事件描述 公司发布 2019年前三季度发电量完成情况:2019年前三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降7.52%;完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 事件评论 用电需求偏弱且火电发电空间受到挤压,公司发电量承压。2019年第三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 1,068.12亿千瓦时,同比下降 8.31%;完成售电量 1,029.57亿千瓦时,同比下降 5.99%。从前三季度整体来看,公司完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降 7.52%,完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 其中,公司前三季度实现煤机发电量 2764.94亿千瓦时,同比减少7.89%,为前三季度公司总发电量同比减少的主要来源。公司今年以来发电量出现同比下滑主要有以下几个原因: (1)1-9月我国全社会用电量同比增长 4.4%,增幅较上年同期回落 4.5个百分点; (2)水电、风电、核电发电量增长较多,挤压火电发电空间; (3)广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑、控煤和外来电大幅增长等因素叠加影响,相关省份的发电量出现较大负增长。 煤价持续下行,业绩改善之势有望延续。2019年前三季度,公司结算市场化交易电量 1,464.71亿千瓦时,交易电量比例为 51.23%,比去年同期增加 10.87个百分点。尽管公司市场化交易电量比例提升,但是前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 0.41769元/千瓦时,同比增长 0.14%。煤价方面,2019年 1-8月全国电煤价格指数平均值为 498.00元/吨,同比下降 37.57元/吨,降幅达到 7.02%,其中7-8月中国电煤价格指数中枢约 487.46元/吨,同比下降 40.00元/吨,降幅达 7.58%。煤价的显著走低有利于公司度电利润提升,对冲电量下行带来的负面影响。考虑到去年三季度业绩亏损,今年以来的煤价下行有望助力公司整体业绩延续上半年的改善之势。 投资建议及估值:根据公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.38元、0.62元和 0.81元,对应PE 分别为 15.48倍、9.36倍和 7.18倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1. 煤价出现非季节性上涨风险; 2. 电力供需恶化风险。

装机容量同比增高,拉动公司经营利润增加。2018年12月,公司对参股公司阜阳华润公司进行增资并实现控股,使得公司控股装机规模同比提升,从而拉动营业收入增长。此外,2019年1-8月,安徽省累计实现用电量1547亿千瓦时,同比增长7.62%,高于全国平均用电增速4.45%,用电动能强劲及产能扩张共同拉动公司经营利润增加。 煤炭采购价格同比下降为公司业绩增长奠基。2019年1-8月,安徽省平均电煤价格指数为590.50元/吨,较上年同期(616.62元/吨)降低26.12元/吨,降幅为4.24%。在安徽省电煤价格持续走低的拉动下,公司煤炭采购价格较上年同期下降,度电利润空间有望得到显著修复,从而拉动公司主营业务盈利能力增强。 公司权益法核算的投资收益同比大幅上升。其中,2019年5月31日,公司通过发行股份与现金相结合方式购买神皖能源资产事宜完成过户,正式取得神皖能源49%的股权,神皖能源2019年6-9月为公司贡献权益法核算的投资收益1.71亿元。此外,由于安徽省煤价呈现持续下行趋势,公司参股的淮北涣城发电、中煤新集利辛发电等也或将延续上半年的业绩改善情况,为公司贡献更多投资收益。 在产能扩张和煤价下行提升公司主营业务盈利能力、投资收益同比增长等多重因素的助推之下,2019年第三季度,公司预计实现归母净利润26,722.36万元-39,722.36万元,同比增长67.17%-148.50%;前三季度,公司预计实现归母净利润62,000万元-75,000万元,同比增长106.26%-149.51%。从全年来看,公司业绩改善之势或可延续,看好公司全年业绩实现同比增长。 投资建议及估值:根据最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.36元、0.50元和0.57元,对应PE分别为12.60倍、9.07倍和8.03倍,维持“买入”评级。

