个风电及光伏项目,以及临港海上风电一期全面建成投产,公司气电、风电及光伏发电量分别同比增长91.9%、25.6%和577.1%。公司综合上网电价0.414元/度(含税),较上年同期增加1厘/度。因电煤需求疲软,叠加供给宽松、进口煤放开等因素影响,上半年上海地区电煤价格指数同比下降13.7%。上半年公司系统企业平均耗用标煤价格同比下降74元/吨,节约燃料成本共约3亿元。燃料成本大幅下降,叠加Q2增值税减税红利,电力业务毛利率增加2.73个百分点,带动整体盈利能力提升。 联营、参股企业盈利能力提升,金融资产因公允价值上涨,投资收益同比提升。因上半年煤价呈下跌趋势,公司参股煤电企业盈利能力提升。上半年对联营企业和合营企业的投资收益同比增加约5500万元。从今年起,公司持有的金融资产以公允价值变动损益确认受益,因所持ETF产品和股票的公允价值上涨,新增投资收益约1.22亿元。 平山二期、新疆油气田等项目开发进程加快,持续完善能源全产业链布局。公司在安徽淮北的平山二期135万kW机组国家示范工程建设有序推进。安徽作为煤电建设预警绿色省份,因长三角产能转移及当地城镇化率提升,用电需求保持高速增长。平山二期建成后留安徽本地消纳,有望受益于当地用电高增长。油气勘探领域,公司积极推进东海平湖油气田PH12井勘探工作,确保稳产增储。新疆油气区块勘探已于6月提前完成三维地震采集工作,并通过专家验收,目前正开展数据处理和解释工作。 Q2陆股通及长江电力持续增持。对比Q1末,陆股通及长江电力分别增持0.56和0.98个点,达到总股本比例的3.34%和2.02%。我们认为,公司以煤电为基础,不断增加投资风电等清洁能源,并延伸新疆油气田、内蒙古煤化工等上游资源类资产。稳健经营的同时,多点布局打造综合型能源公司。陆股通及发电同行不断增持,侧面彰显公司长期投资价值。 盈利预测及投资评级:暂不考虑油气田开采、抽蓄电站的投资回报,我们维持预测公司19~21年归母净利润分别为22.51、24.46和26.17亿元。当前股价对应PE分别为12、11和11倍。公司资产结构优质盈利能力稳健,积极布局清洁能源及上游煤矿、油气领域,带来发展增量,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2019年半年报,上半年实现营业收入105.89亿元,同比增长63.66%;实现归母净利润28.16亿元,同比增长224.77%,归母净利润超过申万宏源原预期约30%。 投资要点: 澜上机组投产扩大发电规模,来水偏丰推动业绩提升。2019年上半年,公司澜沧江上游乌弄龙、里底、黄登和大华桥水电新增机组陆续投产,新增装机容量172.75万千瓦。上半年澜沧江流域来水偏丰,小湾断面同比偏多28%,助力业绩释放。受益于新机组投产与来水丰沛,公司上半年实现发电量538.85亿千瓦时,同比增长57.13%,其中澜沧江上游五座电站发电101.01亿千瓦时,占公司发电总量的18.75%;澜沧江下游除大朝山以外的五座电站发电386.30亿千瓦时,同比增长39.52%,占发电总量的71.69%。 签订澜上机组送电广东协议,叠加广东力推清洁能源转型加大电力外购,盈利中枢显著提升,产能释放有保障。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,预计下半年产能全力释放后显著提升盈利中枢。 云南电力供需格局改善,电力市场化交易价格回升,澜下存量机组业绩持续修复。云南省用电需求持续回暖,上半年省内用电量同比增长6.7%;而截至6月省内装机同比累计增速为4.1%,其中今年上半年新增装机量仅69万千瓦,省内供需格局持续改善。上半年云南电力市场化交易价格显著回升,均价同比上升0.6分/千瓦时,其中6月单月同比上升0.9分/千瓦时。由公司营业收入增速和发电量增速推算,公司上半年平均上网电价增速为4.16%,利好下游存量机组利润修复。 参股国投大朝山电站发电量量价齐升,投资收益确认有一定滞后。受来水充足叠加上游电站去库容影响,公司参股10%的国投大朝山电站上半年发电量同比增加40.15%,平均上网电价由0.184元/千瓦时上升至0.217元/千瓦时。公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,因此业绩确认有一定滞后。去年同期投资收益较多系出售果多、觉巴电站。 资本开支高峰结束,资产负债率及财务费用进入下行通道。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司上半年资产负债率由同期72.81%降至72.59%,合并资本化利息后的利息支出由上年同期25.50亿降至今年上半年24.66亿,推动盈利释放。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元(调整前分别为38.21、46.2及49.62亿元),当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。

