因合并亚美能源,营业收入大幅增长。气价成本及财务费用增加拖累业绩增速。因2018年期末合并亚美能源,公司今年一季度实现营业收入6.95亿元,同比大幅增加111%。因供暖季天然气采购成本增加,公司一季度营业成本3.92元,同比增长62.59%。且因购气成本未全部传导至下游用气户,拖累公司在新疆的燃气分销业务盈利能力。公司2018年4月新增15亿银行贷款用于收购亚美能源,本期一季度较上年新增利息支出。气价成本及财务费用影响公司归母净利润增速低于营业收入增速,一季度实现归母净利润7723万元,同比增长4.79%。 亚美能源持续新增钻井,开发规模长期具备成长空间。2018年潘庄区块完成钻井63口,较2017年增加8口。因历史原因原由中联煤层气运营的34口井,于2018年11月起,正式划转至亚美,每天为潘庄增加6万m3产量。近年来亚美能源持续新增钻井,产气规模可持续提升。去年10月发改委核准马必区块南区煤层气开发方案。最新发改委政策将煤层气对外合作项目开发方案由审批制变更为备案制,利好公司开拓新区块,长期具备成长空间。 国际油价上涨支撑煤层气气价,有望提升亚美能源盈利能力。2018年12月以来,布伦特原油价格持续上涨,至74美元/桶左右,涨幅超过45%。国内煤层气价由市场供需决定,与国际能源价格具有一定的联动性。国际原油价格持续上涨可支撑煤层气气价,有望提升亚美能源盈利能力。 盈利预测与估值:参考一季报情况,我们下调预测公司2019-2021年业绩为4.54、5.59和6.60亿元(调整前为5.33、6.29和7.44亿元)。对应当前股价PE分别为14、11和10倍。天然气消费持续高增长,煤层气开发新政有利于公司长期扩张。公司估值低于行业平均,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2018年报及2019年一季报。2018年全年公司实现营收393.05亿,同比增长16.19%,实现归母净利润47.37亿,同比增长4.49%,低于申万宏源预期;2019Q1公司实现营收107.39亿,同比增长30.09%,实现归母净利润13.88亿元,同比增长13.86%,符合申万宏源预期。 投资要点: 2018年四台机组顺利投产,当前在建项目稳步推进,公司装机、营收规模稳步提升中。2018年公司在建的田湾3&4号机组,三门1&2号机组先后投产,公司控股在运机组达到21台,装机容量达到1909.2万kw,同比增长33.1%。由于部分机组投产时间在下半年,全年公司实现发电量1178.47kwh,同比增长16.97%,电量增速低于装机增速;实现营收393.05亿,同比增长16.19%,收入增速与电量增速总体一致。2019Q1公司实现发电量312.08亿kwh,同比增长25.12%;19Q1发电量增速略低于装机增速,主要是由于秦山二核、三核由于大修安排发电量略有减少,从全年来看我们判断公司旗下核电机组利用效率仍然将会稳中有升,电价方便会有市场化交易电比例扩大的压力但总体可控,公司全年发电量及营收预计将会保持较快增长。另外,公司当前在建的福清5&6号机组以及田湾5&6号进展顺利,各进度节点均有所提前,公司后续装机规模将会继续稳步提升。 增值税退税优惠结束+三代首堆造价偏高,影响规模净利润增速。公司2018年存量机组发电效率得到进一步提升,尽管市场化电量占比进一步扩大(从上年的19.66%增加至2018年的27.06%),但预计电价让利幅度相对可控,公司毛利率小幅提升1.83pct。与此同时,2018年公司净利润率略有下滑,归母净利润增速整体低于营收增速。一方面,2018年公司旗下秦山二核1#、秦山三核1#等共计五台机组进入增值税退税降档期,全年公司其他收益同比减少7.54亿(考虑到新投产机组会带来新的退税,存量机组实际退税减少幅度大于此处的7.54亿),存量机组退税减少对于业绩影响较大;另外一方面,公司新投产的三门核电1&2号机组为三代核电AP1000技术的首堆,造价偏高,同时目前核定的临时电价水平(0.4203元/kwh)并未显著高于其他核电机组,导致上述项目盈利能力与公司存量项目存在较大差距。 2019年核电建设有望大规模重启,公司后续成长空间较大。2018年底石岛湾CAP1400示范项目2台机组获批,2019年初漳州1&2号、惠州1&2号项目通过环评,有望上半年获得核准。自2015年以来,国内核电建设有望再次迎来大规模核准。当前三代核电趋于成熟,AP1000、EPR技术首堆顺利投运,华龙一号首堆项目建设进展顺利。随着核电审批重启,公司成长有望加速;考虑到规模化建设后三代核电建设成本有望下降,竞争力有望不断提升,公司后续发展空间仍然较大。 盈利预测与评级:考虑到公司装机投产进度以及增值税退税减少等情况,我们下调公司19-20年归母净利润预测至53.45亿元和63.68亿元(调整前分别为68.07和80.26亿元),新增20年归母净利润预测为77.1亿元,当前股价对应PE 分别为18、15和12倍。考虑到当前核电有望大规模重启,三代核电建设成本下降空间较大,公司具备中长期成长性,继续维持“买入”评级。

