预计业绩拐点确立,符合市场预期。公司2019年业绩增长的主要原因为环卫装备重回增长,同时环卫服务业务大幅攀升,其中2019Q4单季净利润0.7亿元,同比增速大幅提升至91%。营收增速与净利润增速不匹配的主要原因为当前环卫服务项目大量处于磨合期,拖低了净利率表现。经营现金流大幅上升,同比转正至3.2亿元,其中2019Q4单季经营性净现金流6.5亿元,由Q3的净流出转正,主要系加强应收款管理,加快货款回笼所致。 毛利率现金流同步好转,股价压制因素消失。2018年受环卫服务市场化快速推进影响,公司环卫装备客户结构发生重要变化,企业端客户占比大幅上升,对装备价格的高敏感度以及回款偏慢的特点对毛利率和现金流形成显著影响。 公司装备毛利率水平从30-33%的高位下滑至27%,经营性现金流历史上首次为负,2019Q1成为公司事实上的业绩底部。从2019Q2起公司装备毛利率水平回暖,主要两方面因素:1)主动调整客户结构,优质的政府客户占比重新上升;2)受益于垃圾分类政策以及新能源环卫车政策的快速铺开,公司相关高毛利率产品销量高增,带动整体毛利率转好。此外,同样受益于客户结构的转变,公司的现金流出现明显好转,2019年大幅转正。综合以上两点,我们认为压制公司股价的毛利率和现金流两大因素已经消失,基本面发生扭转。 环卫服务高歌猛进,环卫装备企稳回升。1)2019年,环卫服务新签年化订单和总金额分别为12.27亿元(全市场第二)、111.3亿元(全市场第一),表现亮眼,毛利率同比上升2.43个百分点,项目磨合迅速。当前公司在手年化订单靠近30亿,有力保障未来环卫服务业务高增。2)2019年公司环卫装备市占率继续稳居市场前三,设备销售收入重归稳定。此外,盈利能力的恢复成为重要亮点,经历了2018年市场冲击,环卫装备毛利率去年重回30%历史均位,全年现金流3.23亿元,同比显著改善,装备业务重回稳增态势。 远看估值提升,近看业务催化。1)当前公司装备受益于垃圾分类和新能源政策推进,未来有望呈稳步增长态势,而服务业务将受益于环卫市场的快速爆发成为带动公司利润增长的核心动力,而从板块估值水平看当前服务估值显著高于装备板块,公司长期料将迎来利润和估值的双提升。2)从催化因素看,一方面环卫服务市场的高关注度将带来环卫服务订单的快速增长,从前两个月表现看,公司全年新增订单大概率超出此前10亿年化预期,叠加减税降费优惠,服务利润有望实现翻倍增长;另一方面环卫装备的主要竞争对手当前复工时间仍不确定,客观上对公司装备销售形成利好。 盈利预测、估值及投资评级。结合公司基本面转好以及行业高关注度带来的多重催化,我们预计公司2020年、2021年净利润3.4亿、4.3亿,对应估值19倍、15倍,维持“强推”评级。 风险提示:项目落地不及预期,毛利率下滑。

公司发布 2019年报,2019年实现营业收入 61.6亿元,同比增长 27.0%;归母净利润 9.1亿元,同比增长 4.5%,扣非归母净利润同比增长 20.5%至 8.7亿元。 公司拟每股派发现金红利 0.22元(含税)。 评论: 垃圾焚烧项目有力推进, 高节奏投运+ 稳定盈利能力。公司 2019年固废业务在新项目投产和其他固废类业务拓展拉动下,收入同比增长 50.1%至 26.5亿元。其中垃圾焚烧业务 2019年在手投运产能约 1.57万吨/日(含顺德及开平试运营项目),垃圾焚烧量同比增长 12.7%至 492万吨,吨发略降 7.5度至 360度仍维持高水平。计 未来增量方面,公司公告预计 2020年投运 1.16万吨/ 日符合预期,大额项目在 2020年的落地一方面保障了固废业务的增速,另一方面也有望更有力应对补贴退坡对项目盈利能力的影响。 盈利能力方面,毛利率受建造业务占比提升影响,同比降低 3.7pct 至 31.5%符合预期的水平。未来增量项目处置费和单位投资均有所收窄,预计整体毛利率下降压力不大,同时计入建造收入的产能占总产能比例仍在 30%以下的低水平,因此固废整体毛利率有望保持相对稳定。2021年随着大部分项目进入运营期,毛利率仍有提升空间。 大固废不断推进,运营领域多点开花。公司 2019年完成了固废前后端一体、市政、工业和农业全覆盖的大固废布局。其中 2019年 9月收购环卫服务企业国源环境,切入中东部多省份的环卫运营;2018年年底收购赣州项目协同南海、嘉兴项目合计产能 19.6万吨/年进一步扩大危废运营体量。另外在垃圾分类推进背景下,2019年垃圾转运和餐厨垃圾处理量分别同比增长 27%、179%。 公司预计 2020年餐厨项目 250吨/日落地,农业垃圾处理项目也预计 2020年投运 125吨/日。 公用业务相对 稳定 。公司 燃气收入同比增长 14.1%至 19.4亿元,售气量同比增长 16.2%至 5.7亿方,毛利率略降 1pct 至 19.5%; 供水收入同比+3.3%至 9.3亿元,毛利率受外购水增加和维修增加而减少 3.3pct 至 27.7%; 排水收入同比+56.3%至 3.6亿元,毛利率+3.8pct 至 44.2%,其中处理水量提升 9.9%至 1.9亿吨,水价提升 0.53元/吨至 1.50元,进而带动毛利率和收入的大幅提升。 财务维持稳健,转债发行助力项目推进。公司 2019整体盈利能力维持稳定,扣非后摊薄ROE略增0.8pct至13.2%; 2019年末资产负债率提升5pct至66%,而 2020年初公司成功发行可转债 9.9亿元提升资金能力,随着资本支出未来逐步放缓,公司负债率和分红情况均有望进一步优化。 盈利预测、估值及投资评级。 。考虑到 2020Q1疫情对工程进度及焚烧处理量产生一定影响,我们略下调公司业绩预期,预计 2020-21年公司归母净利润 10.5、12.4亿元(前值为 11.1、13.0亿元),同比增长 14.6%、18.5%,对应 PE 为 14、12倍。短期业绩波动对长期投资价值影响较小,根据分部估值、DCF 及PB-ROE 估值,我们仍维持公司 2020年目标价 25.1元,维持“强推”评级。 风险提示:项目推进滞后;补贴下调;燃气毛差下降;业务收购不及预期。