事件描述 公司披露2019年三季度业绩预告:公司前三季度预计实现归属于上市公司股东的净利润约46,300.00万元,同比增长约64%,每股盈利约为0.259元。 事件评论 河北火电利用小时明显下滑,公司电量增长面临强压。2019年河北用电需求增长放缓,根据最新数据1-8月份河北用电需求同比增长5.69%,增速相较去年同期5.77%基本持平。受此影响,同期河北火电累计发电量同比仅微增0.70%,继而导致省内火电利用小时承压:1-8月份,河北火电设备累计平均利用小时虽以3319小时位居全国第二,但相较去年同期下滑116小时。因此,公司前三季度电量或较难取得明显增长。具体到三季度来看,虽然7-8月份河北用电量达703亿千瓦时,同比增长2.18%,但省内火电平均利用小时仅为869小时,相较去年同期992小时减少123小时,因此三季度单季公司在生产经营方面或面临较强压力,发电量及营收规模或较难增长。 需求不振而煤价降幅有限,或系三季度盈利下滑主因。年初至今全国煤价中枢下移明显,1-8月份冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为463.39元/吨和493.84元/吨,同比分别减少22.17元/吨和20.26元/吨。不过,7-8月份冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为453.45元/吨和482.11元/吨,同比分别下降13.43元/吨和15.02元/吨,降幅显著收窄。因此可以发现,三季度在利用小时明显承压的背景下,河北地区煤价并未出现与需求不振相匹配的同步下降,公司三季度或面临营收缩水远超成本管控的局面:根据公司公告披露,2019年三季度公司预计盈利7,160.00万元,同比下滑24%。 热电联产机组发电优先级居首位,供暖季来临利好发电供热业务发力。公司90%以上的机组均为高效热电联产机组,在当前京津冀加大环保督查的背景下,集中供热需求快速增长,供热业务有望逐步成为公司收入的新增长点。考虑到当前北方逐步进入供暖期、热电联产机组“以热定电”具备最高发电优先级,因此未来公司电量有望重回快速增长。 投资建议与估值:根据公司最新公告,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.36元、0.56元和0.68元,对应PE分别为15.51倍、9.96倍和8.22倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险; 2.煤炭价格非季节性上涨风险。

区域来水分化水电电量微增,西部地区延续增长火电持续发力。2019年三季度,公司完成水电发电量296.12亿千瓦时,同比增长0.07%,电量微增主因系:雅砻江来水偏枯但弃水减少;小三峡和大朝山分别因自然来水偏丰和上游电站去库容而发电用水同比偏丰。同期公司完成火电发电量186.50亿千瓦时,同比增长9.14%,电量稳健增长基本延续上半年趋势:受益外送电量增加,甘肃机组利用小时同比大增;广西、新疆地区用电需求旺盛,公司机组出力继而明显改善。三季度公司风电和光伏分别完成发电量6.47亿千瓦时和2.54亿千瓦时,同比分别增长34.53%和51.65%,电量增长主要受益于产能扩张。 电价下滑或因市场化比例扩大,煤价走低利好盈利能力改善。由于电力体制改革逐步推进,部分地区市场化交易规模持续扩大,叠加结算价格及结算周期影响,前三季度公司平均上网电价0.303元/千瓦时,同比下降3.86%,其中三季度公司平均上网电价0.289元/千瓦时,同比减少4.70%,一定程度上对公司营收规模产生负面影响。根据最新数据,1-8月中国电煤价格指数中枢约498.00元/吨,同比下降37.57元/吨,降幅达到7.02%,其中7-8月中国电煤价格指数中枢约487.46元/吨,同比下降40.00元/吨,降幅达7.58%。煤价的显著走低将有利于公司火电盈利改善,进而助公司整体业绩延续上半年增长之势。 雅砻江中翻锦绣,电站建设走龙蛇。目前,公司两河口和杨房沟电站已于2014-2015年开始建设,预计首台机组将于2021年投产。雅中-江西特高压直流工程有望尽快建成。未来在中游电站的陆续投产和两河口补偿效益释放的作用下,我们预计公司水电盈利能力将实现显著提升。 投资建议与估值:基于公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测:预计公司2019-2021年EPS分别为0.76元、0.78元和0.86元,对应PE分别为11.60倍、11.38倍和10.32倍,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2019年前三季度经营数据:2019年前三季度,公司运营管理的核电机组共完成发电量1380.44亿千瓦时,同比增长13.09%;完成上网电量1283.03亿千瓦时,同比增长12.03%。 事件评论 新投产机组发挥效力,公司发电量维持增长。2019年前三季度,尽管岭东、宁德和红沿河核电站换料大修时间多于2018年同期,且宁德核电站受气候条件影响和配合电网要求进行临时减载或临停的时间多于2018年同期,但受益于陆续投入商运的台山1号、2号机组及阳江5号、6号机组逐渐发挥效力,且存在红沿河和阳江电站临时减载或临停时间少于2018年同期等正向因素,公司运营管理的核电机组(包括联营电站)共完成发电量1380.44亿千瓦时,同比增长13.09%;完成上网电量1283.03亿千瓦时,同比增长12.03%。