事件: 公司发布2018年年报及2019年一季报。公司2018年实现营业收入155.16亿元,同比增加20.78%;实现归母净利润58.03亿元,同比增加165.10%。公司2019年第一季度实现营业收入44.38亿元,同比增加49.65%;实现归母净利润8.04亿元,同比增加137.34%,符合申万宏源预期。 投资要点: 下半年来水大幅改善+电力供需改善,公司2018年及2019年一季度实现量价齐升。澜沧江流域2018年来水整体呈现前低后高态势,上半年来水偏枯,公司上半年发电量同比减少9.07%;三季度来水大幅改善,叠加新机组投产,公司全年实现发电量817.22亿千瓦时,同比增长11.62%。2018年5月滇西北至深圳特高压直流工程投产,外送广东通道进一步打开,同时云南省内电力供需格局改善,公司2018年上网结算电价平均提高1.5分/千瓦时,量价齐升助力公司营收大幅增长。2019年一季度澜沧江流域继续延续来水向好趋势,小湾断面水量同比偏多17%,公司完成发电量同比增加43.28%。 转让金中公司股权获得大额投资收益增厚利润。公司2018年11月挂牌转让持有的金沙江中游公司23%股权,最终成交价格为61.17亿元,实现处置收益36.76亿元,大幅增厚利润。扣除非经常性损益后,公司归母净利润的同比增长11.82%。 澜沧江上游机组迎来投产高峰,公司资本支出有望在2019年迎来拐点。公司拥有澜沧江全流域开发权,除大朝山电站之外其余电站均为公司全资开发。2018年为澜沧江上游电站机组密集投产期,公司2018年新增装机325.5万千瓦。根据在建工程进度,我们判断澜沧江剩余约240万千瓦在建项目有望于2019年投产完毕。随着上述项目陆续投运,2019年有望成为公司资本支出拐点,后续公司自由现金流将大幅提升。 滇西北直流工程输配电价重新核定,公司盈利能力有望大幅提升。国家发改委2019年3月27日重新核定滇西北特高压直流输配电费为每千瓦时9.2分,云南省内配套交流工程输电价格为每千瓦时1.50分。新电价自公布日起实行,较当前输配价格大幅下降,公司目前电力市场化交易比例约70%,外送广东电量实行落地端倒推机制,输配电价下降利好公司业绩提升。广东省当前能源清洁化转型果断,大幅提升外购电比例,2019年一季度广东省用电量同比提升3.9%,而本地机组发电量同比减少7.5%。新增外购电以西北水电为主,利好公司机组电量消纳及电价水平回升。 盈利预测:考虑到一季度来水大幅向好及增值税下调,我们上调公司2019-2020年归母净利润预测分别为38.21、46.52亿元(调整前分别为34.38、41.2亿元),新增2021年归母净利润预测为49.63亿元,当前股价对应PE分别为19、16和15倍。公司后续盈利能力有望持续提升,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2018年年报。全年实现营业收入89.99亿元,同比增长17.75%;实现归母净利润4.04亿元,同比增长2.21%,符合申万宏源预期。 公司发布2019年一季报。一季度实现37.66亿元,同比增长29.99%;实现归母净利润3.02亿元,同比增长-3.87%,符合申万宏源预期。 投资要点: 售气量稳步增长,管输费下调拖累业绩。受益于“气化陕西”政策,陕西省天然气消费量稳步提升,公司2018年实现长输管道售气量57.18亿千瓦时,同比增长8.22%;实现城市燃气售气量3.83亿千瓦时,同比增长27.01%。售气量大幅增长带动公司2018年上半年毛利率同比增长2.5个百分点至13.58%。然而陕西省自2018年6月10日起执行新核定的省内天然气管道运输价格,公司管输业务下半年毛利率大幅下滑,剔除非经常性项目影响后,我们测算公司全年毛利率为9.13%,较2018年上半年大幅下滑。 公司2019年一季度综合毛利率为11.84%,较2018年同期减少4.04个百分点,毛利率下滑吞噬营收增长带来的利好,一季度净利润小幅下滑。 非经常性项目较多,剔除后2018年业绩与去年同期基本持平。公司2018年主要有两项大额非经常性项目,其一为公司与中石油及陕西延长石油关于天然气价款的争议问题得到解决,公司冲回此前计提的预计成本,冲减2018年营业成本合计1.57亿元。其二为公司客户西蓝天然气及双翼石化无法偿还账款,公司合计计提1.29亿元坏账准备。 剔除两笔非经常项目后,公司2018年业绩与2017年同期基本持平。 油气体制改革将推进油气管网独立,公司或迎来发展机遇。近日中央召开全面深化改革委员会,推动石油天然气管网运营机制市场化。油气管网独立的主要思路在于:中石油、中石化、中海油等国有大型油气企业的管道资产将被剥离重组,实现管输和销售分开。 当前我国天然气产业从价格链上看,中石油等油气生厂商出厂气经过跨省跨区长输主干网,到各省门站后,以发改委规定的门站价,销售给省网运营公司,门站价相当于“出厂价+长输主干网管输费”。新管网公司成立后,成本监审深入推进,跨区域管输最高收益率限制政策得到进一步贯彻执行,更进一步向“管住中间,放开两头”发展模式靠拢。未来若跨区管输费用下降,公司获得气源价格有望同步降低,毛利率有望提升。 盈利预测与估值:受管输费下调影响,我们下调公司19-20年归母净利润预测为4.51、4.87亿元(下调前分别为5.3和6.15亿元),新增21年归母净利润预测5.22亿元,当前股价对应PE分别为21、19和18倍,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2018年年报及2019年一季报。