事项: 2019年,公司实现营业总收入人民币 1734.85亿元,比上年同期增加约 2.13%; 营业成本 1481.72亿元,比上年同期降低约 1.65%;毛利率 14.6%,较去年同期提升 3.3pct;归母净利润为 16.86亿元,比上年同期增加约 17.21%;归属上市公司普通股股东的净利润约为 10亿元,基本每股收益为 0.06元。 评论: 煤价下行提升公司毛利率。2019年公司毛利率为 14.6%,同比提升 3.3pct。其中,火电、水电、风电、太阳能发电毛利率分别为 13.8%、75%、54.4%、66%,同比去年分别提升 3.3pct、16pct、2.2pct、-3.4pct。毛利率提升主要得益于火电板块煤价下跌,2019年全国电煤平均价格 494元/吨,较去年同期下跌 7.0%; 2019年公司入炉标煤单价(不含税)预计约为 697元/吨,同比下降 6.8%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。境内电厂售电单位燃料成本为 223.22元/MWh,较上年同期下降 5.77%;境内燃料成本较上年同期减少 90.94亿元; 其中煤价同比下降使得售电燃料成本相应减少 54.05亿元,电量下降使得售电燃料成本相应减少 41.32亿元。 降 利用小时下滑,境内发电量同比下降 5.91% 。截至 2019年底,公司控股装机10694万千瓦,同比增长0.9%;发电设备利用小时数3915小时,同比下滑7.0%; 公司境内发电量 4050.06亿千瓦时,同比下降 5.91%。公司发电设备利用小时大幅下滑,主要是因为火电装机主要分布区域山东、江苏、河南、浙江、广东、辽宁等地区由于外来电增加、用电需求疲软等因素影响,火电利用小时出现大幅下滑,分别下滑 5.6%、5.4%、9.5%、8.9%、8.1%、3.1%。 减值损失大幅增加,拖累公s司业绩。2019年,公司计提资产减值损失 58.12亿元,其中固定资产减值损失 40.72亿元;本年计提资产减值损失同比增加46.66亿元,主要原因是沾化、榆社、济宁高新区和石洞口一厂根据国家相关产业政策要求需于 2020年底关停或等容量替代,曲阜、鹤岗、新华、滇东雨汪因电量下滑、煤价高企等原因预计经营形势转差,以及滇东煤矿及部分电厂的拟报废资产等需计提减值损失。 股息率仍有保证。2019年分红预案中确定每股分红 0.135元,对应当前股价股息率为 3.1%。公司公告 2020年仍将维持 70%以上的分红比例,2020年之后未来几年依然会保持 50%以上的分红比例,预计 2020-2022年股息率分别为5.3%、4.5%、4.7%。在利率下行周期,公司股息率具有一定吸引力。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司 2020-2022年实现归母净利润 59.4、69.0、71.8亿元(原预测 83.4、106.8亿元),同比增长 252%、16%、4%,对应 EPS(基本)为 0.33、0.40、0.41元/股,对应 PE 为 13.1、11.1、10.6倍,对应 PB 为 0.9、0.9、0.8倍,参考 CS 火电板块可比公司 2020年平均 PB 值为1倍,给予龙头公司 2020年 1.2倍 PB,目标价为 5.91元,维持“强推”评级。 风险提示:全社会用电需求下滑,煤价快速上涨,电价下调。

深耕环卫服务,厚积薄发实现高增长。公司自1997年起深耕市政环卫和物业清洁服务,业务范围覆盖全国。2019年实现收入35.9亿元(+27.6%)。近五年归母净利润CAGR保持40%以上,2019年实现归母净利润4.2亿元,同比增长71%。此次IPO合计募集金额10.77亿元建设环卫服务运营中心和智慧环卫,同时流动资金的补充也为未来项目获取和行业整合并购打下坚实基础。 环卫市场空间扩围,马太效应渐显。在传统环卫3000亿规模基础上,新冠疫情带来的日常垃圾清理、环卫设施消杀等领域增量需求,以及垃圾分类以来中转、回收、督导服务等增量需求使市场进一步扩围,预计市场空间提升至3207亿元。而2019年不到50%的环卫市场化比例仍有提升动力和空间。同时龙头企业的竞争优势近年不断凸显,各龙头的环卫服务近年的新签订单和收入增速均超过行业增速,同时受制于规模和资本能力,中小企业在环卫项目体量扩大的背景下的生存空间进一步被压缩,马太效应逐步显现。 环卫服务高增长,全国布局量质齐增。2018/2019Q1~Q3公司环卫业务收入+59%/42%至19.7/20.0亿元,同时新增订单高速增长为未来收入保驾护航,2019H1在手待执行订单总金额186亿元。此外合同平均体量保持提升,若不考虑非公开的项目续期,公司年新增订单的平均年化体量和单个项目的平均年限近三年均持续提升。 轻资产模式和高质量项目贡献高ROE。公司2018年ROE高达31%显著领先同业水平,而公司轻资产模式带来的高达1.7%的总资产周转率是高ROE的主要原因,在近年PPP模式发展趋稳,收入仍保持高速增长的背景下,高资产周转率仍有望维持进而有力支撑高ROE。此外,公司通过严控项目质量实现了稳定在20%以上的整体毛利率,处于行业领先水平,未来在机械化率提升的背景下,占比70%的人工成本仍存在压缩空间。另外在费用端此次IPO有效缓解了财务费用压力。 综合管理能力构建宽广护城河。公司的先发布局积累了完善的管理经验和运营机制,一方面其较强的管理可复制性显著提升了基层员工的工作效率和质量,近年项目员工规模大幅扩张的同时人均创收/创利能力稳步向上;另一方面公司管理能力的产生已经上升到组织层面,进而降低对单一管理环节的依赖。