事件: 公司发布2019年半年报,上半年实现营业收入67.56亿元,同比增长6.49%;实现归母净利润7.40亿元,同比增长152.72%;超过申万宏源预期。 投资要点: 蒙西机组发电量继续高增长,直送华北机组发电量受检修拖累。公司上半年发电量达256.87亿千瓦时,同比增长2.67%。当前蒙西地区成为钢铁、有色等高耗能产业转移主要基地,用电需求增速持续领跑全国,公司上半年蒙西机组发电量同比增长20.59%。因直送华北机组集中检修安排,公司上半年外送华北电量同比减少12.1%。分季度来看,公司一季度直送华北机组发电量同比减少19.63%,其中魏家峁电站及上都电厂分别同比减少16.5%和20.9%;二季度魏家峁电站检修结束,单季度发电量与去年同期持平,上都电站发电量同比减少8.5%,降幅已大幅收窄。 蒙西机组量价回升,叠加参股电厂盈利改善托克托分红落地,公司业绩超预期。公司2019年上半年平均上网电价253.51元/兆瓦时,同比降低0.54%,主要是魏家峁采用临时电价结算偏低,我们判断受益内蒙供需格局改善下半年电价有望明显改善。叠加蒙西地区今年上半年电煤价格指数同比下降5.89%,公司蒙西盈利能力显著改善。公司收到参股15%大唐托克托电厂分红确认投资收益,增加投资收益2.34亿元,另外公司参股电厂利润也受益供需改善业绩同比提升,公司上半年投资收益较同期增加2.99亿元。 增资乌达莱公司475兆瓦风电项目,利好公司风电板块盈利扩张。目前乌达莱475兆瓦风电项目已全面进入安装阶段,公司通过旗下全资子公司龙源风电间接持有乌达莱风电60%控股权,此次追加注资5.74亿元。项目通过锡盟-山东特高压线路外送,消纳有保障,盈利能力可观,预计投产后显著提升公司风电板块装机规模及盈利贡献。 外送华北机组检修结束以及煤价下行助力下半年业绩释放,高分红率承诺彰显配置价值。从二季度单季发电量来看,目前公司外送机组检修已接近尾声,下半年有望持续释放业绩。煤价方面,蒙西电煤价格指数自4月以来逐月下行,展望全年判断随着蒙西区域煤炭优质产能加速释放,19年全年煤价下行趋势确定。此外,公司持续优化资本结构,2019年6月资产负债率较18年同期下降6.37个百分点,今年上半年财务费用同比减少1.32亿元。业绩回暖背景下,公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达6.0%。 盈利预测与评级:继续维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为15.37、18.64亿元和20.33亿元,当前股价对应PE分别为12、10和9倍。随着外送机组电量改善以及电价提升下半年业绩有望进一步提升,公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,我们预计2019年股息率有望高达6%,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

粤北地区首批上市公司,业务以水电为主,逐步拓展生物质发电及纸制品生产。公司成立于1993年,1996年成为粤北地区首家上市公司,上市之初确立以水电为主要发展方向,业务范围后逐渐拓展至造纸及生物质发电等。截至2019年6月底,公司电力装机容量106.22万千瓦,其中水电67.22万千瓦,煤电24万千瓦,生物质发电15万千瓦。近年来公司非电业务发展迅速,公司2018年纸制品生产、机械等业务合计占比达50%。但从毛利贡献看,电力业务毛利占比仍超过60%。公司当前股权结构较为分散,2015-2017年前海人寿多次增持公司股份成为第一大股东,截至目前前海人寿持股19.95%,原控股股东韶关工业资产管理公司持股比例降至14.43%。 水电业务高毛利属性突出,来水改善迎来业绩修复。公司水电业务毛利率位居全国水电公司前列,机组主要分布在广东北江支流以及湖南沅江、耒水和湘江,除沅江中游的大洑潭电站规模较大(20万千瓦)以外,其余多为5万千瓦以下小水电,广东境内水电装机容量占比为46%。2018年湖南、广东两省来水严重偏枯,两省全年水电利用小时数均为近年最低点,拖累公司业绩表现。2019年初以来我国南方地区降水偏丰,截至6月底湖南、广东两省水电累计利用小时数分别同比增长764和374小时,利用小时数与2016年高点接近,公司水电业务盈利能力有望迎来大幅改善。 依托韶关林木业资源,生物质发电业务成为新盈利增长点。韶关为我国重要林木资源生产基地,每年生物质燃料总量达568万吨,全市共规划36万千瓦生物质发电项目(全部位于公司旗下),仅为理论容纳量的1/3,充分保障了生物质电站燃料充足性。目前公司已投运生物质发电项目合计15万千瓦,其中旭能扩建项目1号机组3万千瓦于2019年5月投运,在建项目合计9万千瓦。我国目前大力鼓励生物质发电,实行全额保障收购、0.75元上网电价及增值税即征即退等优惠政策,公司生物质电厂燃料主要来自林业采伐及木材加工业,热值稳定且收集过程简单,项目盈利能力较为可观。随着在建装机的逐步投产,生物质发电业务有望成为公司新的盈利增长点。 纸制品业务稳步增长,在建产能较多具备成长性。公司纸制品业务包括环保纸餐具和本色消费类用纸两种产品,其中纸餐具外销欧美,本色消费类用纸主要于国内销售。公司旗下绿洲公司目前拥有制浆产能5万吨/年、本色生活用纸产能5万吨/年以及环保纸餐具产能2.7万吨/年。公司2017年11月增资控股江西华丽达51%股权(拥有原纸产能6万吨/年),助力公司拓展华东市场。公司目前在建产能包括绿洲四期(1.55万吨/年)及绿洲新丰项目(6.8万吨/年),纸制品业务规模具备成长空间。 盈利预测与估值:我们预测公司2019-2021年归母净利润分别为5.39、5.97和6.58亿元,对应EPS分别为0.50、0.55和0.61元/股,当前股价对应PE分别为10、9、8倍。 显著低于可比公司。综合考虑今年来水大幅改善带来盈利修复、生物质发电业务进入高速成长期、非电业务稳步增长,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:未来几年广东、湖南来水情况不及预期,非电业务发展缓慢。