2018年实现营业收入127.41亿元,同比增长15.22%; 实现归属上市公司股东净利润10.31亿元,同比增长16.24%;2019年一季度实现31.08亿元,同比增长0.97%;实现归母净利润2.38亿元,同比减少3.37%,符合申万宏源预期。 投资要点: 管道燃气售气量稳步提升,购气价格上调拖累毛利。公司2018年实现天然气销售收入79.71亿元,同比增长26.31%;实现天然气销售量27.67亿立方米,同比增长25.39%。其中,管道天然气25.94亿立方米,同比增长27.24%。深圳地区管道天然气销售18.11亿立方米,同比增长18.59%;主要系电厂天然气销售量增长所致,全年电厂天然气销售量为8.56亿立方米,同比增长30.47%。 国家发改委5月发文,6月10日起将居民用气由最高门站价管理改为基准门站价管理,与非居民用气基准门站价格衔接,传导不畅导致公司全年管道燃气毛利率减少2.35%。分季度来看,管道燃气毛利率同比下滑主要体现在三季度,由于2018年四季度我国天然气保供工作准备相对充分,天然气价格上涨较2017年同期温和,公司2018年四季度业绩虽环比下降,但同比大幅改善。 深圳城中村燃气改造加速,华电坪山电厂2019年初投产,公司售气量有望维持高增速。深圳2018加快老旧住宅区和城中村管道天然气改造,全年进场施工27.9万户,完成改造8.27万户,尚未竣工用户近30万户。深圳市规划十三五期间计划完成居民管道天然气改造100万户,由于前期探索过程工程进度较慢,目前仍有近80万户缺口,判断未来2019、2020两年改造速度将大幅提高。 2018年公司管道燃气用户净增36.94万户,其中深圳地区净增17.35万户,深圳以外地区净增19.59万户,公司居民用气量增长确定性较高。非居民用气方面,华电坪山热电2019年初正式投产,预计未来每年贡献约1.6亿方用气量,同时由于环保压力,深圳原则上不再批准燃煤电厂,新建电厂以燃气机组为主,公司电厂售气量有望长期保持高速增长。叠加2017年7月、2018年4月、2019年4月天然气增值税率连续三次下调,天然气价格进入下行通道,利于公司拓展下游工商业客户,刺激存量客户燃气消费,未来几年公司售气量有望保持高增速。 天然气储备与调峰库工程预计2019年年内投产,带来额外利润弹性。公司2013年12月可转债募投项目天然气储备与调峰库工程(年周转80万吨)于2018年中完工,但是2018年该项目因手续问题尚未投产,我们预计2019年中有望实现投产。当前我国天然气需求旺盛,国产气及进口PNG 短期内难以快速上量,LNG 成为保供主力,国际LNG 价格长期低于国内LNG 市场价格,进口LNG 存在巨大套利空间。我国LNG 接收站属紧缺资源,公司未来有望实现“低气价+高周转”,盈利值得期待。 盈利预测与估值:由于公司天然气储备与调峰库工程投产进度低于预期,我们下调公司2019-2020年归母净利润预测分别为11.31、13.21亿元(调整前分别为11.62、13.57亿元),新增2021年归母净利润预测为14.54亿元,对应19-21年PE 分别为16、 13、12倍。公司城燃业务步入高速发展期,接收站达产后有望释放更大业绩弹性,维持“买入”评级。

六枝电厂并表+鸿山热电量价齐升助力公司营收大幅增长。公司2018Q1收购贵州华润六枝项目(132万kW)51%股权,全年贡献发电量64.17亿千瓦时,带动营收大幅增长。同时,福建省2018年用电量同比增长9.5%,增速位列沿海省份首位,鸿山热电2018年实现发电量70.02亿千瓦时,利用小时数5835小时,同比增长536小时;实现供热量同比增长30.38%。叠加2017年下半年起福建省先后上调火电机组上网电价影响,鸿山热电2018年实现净利润4.39亿元,同比增长47.22%。 风电板块业绩低于预期,气电板块业绩大增。公司2018年仅投产风电项目5万千瓦,项目建设进度低于预期,同时受制于2018年风况不及往年,公司全年风电利用小时数同比减少145小时,风电板块实现净利润4.22亿元,同比减少8.31%。晋江气电2018Q3开始交易替代电量,公司下半年净利润环比大幅提升,全年完成24.73亿千瓦时替代指标。同时受益于福建省上调气电上网电价并追溯至年初,公司燃气上网电价同比增长9.77%,晋江气电全年实现净利润4138万元,同比增长176.36%。 期间费用同比提升,投资收益大幅增长。受华润六枝电厂并表及融资规模扩大影响,公司2018年管理费用合计1.83亿元(剔除研发费用影响),同比增长26.62%;财务费用4.07亿元,同比增长60.08%。 2018年公司参股的泉州热电、石狮热电、华润温州热电及海峡发电净利润均大幅增长,带动公司全年投资收益增长至2.22亿元,同比增长128.41%。海峡发电由公司与三峡集团合资成立(公司持股35%),主要从事福建海上风电开发,2018年底获批长乐外海A区项目30万千瓦,此外还参股公司石城、长乐外海C区、平海湾F区等海上风电项目,随着上述装机逐步投产,公司投资收益规模有望再上台阶。 海上风电建设有望提速,期待装机投产及风况改善。福建省发改委2018年底核准公司长乐外海海上风电场C区项目,项目建设规模为498MW,为公司继平海湾F区(200MW)、石城海上风电项目(200MW)后第三个海上风电项目。