在此基础上,智慧环卫的布局有望进一步提升整体效率。同时随着公司全国各地的标杆项目积累,品牌影响力和新项目获取也实现了良性循环。 物业清洁业务稳扎稳打。2019Q1-Q3物业清洁收入同比略增0.2%至6.4亿元。 2019H1在手待执行的物业清洁合同6.87亿元,H1新增合同总金额5.6亿元。 公司与大型客户维持长期良好关系,随着行业整体向头部集中,公司过往的北京奥运会、广州亚运会等标杆性经验带来的品牌效应有望进一步提升市占率。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2020-2021年实现收入47.1、56.8亿元,同比增长30%、21%,归母净利润4.45、5.82亿元,同比增长41%、31%,对应PE为38倍、29倍。考虑到环卫市场化的高速发展和公司未来三年预期30%以上的复合增速,叠加公司的龙头溢价,并结合PEG估值、行业估值水平,给予公司2020年44倍估值,同时参考DCF估值,给予公司2020年目标价142元,首次覆盖,给予“强推”评级。 风险提示:市场拓展不及预期;项目磨合期长影响盈利能力;市场竞争加剧。

公司是纯水电运营公司。公司权益装机931万千瓦,其中水电权益装机898万千瓦,位列水电上市公司第三位。公司的核心资产是雅砻江水电48%股权,97%的净利润来自于雅砻江水电的投资收益。2019年,雅砻江水电利用小时高达5077小时,分别高于长江电力、华能水电、全国均值456、350、1351小时。雅砻江水电强大的盈利能力使得公司ROE维持在较高水平,2015-2018年公司加权ROE分别为23.3%、18.2%、15.2%、15.1%。雅砻江中游的两河口、杨房沟水电站预计于2021-2023年相继投产,届时公司水电权益装机将达1114万千瓦,较当前增长24%,盈利能力和现金都将有大幅提升。 雅砻江电量消纳无忧。2018年,雅砻江水电上网电量738亿千瓦时。其中送江苏消纳50%,四川本地消纳40.2%,送重庆消纳9.8%。江苏省要求积极有序扩大区外来电,压减公用燃煤机组发电量,雁淮直流、锡泰直流配套电源建设滞后,田湾核电5、6号机组投产后也无、法弥补用电缺口。因此,江苏对锦官电源组外来电依赖性较大。四川、重庆经济快速发展,电量需求旺盛。 2020年电价将企稳回升。当前锦官电源组送江苏的落地电价为0.365元/千瓦时,分别较2020年江苏煤电基准价(含环保电价)、煤电平均上网电价、煤电市场化电价低2.6分/千瓦时、0.5分/千瓦时、-0.2分/千瓦时,几无下降空降。二滩、锦官电源组、桐子林留川电量电价折价幅度远高于四川省水电平均折让幅度4分/千瓦时。我们预计2020年,留川电量折价与四川省平均折价水平保持一致,送江苏、重庆电量上网电价为批复上网电价,雅砻江水电综合上网电价为0.259元/千瓦时,较2019年上升0.8分/千瓦时。 两河口和杨房沟正常经营期料可贡献24.1亿元净利润。我们预计两河口水电电量主要在四川本地消纳,杨房沟水电电量主要经雅中-江西直流特高压外送江西、湖南消纳。对比滇西北-广东直流、锦苏直流,我们测算雅中-江西直流的配套送出价格、输电价格分别为1.47、8.88分/千瓦时,倒推法得到杨房沟上网电价为0.3287元/千瓦时;两河口水电上网电价取四川省煤电基准价为0.4012元/千瓦时。据此计算,两河口、杨房沟项目资本金内部收益率分别为6.0%、6.7%,高于国有企业、电力生产企业净资产收益率均值。此时,两河口、杨房沟水电站在正常经营期分别为雅砻江贡献18.4、5.7亿元净利润。 现金流充裕打开分红比例空间。2016-2018年,公司分红比例维持在37%左右,远低于长江电力的和华能水电。2019年,公司发行40亿可转债,用于向雅砻江水电增资,将保持公司现金流充裕。我们测算,2019-2023年川投能源分红比例有提高约21%的空间。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2019-2021年实现归母净利润29.3亿、31.6亿和32.1亿元,同比增长-17.9%、7.9%、1.4%。通过可比公司相对估值分析、DCF估值分析,测算公司股价目标价分别为10.05元、12.26元,我们取两者均值11.16元作为公司每股目标价,高于当前股价23.5%,首次覆盖,给予“强推”评级。 风险提示:电价下调;来水减少;需求下降;所得税优惠政策不及预期。

项目进展顺利,业绩符合预期。公司业绩增长的主要原因为2019年度公司主营业务发展情况良好,年内按计划实施在手工程类订单,顺利推进生活垃圾焚烧发电项目建设,确认收入及实现利润均有增长;另外,2019年度投资收益相比去年也实现增长。整体上看,公司业绩增长符合此前市场预期。 在手订单充足,现金流持续改善。截至Q3期末公司在手订单金额共计125.82亿元,其中已履行38.39亿元,尚可履行87.43亿元。其中土壤修复根据公司历史新增订单情况和当年收入确认比例测算,当前公司在手未执行土壤修复订单约20亿元,较为充裕的订单仍能够保障公司两年内土壤业务增长。垃圾焚烧方面,公司已投运项目产能利用率均达90%以上,产能释放良好,未投运项目大概率也将于2020年底落成,对未来业绩形成进一步支撑。危废方面,除已有项目进展顺利外,公司筹划以发行股份及支付现金的方式收购阳新鹏富40%的股权、靖远宏达49.02%的股权,交易若完成阳新鹏富和靖远宏达将成为公司的全资子公司,利润进一步增厚。现金流方面,公司2019Q3经营性现金流同比大幅增长160%至2.2亿元,自2018年起公司现金流和回款不断优化,精细化管理下公司费用现金流双改善仍为未来扩张打下坚实基础。 修复政策持续推出,行业精细化趋势明显。