从三季度单季来看,公司运营管理的核电机组完成上网电量483.51亿千瓦时,实现同比增长12.12%。在2019年上半年公司归母净利润已经实现同比增长9.99%的基础上,三季度公司上网电量同比增长12.12%有望助力公司前三季度业绩维持同比增长态势。 在建及储备项目丰富,公司长期成长空间可期。目前公司有4台在建机组,其中防城港3号机组、红沿河5号和6号机组已处于设备安装阶段,防城港4号机组处于土建施工阶段,均将于2020下半年-2022年陆续投产。公司还拥有陆丰核电基地、宁德5号和6号机组、台山3号和4号机组以及咸宁核电基地等多个储备项目,若未来核电新机组审批常态化,公司长期成长空间有望得到显著扩展。此外,公司2018年曾作出承诺,在2017年度每股派息基础上公司2018、2019、2020年三个财政年度每股派息将保持适度增长。2018年公司每股派息0.072元/股,相较2017年提升0.004元/股,兑现分红承诺。长期来看,公司所提供的稳定且适度增长的股息回报将进一步提升长期投资价值。 投资建议及估值:根据最新经营数据调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.19元、0.20元和0.21元,对应PE分别为22.28倍、20.64倍和19.98倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.核电项目核准进度不达预期; 2.核电机组运行风险。

汛期来水改善,前三季度自发电量降幅收窄。公司电站所处流域汛期来水有所改善,三季度实现发电量3.37亿千瓦时,同比增长45.48%。整体来看,2019年前三季度公司下属及控股公司水电站累计完成发电量5.6041亿千瓦时,同比下降6.93%,其中:重庆地区5.3528亿千瓦时,同比下降6.36%;芒牙河二级电站所处云南地区0.2513亿千瓦时,同比下降17.58%。公司上半年受益于提前收到农网改造专项补助资金1900万元,以及农网还贷资金递延收益转入其他收益,但高额的外购电成本使得上半年业绩仍呈现同比下滑的态势。从前三季度来看,尽管公司自发电量仍同比减少,需要采购更多高价的外购电,但汛期来水改善、三季度单季电量表现亮眼使得公司前三季度自发电量同比降幅较上半年大幅收窄,一定程度上将缓和公司业绩同比减少的态势。 "四网融合”事宜落地在即,三峡电入渝成交易核心价值。公司拟采用发行股份和可转换公司债券及支付现金购买资产的方式,收购联合能源88.55%股权、长兴电力100%股权。资产重组完成后,公司将直接持有联合能源88.55%股权、间接持有联合能源10.95%股权、直接持有长兴电力100%股权。在不考虑配套融资的情况下,本次收购将小幅增厚公司EPS。由于联合能源已完成对乌江实业、聚龙电力两个地方电网的整合,因此资产整合完成后,长兴电力所属两江新区增量配网、重庆市现存万州电网、涪陵聚龙电力、黔江乌江电力将实现“四网融合”。三峡电入渝为本次交易的核心价值,若考虑未来三峡电全额置换公司和联合能源外购电,则将有望为公司带来5.67亿元业绩增厚。 投资建议及估值:暂不考虑公司的资产重组,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.21元、0.24元和0.24元,对应PE分别为34.70倍、31.06和29.82倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。

“四网融合”重组草案出台,收购PB约为1.10倍。根据披露的交易草案,本次交易联合能源88.55%股权的交易作价确认为552,493.17万元,长兴电力100%股权的交易作价确认为101,899.68万元,本次重组标的资产的整体作价合计为654,392.85万元。重组草案披露,公司本次拟向多个交易方以7.32元/股价格发行844,169,175股,合计617,931.85万元,同时支付现金36,461.00万元,两者合计654,392.85万元。根据资产评估情况:联合能源100%股权账面价值为571,812.99万元,评估价值为622,999.00万元,出资PB约为1.09倍,2018年公司净利润24,097.41万元,以此为基准计算出资PE约为25.85倍;长兴电力100%股权账面价值为87,597.54万元,评估价值为101,899.68万元,出资PB约为1.16倍。按照收购股权比例计算,本次收购联合能源和长兴电力PB约为1.10倍左右,而2019年9月23日CS地方电网板块PB约2.11倍,交易对价估值相对处于较低水平。 配套募集资金略摊薄收益,三峡电入渝成交易核心价值。根据公告披露,在不考虑配套融资的情况下,本次收购将小幅增厚公司EPS:以2018年全年为基准,交易前公司EPS为0.2151元/股,交易后小幅增厚2.39%至0.2202元/股。本次募集资金总额不超过50,000.00万元,发行股本不超过本次重组前上市公司总股本的20%,即198,601,100股。 