国家能源局发文2018年5月要求2019年起各省新增核准的集中式陆上、海上风电项目全部竞价上网,此次核准的长乐外海C区项目不受竞价上网新规影响,上网电价仍执行标杆电价0.85元/千瓦时,盈利能力较强。公司2018年风电建设进度略低于预期,公司争取2019年石城和平海湾F区项目部分风机并网发电,争取长乐外海C区项目年内具备开工条件。 根据公司2019年一季度风况尚未好转,公司一季度实现风电发电量5.3亿千瓦时,同比减少5.53%,期待后续海上风电建设提速及风况改善。 盈利预测与评级:考虑到增值税下调,我们上调公司2019-2020年归母净利润预测分别为13.69、16.61亿元(调整前分别为13.19和15.46亿),新增2021年归母净利润预测为18.47亿,当前股价对应PE11、9和8倍。公司为福建省属清洁能源龙头,截止2018年底公司核准海上风电90万千瓦,其中开工建设40万千瓦,后续成长空间巨大,维持“买入”评级。

事件: 公司发布2018年年报,公司2018年实现营业收入8.64亿元,同比增长8.15%;实现归母净利润35.70亿元,同比增长9.35%。公司发布2019年一季报,2019年一季度实现营业收入2.21亿元,同比增长1.58%,实现归母净利润7.40亿元,同比减少10.89%,符合申万宏源预期。 投资要点: 2018年四川省整体来水较好,公司参控股机组发电量大增。受益于2018年以来四川省来水向好及用电需求回暖,公司控股机组2018年实现发电量32.78亿千瓦时,同比增加11.48%。公司持股48%的雅砻江水电2018年实现发电量741.13亿千瓦时,同比增长2.37%,叠加雅砻江水电2018年上网电价平均增长5.02%,雅砻江水电全年贡献投资收益34.93亿元。公司四季度收到持股10%的国电大渡河公司2017年度分红0.81亿元,两者共同助力公司2018年投资收益同比增长5.02%。2019年初以来雅砻江流域来水向好趋势延续,一季度雅砻江公司发电量同比增长7.40%,但是由于上网电价平均同比下降-14.14%,雅砻江公司盈利能力有所下滑,公司一季度投资收益整体减少13.96%。 展开资本运作参股优质资产,公司内在价值获长江电力认可。公司2018年对持股10%的国电大渡河公司增资1.064亿元,并将大渡河公司股权的计量方式由可供出售金融资产变更为权益法核算。根据会计准则,可供出售金融资产仅在分红时可计算投资收益,大渡河公司2018年推迟分红至四季度,导致前三季度公司报表利润同比下滑,变更为权益法核算后有助于业绩及时反映。公司2018年增加对三峡新能源投资8.05亿元,直接和间接持股达2.025%股权,三峡新能源目前拥有风电光伏装机合计1009.65万千瓦,有望为公司带来可观投资收益。长江电力2018年及2019年初持续增持公司股份,目前持股比例已达10%,为公司第二大股东。长江电力持续增值表现出对公司未来发展前景的看好,以及长期投资价值的认可。 雅砻江中游开发进行时,配套外送特高压线路,“十四五”期间迎来投产高峰。公司与国投电力共同开发雅砻江流域水电资源,全流域可开发规模约3000万千瓦,目前雅砻江中游的杨房沟、两河口水电站(合计450万千瓦)相继核准开工,预计2021-2023年投产。公司2018年5月发布公开发行可转债预案,拟募集资金不超过40亿元增资雅砻江水电(持股比例不变),用于杨房沟水电站建设,目前发行工作有序推进。2018年雅砻江中游直流特高压送出工程列入国家能源局加快推进的输变电重点工程文件名单,后续建设有望进一步加快。工程采用±800千伏直流,落地于江西,配套南昌-武汉、南昌-长沙特高压交流工程,输电能力为800万千瓦。目前江西省为我国电力供需格局最为紧张的省份之一,发用电缺口持续扩大,有利保障未来雅中机组水电消纳。 盈利预测与评级:考虑到增值税下调3个百分点以及国电大渡河公司会计处理方法改变,我们上调公司2019-2020年归母净利润预测分别为36.88、37.25亿元(调整前为34.24、34.43亿元),新增2021年预测为37.61亿元,当前股价对应PE11、11、11倍。雅砻江业绩稳定且中长期具备增长潜力,盈利持续提升,维持“买入”评级。

发电业务量价齐升,能源板块业绩大幅增长。受益于江苏省2018年用电量同比增长5.5%,公司2018年累计完成发电量515.02亿千瓦时,较上年同期增长4.1%,完成供热量567.95万吨,较上年同期增长24.36%。同时受益于江苏省2017年7月起上调上网电价,公司能源业务2018年营业同比增长9.45%,实现归母净利润10.42亿元,同比增长20.04%。 2018年公司高邮及仪征燃气合计48千瓦燃气机组投产,截至2018年底,公司控股装机容量1045.70万千瓦,其中煤电容量786.50万千瓦、燃机容量259.20万千瓦。 江苏信托大幅提升主动管理规模,同时增持江苏银行。公司控股子公司江苏信托2018年大力提升主动管理规模,截至2018年底信托资产管理规模4073.31亿元,其中主动管理类683.9亿元,较2018年初增长137.36亿元,占信托总规模16.79%,较年初提高6.87%。 其中主动管理规模2018下半年增加约80亿元,规模扩张呈加速趋势。公司2018年增持江苏银行,持股比例由年初7.73%增加至8%。金融板块全年实现营收11.30亿元,同比增长11.52%,实现归母净利润15.13亿元(含投资收益),同比增长14.71%。 