当前土壤修复行业的重心逐步向工业场地转移,在年中华南、华北多地出台工业用地修复名录后,名录和政策落地逐步全国展开,行业高速发展的同时更高标准的操作也逐步开始在先进地区推行。公司作为行业龙头,重质量、严把控的项目拓展模式有望在当前趋势下获得更长远的发展。此外各地陆续研究制定“土十条”省级配套文件在一定程度上影响了市场整体开标进度,后续配套工作陆续完成后,招投标有望提速。 玉禾田审核通过,公司利润有望显著增厚。公司持股子公司玉禾田(持股19.3%)A股首次公开发行股票申请于2019年12月27日获准,当前国内环卫服务市场化进程仍在加速,龙头公司份额一方面受益于行业市场空间快速释放,另一方面受益于优胜劣汰后行业集中度提升,新增在手订单均有不俗表现。 玉禾田作为行业主领军企业,多年来丰富的项目经验、良好的政府关系以及大数据系统构建形成了独特的竞争优势,当前在手环卫服务年化订单超过30亿,未来三到五年有望保持年均20%增速,在业绩上对高能环境形成有力支撑。 投资建议:考虑到公司新增订单增速略缓,我们略下调公司2019-2021年归母净利润至4.2、5.4和6.7亿元(前值为4.2、5.7和7.1亿元),对应PE为16、12、10倍。当前公司在手订单充裕,未来业绩值得期待,对标行业按三大业务分部给予公司2020年17倍估值,对应目标价13.1元,维持“强推”评级。 风险提示:工程进度不及预期;政策推进不及预期。

刚需下高增速有望维持,垃圾焚烧行业仍处双位数增长的黄金发展期。在经济增速承压、高增长板块估值高位的背景下,我们认为拥有相对较高的增长稳定性和优质现金流的领域有望受到资金青睐。而垃圾焚烧未来四年产能仍能保持18%的高复合增长。同时环保政策趋严使龙头产生明显的马太效应,2018年行业CR10提升至46%。另外市场担忧的政策补贴下调预计对2020年底完成大额项目建设的优质头部企业影响有限,行业整体仍具备攻守兼备的特点。 垃圾焚烧业务:高节奏投运+稳定盈利能力。公司2018年底投运产能1.4万吨/日(含顺德),在手项目未来两年加速建成落地,2021年预计实现3.15万吨/日总产能。项目盈利能力方面,公司存量项目304度的吨发电量和74元/吨的处置费行业领先;增量项目2019-2021处置费约94、60、62元/吨波动较大,但新项目单位投资的同方向变动使整体盈利能力保持平稳。另外,虽然2019-2020年项目密集建设,低毛利率的工程收入提升,但由于计入工程收入的产能占总产能比例仍在30%以下的低水平,因此固废整体毛利率仍有望保持30%以上波动不大,且2021年随着大部分项目进入运营期,毛利率仍有提升空间。 强运营的公用事业属性逐步显现。危废地域扩张推进,在手南海、赣州和嘉兴项目合计产能19.6万吨/年,2020年望迎来产能初增;燃气在工业煤改气的驱动和供需矛盾趋缓的拉动下,2018年4.9亿方的售气量仍有提升空间;供水方面,水量维稳下水价提升有望助盈利能力稳定;污水扩建和提标改造双推进,未来量价齐升仍可期;环卫在内生扩张的同时于2019H2收购国源环境,快速切入异地项目并进一步加速大固废产业前端完善。 激励到位,优秀管理齐心并进。公司2019年初推出了高管激励方案,长短激励方案兼具。公司多年来的一系列成功收购以及收购后业务等的成功融合印证了可复制化的高效管理模式,加之稳定且具有强大事业心的高层管理人员,使得公司自上而下拥有发展体系和动力。 盈利预测:我们预计(1)2019-2021:运营业务占比提升,盈利能力结构性向好。固废业务2019-2020年收入24、31亿元,同比+36%、30%,毛利率略降降但仍保持30%+。燃气及水务预计收入保持温和增长;危废预计2020-2021年实现收入同比增长127%、40%至4.4、6.2亿元。整体来看,公司2019-2021年收入同比增长23%、26%、3%至60、75和77亿元,毛利率略降后回升。2019-2021年公司实现归母净利润9.0、11.1、13.0亿元,同比增长3%(扣非+19%)、24%和16%,对应PE为16、13、11倍。(2)2021及以后:资本开支有望显著下降,各业务进入稳定运营期,预计分红有望提升。若公司2021年分红率提升至40%,则股息率升至4%,达公用事业领域主流高股息公司水平。 估值讨论及评级。我们通过分业务的相对估值、PB-ROE以及运营资产折现三种方式来考量,当前公司价格均处于低估状态。根据此前盈利预测和综合PE、PB-ROE和DCF估值,我们给予公司目标价25.1元/股,维持“强推”评级。 风险提示:项目推进不及预期;补贴大幅下调;燃气业务毛差下降;外延业务收购拓展不及预期。

用电高增叠加来水偏枯,火电超发。2019年,公司发电量同比增长10.3%。主要得益于:1、湖北省用电需求高增,2019年1-11月,湖北省用电量增速为7.4%,高于全国平均水平2.9pct。11月,湖北省电子通信设备、汽车制造、石油煤炭及燃料加工、交运、信息服务、批发零售、公共服务等行业累计用电增速分别为32.3%、7.3%、10.1%、7.3%、18.7%、7.8%、12.2%,带动第二、三产业用电量分别高增4.9%、9.3%;2、长江干流和湖北省内清江、汉江等流域来水大幅下滑,水电出力降幅较大。用电量高增与水电发电量下滑产生的电量供应缺口需要火电扛鼎补齐。 电量增长、煤价及增值税率下调是公司业绩提升主因。2019年,公司业绩的增长主要归因于电量大幅增长、燃料成本下降及增值税率下调。1)公司全年累计上网电量为177.15亿千瓦时,同比增幅为17.68亿千瓦时;2)2019年4月1日增值税率下调3pct,公司不含税电价增加0.9分/千瓦时;3)2019年1-11月,湖北省电煤平均价格为579.3元/吨,同比下降7.4%,下降幅度为47.8元/吨,下降幅度位列全国各省第八。 市场化让利相对温和,汉川一发、长源一发仍执行核准价。2019年,湖北省内市场化交易合同电量623.62亿千瓦时,市场化占比约30%,较2018年提升10pct;2019年,交易电量平均降价幅度为0.75分/千瓦时,2018年平均降价幅度1.5分/千瓦时;2019年,综合度电让利0.225分/千瓦时,较2018年减少0.075分/千瓦时。虽然市场化比例在提高,但是折价收窄的幅度更大,使得含税综合电价有所提升。2019年12月31日,湖北省发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》,明确2020年非标杆电价燃煤发电机组非市场化电量,在执行同期政府核定上网电价的基础上,继续执行现行超低排放电价政策。即,汉川一发、长源一发仍执行核准价,不会降低到基准价。 浩吉铁路运价存在博弈空间,预期煤价持续回落。浩吉铁路到湖北运价较为0.2024元/吨公里,较预期偏高10%,下游对浩吉铁路运量需求减弱,后续运价博弈仍会持续,运价有下行空间。全国来看,10月,动力煤供需缺口-0.16亿吨,连续2个月动力煤供需缺口为负,供需持续宽松,预期煤价持续回落。 盈利预测、估值及投资评级:由于第四季度电量同比下滑,我们调整公司2019-2021年实现归母净利润预测至5.7亿元、7.2亿元、8.6亿元(原预测值5.9亿元、6.8亿元、8.8亿元),同比增长172.6%、26.2%、20.2%,对应PE为9.3、7.4、6.1倍,参考CS火电板块可比公司2020年平均PE值为11倍,给予公司2020年11倍PE,对应目标价为7.12元,维持“强推”评级。 风险提示:煤价大幅上涨;电价下调;发电量不及预期。

事项: 公司发布收购预案:拟以 (1)旗下联信创投(持有 Santos 的 9.97%股份,对价 70.86亿元)、 (2)发行股份(对价 132.54亿元)、 (3)现金 27.05亿元购买新奥国际旗下新奥能源 29.26%股权; (4)并以现金 27.95亿元购买精选投资旗下新奥能源 3.55%股权。合计购买新奥能源 32.8%股权。另外拟采用询价方式定增募集配套资金用于支付现金收购标的资产。 评论: 收购方案符合预期。 此次预案更新基本符合预期。其中 Santos 在量价齐升拉动下较 2018年账面价值增值约 36%,符合此前预案 13.6-15.5亿澳元的指引; 新奥能源此次交易对价确定为 258.4亿元,同样符合 273-310亿港元的指引。 同时根据此前增发 9.88元/股的对价,此次公司拟向新奥国际发行 A 股 13.4亿股购买资产,在显著增厚公司未来业绩的同时,我们对 2020年公司 EPS 的影响做如下假设: (1)Santos 的置出与新奥能源股权的置入同在 2020年发生; (2)新奥能源 2020年实现归母净利润 60亿元; (3)两公司间工程业务抵消的部分约占新奥股份子公司新地公司净利润的 60%; (4)定增募资的询价结果暂采用 9.88元/股的价格; (5)若 2020年上半年完成并表; (6)暂不考虑公司内生增长,仅交易本身预计对公司 2020年 EPS影响约为(-6.5%) - (+7.2%),交易本身对 EPS 的影响波动相对较小。 上下游潜在协同符合行业发展大势。 在 2019年天然气市场化改革推进、上游巨头加速垂直一体化的背景下,我们再次重申上下游一体化推进对公司潜在的巨大协同效应。 对于上游业务来说, 新奥能源的强大分销能力进一步提升公司海外资源布局时的议价能力。考虑到当前公司仍在海外产业布局方面积极推进,此次重组有望助公司手握新奥能源在国内的管网和客户资源,加之旺盛的需求量和公司对需求的精准把握能力,公司上游领域的话语权有望显著提高。 对于下游业务来说,短期新奥能源的经营业务和气源结构预计仍保持稳定, 海外 LNG 出口站的建设也在近年陆续加速,公司领先的海外油气投资管理经验也有望在未来进一步扩大海外气源资源规模,加之集团接收站周转量和管道建设同样积极推进,公司与下游的海外资源直接对接也有望实现。 新奥能源各业务持续发力保持稳健增长。 新奥能源 2019H1城市燃气售气量保持高于行业平均的 16%增长; 全年毛差有望基本维稳,在供需改善情况下售气业务望保持强韧增长;综合能源业务量价齐升,而增值业务 2019H1已占公司毛利达 12%,手握超 2000万户居民用户和 13.3万个地点的工商业用户,优质用户粘性高且拥有多消费场景,高毛利率的增值业务对业绩拉动效应明显。 投资建议: 考虑到 2019年甲醇和 LNG 价格同比下降,同时财务费用有所提升,我们下调不考虑收购影响 2019-2020年的净利润至 13.3亿、 14.3亿元(前值为15.9、 16.5亿元) ,对应 PE 为 9、 8倍。 假设 2020年预计完成收购则根据煤化工 9倍和新奥能源 18倍估值水平, 分别给予 2020年两板块 68亿和 349亿的市值目标,对应目标价 12.8元。考虑到公司作为 A 股唯一贯通天然气上下游一体布局的稀缺标的, 维持“强推”评级。 风险提示: 收购进展不及预期;产能投放不及预期;化工产品价格大幅波动。