完成定增引入战略投资者华侨城集团,增资利安人寿,信保联合值得期待。公司2017年4月发布非公开发行股票预案,拟通过定增向江苏信托增资约40亿元,其中深圳华侨城认购32亿元,本次定增于2018年6月完成,华侨城持有公司11.12%股份成为第二大股东。 江苏信托完成定增后以23.75亿元对价受让利安人寿11.61%股份(累计持有22.79%)成为第一大股东。资管新规实施后,信托公司传统资金来源渠道收窄,保险公司资金在成本、稳定性方面均具有优势,利安人寿有望成为信托公司新的资金源,有利于江苏信托主动管理业务规模扩张。公司2019年1月改变利安人寿股权会计计量方法,公司预计增加2019年投资收益6.89亿元,此次计提投资收益不影响现金流量,仅为会计方法变更影响。 盈利预测与评级:我们维持公司2019-2020年归母净利润预测分别为37.27、38.51亿元,新增2021年归母净利润预测为41.81亿元,当前股价对应PE分别为11、10、9倍。剔除利安人寿会计变更影响后,2019归母净利润预测为31.66亿元,对应PE13倍。综合考虑煤价弹性、晋电入苏项目增厚业绩等因素,维持“增持”评级。

江苏省国资委旗下火电龙头,能源+信托双轮驱动。公司股权结构高度集中,大股东江苏国信集团持股73.68%。公司2016年剥离亏损的船舶业务,国信集团将旗下优质电力资产及江苏信托股权注入上市公司,业务转至能源与金融双轮驱动。截止2018年6月底,公司控股装机1045.7万千瓦,其中煤电容量786.5万千瓦,占比75.2%;燃气机组容量259.2万千瓦,占比24.8%。公司2018年10月合资成立苏晋能源(持股51%),在山西拥有装机516万千瓦(已投产232万千瓦),未来计划通过雁淮直流实现“晋电入苏”,在东部环保压力加大的背景下,“晋电入苏”后机组利用小时数将大幅提升,盈利改善可观。 江苏省电力装机增速大幅放缓,煤电利用小时数未来有望维持高位。江苏省近年火电机组利用小时数加速下滑,主要系燃气及可再生能源装机迅速增长、特高压投产带来外购电规模快速扩大以及煤炭双控影响。江苏省当前在建机组以燃气为主,我们测算未来两年火电装机年复合增速低于1%。同时,剩余煤炭减量指标已大幅减少,外来电受送出端影响,短期内难以快速上量,在给予未来两年外来电15%的乐观增速假设下,我们测算江苏省19、20两年火电利用小时数有望维持高位。公司煤电大机组低能耗优势显著,60万千瓦以上机组占比高达90%,利用小时数有望持续好于全省平均水平。 全国煤炭供需趋于宽松,煤炭下跌释放弹性。公司火电机组全部分部于沿海沿江地带,在我国当前煤炭“西煤东运、北煤南运”的格局下,运输较为便利。2018年下半年以来,煤炭优质产能释放速度明显加快,2019Q1江苏省电煤价格指数同比下降13.67%。综合考虑当前电厂库存偏高、安全整改的煤矿陆续复产,煤炭供需逐步偏松,我们预计煤价有望延续下行趋势。以2018年归母净利润为基数,当市场煤价下跌10%和20%时,我们静态测算公司2019年业绩弹性有望分别达11.9%和23.9%。 金融板块主动管理及自营业务占比提升,受资管新规影响较小。江苏信托营业模式包括自营、主动管理和通道业务,其中自营和主动管理贡献主要利润来源,受资管新规影响较小。 公司自营业务净利润一部分来自江苏银行投资收益,江苏银行为江苏省最大地方银行,地域优势明显,盈利稳定。公司2017年4月引入华侨城集团对江苏信托增资40亿元,随后江苏信托增持利安人寿成为第一大股东。资管新规实施后,信托公司传统资金来源渠道收窄,保险公司资金在成本、稳定性方面均具有优势,有望成为信托公司新的资金源,公司也在大力提升主动管理规模,信保联合值得期待。 盈利预测及估值:我们预测公司2018-2020年归母净利润分别为26.26、37.27、38.51亿元,对应PE分别15、11、10倍。剔除利安人寿会计变更影响后,2019、2020年归母净利润分别为31.66、38.51亿元。我们采用分部估值法,参照江苏银行当前估值,公司持有的江苏银行股权对应市值56.5亿元,给予信托其他部分2019年20倍PE,由此可得能源板块对应估值174亿,19、20两年PE分别为12、9倍,低于可比公司。综合考虑煤价弹性、晋电入苏项目增厚业绩等因素,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:江苏省外来电规模快速扩大,江苏信托投资收益下滑。

事件: 公司发布2018年年报,全年实现营业收入111.39亿元,同比增长15.42%;实现归母净利润0.46亿元,同比增长175.76%,符合申万宏源预期。 投资要点: 售气量稳步增长,下游价格传导基本顺畅。受益于山西省煤改气推进,公司2018年实现销气量48.58亿方,较2017年同期增长6.49%。2018年5月国家发改委发文理顺居民用气门站价格,将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,允许供需双方在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格,实现与非居民用气价格机制衔接。我们判断省级管网企业可以将门站价上调部分顺价转移给下游燃气公司,受居民用气价格并轨影响较小。公司2018年燃气管输业务营收同比增长13,79%,营业成本同比增长13.28%,毛利率同比提升0.38个百分点,价格传导基本顺畅。 