事项:公司发布 2019年三季报, 2019Q1-Q3实现营收 36.4亿元,同比增长 17.7%;实现归母净利润 6.6亿元,同比减少 8.7%。其中 Q3营业收入 8.4亿元,同比增长 3.8%,单季归母净利润 1.4亿元,同比减少 35.8%。 评论:气量增长符合预期,接驳占比下降影响单季利润。 Q3利润下滑主要由于公司接驳业务下降导致,由于公司 2018年农村地区煤改气接驳户数均保持高位,同时由于农村煤改气户均接驳费相比城市更高,因此接驳体量下滑拖累公司利润。 售气业务增长仍符合预期。 2019Q1-Q3售气量同比增长 38.2%至 8.4亿方,对比 2019H1气量 35.8%的增速, Q3气量的同比增速仍维持高位。但由于售气淡季气量绝对值较低,因此单季净利润仍在接驳下降的主导下降低。 供需优化气量与毛差有望保持乐观水平,接驳平稳下降业务结构逐步改善。 全年来看我们认为公司售气业务仍有望保持健康增长, (1)气量方面, 公司目前主要运营区域京津冀、阜阳和荆州下游消费量在政策和渗透率内生增长拉动下仍有望维持 15%以上内生增速; (2)盈利能力方面, 国内供需改善下2019Q4公司均衡量外的高价气采购量有望降低,同时 2019年以来下游居民和工商业的顺价均积极推进,整体毛差改善可期。另外随着村村通的收尾,接驳重心转移至城镇和非居民用户的开拓,这也对接驳业务的下降起到了缓冲作用。 随着接驳业务的下降和售气的提升,公司业务结构逐季改善,对工程拉动利润的依赖度也有望逐步降低。 财务仍维持健康水平。 公司 Q1-Q3销售和管理费用率控制良好同比基本保持稳定,财务费用率由于借款提升同比增长 1.5pct 至 1.7%,但整体负债率仍保持 46.8%的健康水平。同时从现金流来看, Q1-Q3经营活动净现金流 4.3亿元,同比增长 16.2%,我们认为这也与公司业务结构改善、工程占比降低有关。 Q3期末在现金 5.3亿元仍维持充足。 围绕现有资源,收购涿鹿与绥中项目扩大未来增长。公司 10月分别以现金 1.95亿、 0.25亿元收购涿鹿大地燃气和绥中大地天然气, 涿鹿大地的主要运营区域位于张家口、沧州和保定, 2019年 1-8月利润显著改善,由 2018年的-726万元扭亏至 368万元, 进一步加强了公司京津冀周边的业务布局。 而绥中大地尚处于建设期,主要将覆盖葫芦岛市及下辖县市,由于公司位于绥中的 LNG 接收站有望在 2022-2023年投产,公司提前积极布局有利于届时接收站的顺利消纳,同时也将业务范围拓展至辽宁,提升未来的气量增长空间。 投资建议: 考虑到公司接驳户数下降对利润的影响, 我们下调公司 2019-2020年归母净利润至 11.6、 12.6亿元(前值为 12.3、 14.0亿元) ,对应 PE 为 8.8、8.1倍。 公司售气的利润占比持续回升,按分部估值给予公司 2019年 12倍目标估值,对应目标价 9.61元, 维持“强推”评级。 风险提示:售气业务增长不及预期;煤改气回款不及预期;上游涨价超出预期。

业务结构改变拉动毛利率稳健提升。公司2019Q1-Q3综合毛利率同比提升4.7pct至50.5%,其中Q3毛利率大幅提升30.7pct至32.4%,考虑到Q3作为非供暖季,毛利率提升一方面由于高毛利率且稳定的广告业务贡献,另一方面或体现出公司接网业务顺利推进。考虑到公司供热业务毛利率近年基本维稳,在兆讯传媒刊例价稳中有升的拉动下,公司未来的盈利能力仍有上行空间。 费用率结构性调整,整体维稳。公司2019Q1-Q3销售费用率同比提升1.9pct至3.2%,仍主要受兆讯传媒业务拓展影响;管理费用率同比降低0.8pct至5.6%,随着管网和终端业务规模的不断扩大与完善,规模效应下管理效率有效得到提升;财务费用率由于利息收入下降影响由-10.9%升为-6.0%,整体费用控制仍保持良好,净利润同比增长5.0pct至48.4%,扣除一次性政府补贴等非经常性损益的净利润率大幅提升12.8pct至46.5%。 政策端:北方地区清洁供暖推进,叠加沈阳市民用供热收费规定进一步细化利好长期发展。根据2019-2020年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案,在对清洁供暖保持较强力度的同时,也提出因地制宜进行改造,宜煤则煤、宜热则热等更为灵活的方式有利于清洁燃煤集中供暖的推进。同时,沈阳地区供热的收费规定进一步细化,对受益、责任主体、非住宅额外供暖费等细节均进行了明确化,一方面有望提升供热市场的效率,另一方面也有利于结算收费环节更加规范,进而保障收益和回款。 外延布局提升公司整体表现的稳健性。供热方面公司2019年5月收购山东菏泽福林热力66%股权,未来一年对工业蒸汽不低于100万吨的承诺保底销售量有望带来稳定的收益增厚。而广告业务方面,兆讯传媒截至2019H1已签约超500个站点,我们预计2019年投入运营的站点有望同比增长30%,同时随着刊例价在供需驱动下的不断提升,广告传媒业务的量价齐升确定性较高。 投资建议:公司供热主业供暖面积保持稳健增长,传媒业务仍有望贡献业绩弹性,且充裕的在手现金提供了扩规模的动力。我们预计公司2019-2020年分别实现归母净利润15.97亿、18.72亿元,同比增长21.2%、17.2%;对应PE为12、11倍,结合公司历史PB-ROE水平并考虑到公司未来三年18%以上的复合增速,仍维持此前目标价16.8元,维持“强推”评级。 风险提示:供热面积拓展不及预期;煤价大幅上升;广告业务扩张不及预期。

事项: 2019前三季度,公司合并营业收入为 1272.3亿元,较上年同期上升 0.99%; 营业成本为 1071.4亿元,较上年同期下降 2.81%; 毛利率达 15.8%,同比去年同期提升 3.3pct; 利润总额为 88.8亿元,较上年同期上升 122.8%; 实现归属母公司的净利润 53.9亿元,较上年同期上升 171.0%;每股收益为 0.32元,较上年同期增加 0.20元。 评论: 煤价和增值税率下降, 提升毛利率。 公司第三季度毛利率为 14.6%,同比提升3.4pct。毛利率提升主要得益于: 1、煤价下跌,燃料成本减少。 2019Q3,全国电煤平均价格 488元/吨,较去年同期下跌 7.1%; 2019Q3公司售电单位燃料成本为 219.83元/兆瓦时,同比下降 6.4%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。 煤价下跌减少营业成本 14亿元, 2、 增值税率下调,提升税前电价。 2019Q3,含税电价为 0.4144元/千瓦时,与去年同期基本持平。 2019年 4月 1日企增值税率由 16%下调至 13%,税前电价提升约 9厘/千瓦时。 税前电价提升增加公司营业收入约 9.5亿元。 需求疲软叠加外来电挤压,公司发电量显著下滑。 2019Q3,公司发电量 1068亿千瓦时,同比下滑 8.3%。主要原因如下: 1、装机占比较高的山东、江苏、河南、广东、浙江等地电量需求增速较为疲软。 2、 核电发电量大幅增长,挤占火电发电空间。 2018年初以来,全国共投产 9台核电机组。其中,山东 2台、江苏 2台、广东 3台、浙江 2台。因此,公司位于山东、江苏、广东、浙江的电力机组深受核电增长的挤压。 3、 山东、江苏、浙江外来电大幅增加,特别是扎鲁特-青州、上海庙-山东特高压投运以后,山东接收外购电量大幅增长,对当地火电发电量产生挤压。电量减少公司营业收入 23.5亿元,减少营业成本 14亿元。 投资收益大增,大士能源盈利减少。 2019Q3,受益公司参股核电发电量增长、火电盈利能力提升以及深圳能源业绩增长,公司投资收益 4.3亿元,同比提升6.6亿元。 大士能源营收、成本均大幅增长,营收、成本较去年同期分别增长约 15.5亿元、 18亿元,盈利能力下降。 煤价持续回落叠加浮动机制提升火电估值。 1-9月份,原煤产量 27.4亿吨,同比增长 4.5%;进口煤炭 2.5亿吨,同比增长 9.8%;火电发电量量同比仅增长0.5%, 煤价供需向宽松发展。 2019Q1-Q3, CCTD 广州港进口动力煤(Q5500)到岸价同比下跌 18.5%,进口煤价格优势巨大。 2019年, 公司进口煤采购比例预计为 25%, 料将充分受益外围煤价下跌。 国常会取消煤电标杆电价,实行“基准价+浮动”机制,有助于推得动火电板块提升议价权,恢复合理收益率,火电盈利能力趋于稳定,资产转优。 盈利预测、估值及投资评级。 由于电量下滑幅度较大, 我们预计公司 2019-2021的归母净利润分别为 54.7亿元、 83.4亿元、 106.8亿元(原预测值 56亿元、91.0亿元、 130.4亿元),同比增长 279.9%、 52.6%、 28.0%, 对应 EPS 为 0.35、0.53、 0.68元/股, 对应 PE 为 16.6、 10.9、 8.5倍,对应 PB 为 1.19、 1. 13、 1.06倍。 参考 SW 火电板块可比公司 2019年平均 PB 为 1.1倍, 给予龙头公司 2019年 1.5倍 PB, 调整目标价至 7.36元,维持“强推”评级。 风险提示: 煤价上涨; 电价下调;利用小时不及预期。

电量增长、煤价及增值税率下调是公司业绩提升主因。前三季度,公司业绩的增长主要归因于电量大幅增长、燃料成本下降及增值税率下调,三项增加营业利润约4.8亿元。1)电量增加贡献利润总额2.4亿元:2019年前三季度,公司累计上网电量为135.33亿千瓦时,同比增幅为18.45亿千瓦时,增加营业收入6.7亿元,增加燃料费用4.3亿元。2)增值税率下调贡献利润总额1亿元:2019年4月1日增值税率下调3pct,公司度电营业利润增加0.9分/千瓦时,带动上半年营业利润增加约1亿元。3)煤价回落贡献利润总额1.4亿元:2019年前三季度,公司煤机入炉标煤单价约为739元/吨,同比去年降幅为38元/吨,较去年节约燃料成本约1.4亿元。 用电高增叠加来水偏枯,火电超发。2019年前三季度,公司发电量同比增长15.7%。主要得益于:1、湖北省用电需求高增,湖北省用电量增速为7.92%,高于全国平均水平3.52pct。湖北省上半年,非金属矿物制品、电气设备、通用设备、通信设备、高能耗制造业增加值累计增速分别为9.8%、11.6%、10.4%、21.1%、8.5%,带动第二产业用电量增速高增6.7%;2、长江干流和湖北省内清江、汉江等流域来水大幅下滑,水电出力降幅较大。用电量高增与水电发电量下滑产生的电量供应缺口需要火电扛鼎补齐。 预期煤价持续回落,浩吉铁路运价存在博弈空间。2019年前三季度,湖北电煤均价603元/吨,同比下降-7.1%。1-9月,原煤产量27.4亿吨,同比增长4.5%;进口煤2.5亿吨,同比增长9.8%;动力煤总消费量同比增长3.4%,其中电力煤炭消耗量同比增长2.8%,火电发电量同比增长0.5%。煤炭供给增速大于需求增速,供需向宽松发展,预期煤价继续回落。浩吉铁路到湖北运价为0.2024元/吨公里,较预期偏高10%,下游对浩吉铁路运量需求减弱,料后续运价博弈仍会持续,运价有下行空间。 盈利预测、估值及投资评级:由于电量增长超预期,浩吉铁路定价较高,我们调整公司2019-2021年实现归母净利润5.9亿元、6.7亿元、8.8亿元(原预测值5.7亿元、8.9亿元、10.3亿元),同比增长183.1%、13.2%、32.1%,对应PE为9.2、8.1、6.2倍,参考CS火电板块可比公司2019年平均PE值为12倍,给予公司19年12倍PE,对应目标价为7.46元,维持“强推”评级。 风险提示:煤价大幅上涨;电价下调;发电量不及预期。