期间费用高企拖累业绩,债务置换有望减轻财务负担。为支付在建工程开支,公司负债规模继续扩大,截至2018年底公司负债合计244亿元,同比增长约30亿元。受此影响公司2018年财务费用高达7.32亿元,同比增长31.27%。同时,受工资、折旧上涨的影响,公司2018年销售费用、管理费用(含研发费用)合计同比增长约1亿元,三项期间费用基本吞噬公司售气量增长带来的毛利。公司公告拟发行16亿元短融及30亿元定向债务融资工具,用于补充营运资金及偿还债务,债务置换有望减轻财务负担。 油气体制改革将推进油气管网独立,公司或迎来发展机遇。近日中央召开全面深化改革委员会,推动石油天然气管网运营机制市场化。油气管网独立的主要思路在于:中石油、中石化、中海油等国有大型油气企业的管道资产将被剥离重组,实现管输和销售分开。 当前我国天然气产业从价格链上看,中石油等油气生厂商出厂气经过跨省跨区长输主干网,到各省门站后,以发改委规定的门站价,销售给省网运营公司,门站价相当于“出厂价+长输主干网管输费”。新管网公司成立后,成本监审深入推进,跨区域管输最高收益率限制政策得到进一步贯彻执行,更进一步向“管住中间,放开两头”发展模式靠拢。公司近年来多与中石油合作,依托陕京一线、陕京二线、陕京三线、“西气东输”线等跨区干线获得气源,未来若跨区管输费用下降,公司获得气源价格有望同步降低,毛利率有望大幅提升。 盈利预测与估值:当前山西省天然气消费量平稳增长,我们维持公司19-20年归母净利润预测为1.47、2.23亿元,新增21年归母净利润预测2.88亿元,当前股价对应PE分别为42、28和22倍,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2018年年报,2018年公司实现营业收入654.90亿元,同比增加9.45%;归属于上市公司股东净利润13.69亿元,同比减少38.41%,符合申万宏源预期。 投资要点: 水电、风电贡献主要发电增量,带动毛利率大幅提升,大额资产减值拖累业绩。受益于我国电力需求持续回暖,公司全年完成发电量2132.21亿千瓦时,同比增长5.50%。 其中,火电完成发电量1488.5亿千瓦时,同比增长3.19%,主要发电增量由毛利率较高的风电、水电贡献。受益于机组所在区域来水较好,公司2018年水电发电量同比增长9.62%,其中国电大渡河公司发电量同比增长11.59%。公司风电机组2018年弃风率大幅下降,叠加装机规模扩大影响,全年实现风电发电量同比增长18.51%。公司2018年电力业务毛利率达21.67%,同比增长4.27个百分点。公司归母净利润大幅下滑主要系计提大额资产减值损失所致,公司2018年共计提坏账准备、固定资产减值损失、长期股权投资减值损失等合计35.14亿元,大幅拖累公司业绩。 清洁能源机组占比继续提升,火电机组超低排放改造基本完成。公司2018年新投产机组火电合计256.2万千瓦,投产、收购水电合计56.8万千瓦,风电合计22.1万千瓦。 截至2018年底,公司拥有控股装机容量5530.59万千瓦,其中火电、水电、风电、光伏占比分别为63.13%、25.88%、10.61%和0.38%,清洁能源装机(含燃气)合计占比达37.29%。公司火电机组以大型机组为主,60万千瓦及以上机组占比高达63.13%。 目前公司新建机组全部实现超低排放,存量机组产地排放改造基本完成,合计完成改造容量占公司燃煤发电装机容量94.84%。全年燃煤发电机组平均供电煤耗为297.71克/千瓦时,较去年同期下降1.85克/千瓦时。 与神华集团合资公司组建完成,公司控股装机容量提升约55%,有望多方受益。国资委将公司持有的部分火电资产与中国神华持有的部分火电资产共同组建合资公司,公司对合资公司拥有控股权。2019年1月31日,合资组建的北京国电电力有限公司完成工商注册和资产交割,国电电力控股装机容量达到8585.99万千瓦,大幅增加约55%。 为解决同业竞争,集团明确将国电电力作为集团常规能源(包括水电、火电)发电业务整合平台,并承诺在合并完成后5年内将集团常规能源发电业务(不包括其它上市公司资产)择机注入国电电力,注入前由国电电力统一管理。依托神华集团优质煤炭资源优势,公司火电业务盈利稳定性有望得到进一步增强。 盈利预测与估值:暂不考虑与神华集团成立合资公司影响,综合考虑煤价及增值税下调3个百分点,我们上调公司19-20年归母净利润预测为50.02、55.79亿元(调整前分别为44.47和50.53亿元),新增21年归母净利润预测为58.66亿元,当前股价对应PE 分别为11、10和9倍,维持“增持”评级。