煤价下行和电价提升,增强盈利能力。公司第三季度毛利率为13.8%,同比提升0.7pct。毛利率提升主要得益于:1、煤价下跌,燃料成本减少。2019Q3,全国电煤平均价格488元/吨,较去年同期下跌7.1%;2019Q3公司入炉标煤单价(不含税)预计约为670元/吨,同比下降9.0%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。煤价下跌减少营业成本约9亿元,2、增值税率下调叠加新能源比例提高,提升税前电价。2019Q3,含税电价为0.4118元/千瓦时,较去年同期提高2.7%。2019年4月1日企增值税率由16%下调至13%,税前电价为0.3644元/千瓦时,较去年同期提升1.86分/千瓦时。税前电价提升增加公司营业收入约10亿元。 山东火电受挤压,公司发电量显著下滑。2019Q3,公司发电量571亿千瓦时,同比下滑3.8%。公司装机占比较高的山东、安徽、河南等地电量火电利用小时大幅下滑。1、2019Q3,山东火电利用小时下滑11.3%,主要由核电和外来电挤压所致:山东海阳1、2号机组投产,核电贡献增量;扎鲁特-青州、上海庙-山东特高压投运以后,三季度山东接收外购电量较去年同期增加107亿千瓦时,同比增长59%,对当地火电发电量产生挤压。2、安徽火电利用小时数下滑10.4%,主要由外来电增加所致,三季度安徽接收外购电量较去年同期增加51亿千瓦时,同比增长633% 。3、河南火电利用小时数下滑9.3%,主要因为用电需求下滑所致,三季度河南用电量同比下滑4.8%。电量减少公司营业收入13亿元,减少营业成本7.5亿元。 煤价回落,煤炭销售盈利和投资受益减少。在电量下滑和增值税下调的双重影响下,公司发电业务营业收入减少约3亿元;在电量和煤价下滑的双重影响下,发电燃料成本减少约16.5亿元。根据公司三季度经营数据我们预测,2019Q3,公司煤炭销售收入同比增加约9亿元,销售成本增加约16.5亿元,煤炭销售盈利能力进一步下滑。在煤价持续下行的大环境中,煤炭销售业务可能拖累公司业绩。2019Q3,公司投资收益同比减少1.95亿元,主要受煤价回落的影响。 煤价持续回落叠加浮动机制提升火电估值。1-9月份,原煤产量27.4亿吨,同比增长4.5%;进口煤炭2.5亿吨,同比增长9.8%;火电发电量量同比仅增长0.5%,煤价供需向宽松发展。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》取消煤电标杆电价,实行“基准价+浮动”机制,有助于推得动火电有助于推得动火电板块提升议价权,恢复合理收益率,火电盈利能力趋于稳定,资产转优,估值提升。 盈利预测、估值及投资评级:由于电量下滑幅度较大,我们调整公司2019-2021年归母净利润预测至29.1、43.7、51.4亿元(原预测36.3、49.3、55.3亿元),同比增长71.9%、49.9%、17.7%,对应EPS 为0.30、0.44、0.52元/股,对应PE 为12.4、8.3、7.0倍,对应PB 为0.8、0.7、0.7倍,参考CS 火电板块可比公司2019年平均P/B 为1.1倍,给予公司19年1.1倍PB,维持目标价为5.04元,维持“强推”评级。 风险提示:全社会用电需求下滑,煤价快速上涨,电价下调。

坐拥京津冀地利优势,外延并购加速全国布局。公司立足京津冀地区,近年通过一系列收购将业务版图扩张到湖北、安徽、辽宁等地,截至2019H1天然气输配管网已超过5000公里,覆盖居民人口超过1700万,工商业用户数万家。 公司近年燃气销量高增,各经营区域用气量显著增长,全国性天然气公司规模初显。2019H1公司天然气销售总量6.65亿方,受阜阳燃气并表影响同比增长35.77%。其中京津冀地区天然气销售量4.70亿方,同比增长14.25%;荆州和阜阳分别同比增长14.7%、17.6%,三地燃气售气量均高于2019H1全国天然气10.8%的消费增速。盈利能力现拐点。2019Q1上游涨价仍保持较强力度,但公司与上游签订的合同气量提升,整体盈利能力逐季出现改善,2019Q2单季度毛利率扭转下滑态势,同比提升4.3pct至39.5%。 售气量增长仍具巨大空间,价格利空出尽毛差望迎拐点。京津冀地区:煤改气仍处攻坚阶段,重心逐步由农村转移至城市,而乡镇县城等地区进度相对滞后的商业用户配套新增量也有望加速释放。预计2019-2020年京津冀新增售气量达2.6亿、1.4亿方。中部地区:公司分别于2016年底和2018年收购湖北荆州和安徽阜阳项目,两地区较高的人口和相对较低的燃气覆盖率同样是未来增长的强有力保障。若以两地规划的2021年达到40%-60%的燃气覆盖率测算,阜阳和荆州未来有望保持合计年均1.04亿方的增量。总结来看,公司2019-2020年分别气量增长3.6亿、2.4亿方,有望保持约30%的复合增速。 成本压力减小+终端顺价推进,各地毛差有望显著修复。国内燃气供需持续改善下Q1-Q3市场化气的价格也出现同比回落10.6%,因此2019年或成为公司成本的高位拐点,未来公司在合同量获取、合同价格方面均有望迎来持续改善。终端价格方面,2018年上游涨价后阜阳、荆州和河北发改委旺季工商业终端气价的最高限价均上浮约0.29-0.50元/方,上浮幅度基本与中石油均衡量上浮幅度相当,因此预计2019年工商业的价差仍有望保持相对合理位置,而2020年及以后年度随着压非保民压力的逐步减小,工商业毛差仍有一定回复空间。 高分红仍有望持续,接收站建设推进保气源提盈利。2018年公司5.5%的股息率位列A股和H股城燃公司的前列,而2019年公司在资本开支方面有望基本保持稳定,高分红仍有望保持。另外从长期来看,公司的LNG接收站2018年已经启动建设,计划一期周转能力260万吨(约合36亿方),投产后仅贸易业务有望实现10亿元净利润,未来盈利提升空间巨大。 盈利预测、估值及投资评级。公司售气业务的利润占比持续提升有望带来估值改善。我们预计公司2019-2020年实现归母净利润12.3、14.0亿元,同比增长23%、13%,对应PE为8.5倍、7.5倍。根据港股龙头的业务毛利贡献和对应估值情况,我们认为公司2019-2020年售气毛利占比已经由以前年度的不足20%提升至20%-40%区间,因此通过分部估值我们给予公司2019年目标估值11倍,对应目标价9.65元,首次覆盖,给予“强推”评级。 风险提示:区域燃气需求增长不及预期;新增用户通气气量不及预期;上游价格涨价幅度高于预期;下游传价幅度不及预期。