事件: 公司发布2018年年报,2018年营收137.43亿元,同比增加16.64%;归母净利润7.83亿元,同比增加52.23%,符合申万宏源预期。每股分红0.096元,分红率71.24%。 公司发布2019-2021年度股东回报计划,每年现金分红原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.09元人民币。 投资要点: 区域供需格局显著好转,量价齐升助力业绩增长。公司煤电机组包括外送华北及蒙西本地消纳两部分,受益于2018年京津冀地区推进煤炭双控,扩大外购电规模,公司外送华北机组利用小时数同比增加321小时,发电量同比增长7.73%,其中魏家峁电厂发电量同比增长24.47%。本地消纳机组方面,内蒙古近年严控煤电新增装机,公司蒙西区域机组自2017年以来利用小时开始逐步改善。2018年内蒙古用电需求增速位居全国第二(15%),公司蒙西机组利用小时增加690小时,发电量同比增长18.07%。公司全年发电量整体增长12%,同时受益于2017年7月起内蒙古上调上网电价,公司2018年度机组上网电价平均增长1.072分/千瓦时,量价齐升助力公司营收大幅增长。 电量增长推动毛利率提升,期待煤价回落进一步释放弹性。公司2018年入炉标煤单价平均345.88元/吨,同比增加19.2元/吨,增幅5.88%。但是受益于机组用电效率大幅提升,公司2018年电力业务毛利率达20.50%,同比增加4.55个百分点。公司魏家峁拥有配套煤矿,煤炭成本较为稳定,蒙西机组煤炭成本受市场供需影响较大。蒙西区域煤价自2016年以来持续高企,我们判断随着蒙西地区未来优质煤矿产能逐步释放,煤炭供需格局将逐步宽松。2019年1-2月,内蒙古用电增速高达13%,继续位列全国第二位,高于全国平均8.5个百分点,火电机组利用小时数同比提升72小时,随着煤价回落,公司蒙西机组业绩弹性有望进一步释放。 承诺分红比例凸显配置价值,实际控制人大额增持彰显公司长期发展信心。公司2018年度现金分红率高达71.24%,当前股价对应股息率3.32%。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。最低分红比率及分红金额承诺有助于稳定预期,公司有望成为类债股票,股息率倒推市值,助力公司估值提升。公司2月公告华能集团旗下华能结构调整基金拟6个月内累计增持公司金额2亿至5亿元,截至3月15日已完成增持2亿元,达到增持金额下限。华能集团本次增持计划规模较大且增持时间段集中,深度彰显华能集团对于公司价值的认可。 盈利预测与估值:考虑到增值税下调3个百分点,我们上调公司2019-2020年归母净利润预测分别为15.37、18.64亿元(调整前为13.21、15.88亿元),新增2021年预测20.33亿元,,当前股价对应PE分别为11、9和9倍。公司作为内蒙区域电力龙头,当前业绩处于低位,后续有望持续改善,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

电力、热力量价齐升助力营收增长。公司控股机组2018年全年完成发电量1241.34亿千瓦时,同比增长7.63%。其中浙江省内机组发电量与2017年基本持平,主要发电增量来自宁夏枣泉发电,2018年枣泉发电实现发电量67.93亿千瓦时(2017年同期仅4.78亿千瓦时)。受益于市场化让利收窄,公司煤电机组上网电价小幅提升。燃气机组方面,浙江省2018年10月1日起上调冬季非居民燃气门站价格,同时上调2018年10月1日至12月31日期间燃气机组上网电价0.202元/千瓦时,公司燃气机组2018年平均上网电价增长约20%,大幅消化燃气成本上涨。热力方面,公司2018年完成供热量突破2000万吨,同比增长35%,实现供热收入33.19亿元,同比增长39.45%,公司电力、热力业务均实现量价齐升。 核电投资收益稳定,煤炭价格小幅拖累业绩。浙江省2018年电煤价格指数较2017年同期同比增长6.45%,受此影响公司电力、热力业务毛利率同比减少1.24个百分点,拖累业绩表现。公司2018年实现投资收益27.72亿元,其中来自合营及联营企业23.40亿元。参股核电方面,秦山一核、二核、三核业绩稳定,合计贡献投资收益10.50亿元,与2017年基本持平,预计随着大修周期结束,2019年投资收益略有增长。公司参股20%的三门1号、2号机组分别于2018年9月、11月投入商运,但是2018年尚未贡献投资收益。三代核电首台机组建造成本较高,三门核电目前核定上网电价为0.4203元/每千瓦时,略低于市场预期,三代核电投运初期盈利能力或不及二代核电。 浙江省双控影响煤电供需,电力市场化改革推进,公司迎来挑战与机遇。浙江省2018年用电量同比增长8.1%,11月以来用电量增速快速下滑,2019年1-2月累计用电量增速仅为1.35%。我们判断2019年我国用电需求增速延续区域分化格局,浙江等东部沿海省份用电增速将有所下降。同时,浙江省能源双控要求控制原煤消耗总量,拟用外购电、天然气发电替代燃煤发电。用电增速下降及能源双控将压缩煤电发电空间,同时高热值煤炭替代低热值煤种将抬升燃料成本。浙江省电力市场化改革持续推进,公司控股的大型火电机组以及参股的核电机组具备清洁高效、发电边际成本低的特性,在市场化交易中具备竞争优势,挑战与机遇并存。 盈利预测与估值:综合考虑增值税下调及煤价走势好于预期,我们上调公司19-20年归母净利润预测为59.01、72.11亿元(调整前为51.14、62.26亿元),新增21年归母净利润预测78.59亿元,当前股价对应PE分别为12、10和9倍,维持“增持”评级。

售电量总体增长,售电均价持续下降,营业收入小幅上涨。受发电资产减值影响,归母净利润同比大幅下降。2018年公司售电量709.84亿度,同比增长4.4%。因市场电交易占比提升,售电均价同比下降2.18%,营业收入整体仅增长2.87%。同期煤价居高不下,燃料成本占营业成本约74%,增幅0.92%。因沙角A厂1号机组于2018年11月关停,云南临沧水电公司连续三年亏损,两项发电资产分别计提资产减值准备4039.54万元、3079.87万元。惠州LNG电厂二期投产后,两台油气双燃料供热锅炉需同步关停,影响公司归母净利润减少1601万元。2018年度公司整体计提资产减值准备合计2.52亿元,导致全年归母净利润下滑幅度较大。 市场电折价幅度收窄,煤价下跌,一季报预告大幅增长。广东省2019年年度双边协商成交价差为4.51分/度,较2018年的7.43分/度折价幅度收窄了近3分/度。一季度月度集中竞价平均折价幅度为3.54分/度,较2018年同期均值4.15分/度收窄了0.61分/度。1-2月广东省电煤价格指数590元/度,较上年同期下降约10%。受煤价下跌、市场电让利幅度同比收窄影响,公司发电毛利同比增加,预计实现归母净利润9千万至1.2亿元,同比增长1466%~1988%。 顺应能源清洁化大势,持续加码气电和风电项目,2020年公司风电将会盈利业绩爆发期。广东省当前能源清洁化转型果断,未来新增机组将以气电及风电等清洁能源为主。截至2018年末,公司控股煤电1714万kW,LNG发电326万kW、风电等可再生能源55万kW。公司近年来持续加码风电项目开发,2018年新增珠海金湾等核准项目共计175.7万kW。2020年我们预计公司将会投产63万千瓦的风电项目,其中包括50万千瓦的海上风电。2020年底公司风电装机将会达到125万千瓦,较目前增长237%。根据广东省十三五规划,到2020年底,广东省开工建设海上风电装机容量约1200万千瓦以上,其中建成200万千瓦以上。公司作为区域电力龙头,未来有望进一步加码海上风电开发,将海上风电打造为公司新的利润增长点。 盈利预测与评级:考虑到19年初以来区域用电供需格局有所变化,我们下调公司19-20年归母净利润预测为8.25亿和14.25亿(之前预计预计14.08、20.05亿元),新增21年归母净利润预测16.72亿,当前股价对应PE分别为30、18和15。考虑到后续广东区域外来电冲击有可能扩大,下调评级至“增持”。

国家能源集团旗下区域火电平台,当前业绩处于历史低点。公司为国家能源集团旗下(持股37.39%)湖北省火电上市公司,目前拥有煤电装机359万千瓦,机组全部位于湖北省。 公司历史盈利能力强劲,20 14、2015两年ROE 超过30%。煤炭供给侧改革以来,华中地区因煤炭品质不佳成为去产能重点,我国煤炭产能逐渐向“三西”地区集中,由于缺乏直达铁路,华中地区电煤价格涨幅大幅高于全国平均水平,公司盈利能力迅速下行,2017年归母净利润亏损1.22亿元。受益2018年利用小时数大幅增加及上网电价上调,公司2018年业绩预告预计全年归母净利润1.89亿元到2.25亿元,实现扭亏为盈。 蒙华铁路投产在即,有望彻底重塑华中地区煤炭供需格局。蒙华铁路为我国在建最长运煤专线,贯穿陕蒙煤炭主产区与华中用煤省份,预计19年10月投产。蒙华铁路投产初期运力为6000万吨/年,结合疏运项目建设进度,预计投放至湖北运力或超过50%。目前湖北省煤炭运输方式中铁路与“海进江”占比约各50%,我们判断蒙华铁路投产初期主要取代“海进江”方式,按照50%运力投放至湖北计算,可取代60%海进江煤炭。当前陕蒙煤炭经“海进江”至湖北运费在300元以上,通过蒙华铁路可降低运输成本60-80元/吨。 公司为蒙华铁路最具确定性受益标的。公司旗下机组毗邻蒙华铁路,其中荆门发电、荆州热电地处蒙华铁路沿线,长源一发地处武汉,汉川一发地处汉川,临近汉江,可借助荆州铁水联运基地或长荆、汉丹线与蒙华铁路连接,有望率先享受蒙华铁路运价优势。公司与神华集团同样隶属于国家能源集团,公司有望在初期供应量分配中获得优势。 区域用电需求保持高增速,湖北火电利用小时数有望维持高位。我们判断2019年各省用电增速延续分化趋势,湖北省凭借经济后发优势维持用电需求高增速,尽管未来两年湖北省集中投产约400万千瓦火电机组,预计省内火电仍可保持较高利用小时数。2019Q1湖北省降雨偏少,叠加用电量高增长,全省1-2月火电累计利用小时数同比增长102小时。 我们测算若湖北省2019年来水不出现大幅回升,全省火电利用小时数有望继续提升。 受托管理集团270万千瓦火电资产,具备外延扩张空间。公司为国家能源集团湖北省火电上市平台,除公司所辖电厂之外,集团在湖北区域还拥有汉川电厂(2*100万千瓦)、国电青山热电(2*35万千瓦)合计270万千瓦火电资产。上述机组与公司旗下电力资产存在同业竞争,目前由公司受托管理,公司将为整合上述资产积极创造条件。随着省内电力供需向好、蒙华铁路通车,受托管机组盈利持续提升,或为公司资产整合提供积极条件。 盈利预测:我们预计公司2018-2020年归母净利润分别为1.97、6.01、8.12亿元,对应EPS 分别为0.18、0.54、0.73元/股。当前股价对应PE 28倍、9倍和7倍,大幅低于可比公司。在电力供需格局改善、煤炭价格下跌预期、增值税下调三重利好下,我们判断火电板块整体迎来配置时点。从电力供需格局、电厂地理位置及入炉煤价下跌幅度几个维度看,我们认为长源电力为蒙华铁路投产最具确定性的标的,首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示:蒙华铁路初期运力不及预期,湖北省来水大幅好转,湖北省用电需求不及预期