2018年“四网融合”交易完成后公司归母净利润40,457.11万元,EPS约0.2202元/股,如若按照募集配套资金5亿元,发行价格7.32元/股计算,对应的发行后EPS为0.2123元/股,较公司发行前的2018年EPS(0.2151元/股)摊薄约1.32%。若考虑未来三峡电全额置换公司和联合能源外购电,则将有望为公司带来5.67亿元业绩增厚。 投资建议及估值:暂不考虑公司的资产重组,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.17元、0.20元和0.22元,对应PE分别为41.94倍、35.93倍和32.91倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2019年半年报:2019年上半年,公司实现营业收入196.09亿元,同比增长10.25%;实现归母净利润22.76亿元,同比增长44.92%。 事件评论 2019年上半年,公司控股企业累计完成发电量725.09亿千瓦时,同比增长11.29%,大部分项目均实现了发电量的提升,其中国投大朝山受上游电站去库容的影响,来水同比大幅偏丰,发电量增幅较大;北疆电厂今年上半年开始发挥效力,带来较多增量发电量。在上半年全国用电需求整体偏弱的形势下,受益于水电机组所在流域来水偏丰及新投产机组的贡献等因素,公司成功突破需求偏弱和平均上网电价下滑的限制,完成发电量较大幅度提升,并实现营业收入同比增长10.25%。 来水偏丰及煤价下行等因素带动下,大朝山及火电盈利改善主导公司上半年业绩提升。由于来水较好和电价同比提升,国投大朝山上半年净利润同比增幅达119.17%。火电方面,在区域电力市场形势好转和煤价同比下行的带动下,国投北部湾和国投钦州上半年净利润均实现大幅提升、国投宣城实现扭亏;北疆二期2台百万机组投产带来的发电量大幅增长带动国投北疆上半年净利润同比增幅达167.36%,公司火电盈利改善有效助力上半年业绩提升。此外,上半年煤炭均价同比降低,燃煤发电经营环境整体向好,公司参股的火电资产如淮北国安电力、铜山华润电力和张掖发电等盈利出现改善,从而上半年获得的投资收益同比增长93.76%,绝对增幅达2.06亿元,对业绩增幅的贡献为29.24%。 雅砻江中游电站持续建设中,公司未来盈利能力存在再度增强空间。截至目前,两河口与杨房沟水电站已经于2014-2015年开始建设,预计首台机组于2021年开始投产;预计2020-2030年期间孟底沟、楞古、牙根、卡拉水电站将陆续开工。由于两河口水电站的主要效益体现在对其下水电站的补偿效益中,因此除了未来拟投运的中游水电站以外,目前雅砻江已经在运的下游水电站的盈利能力也有望得到增强。 投资建议与估值:基于公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测:预计公司2019-2021年EPS分别为0.75元、0.77元和0.84元,对应PE分别为12.41倍、12.15倍和11.02倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤价非季节性上涨风险;来水波动风险; 2.电力供需恶化风险。

上半年流域来水偏枯,公司自有电量同比减少。截至2019年6月30日,公司下属及控股公司水电站累计完成发电量2.2309亿千瓦时,同比下降39.75%;其中:重庆地区2.1744亿千瓦时,同比下降40.18%;芒牙河二级电站所处云南地区0.0565亿千瓦时,同比下降16.54%。公司电量同比减少的主要原因是电站所处流域来水减少所致。 供区需求稳健收入同比增长,外购电成本增加致公司业绩同比下滑。虽然2019年以来全国用电需求偏弱,但公司供区用电需求维持稳健提升,上半年完成售电量8.88亿千瓦时,同比上升5.59%,售电量的增长助力公司上半年收入同比增长4.85%。业绩方面,虽然受益于今年上半年公司提前收到农网改造专项补助资金1900万元,以及农网还贷资金递延收益转入其他收益,使得其他收益同比显著增加4197万元,同比增长403.26%。但受限于廉价的自发电量减少,公司需要采购更多的高价外购电,公司外购电成本同比上升,上半年公司营业成本同比增长18.40%。综合影响下,公司上半年业绩同比下降20.90%。 资产重组预案发布,“四网融合”落地在即。公司拟采用发行股份和可转换公司债券及支付现金(如有)购买资产的方式,收购联合能源88.55%股权、长兴电力100%股权(长兴电力持有联合能源10.95%股权)。资产重组完成后,公司将直接持有联合能源88.55%股权、间接持有联合能源10.95%股权、直接持有长兴电力100%股权。由于联合能源已完成对乌江实业、聚龙电力两个地方电网的整合,因此资产整合完成后,长兴电力所属两江新区增量配网、重庆市现存万州电网、涪陵聚龙电力、黔江乌江电力将实现“四网融合”。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,暂不考虑公司的资产重组,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.17元、0.20元和0.22元,对应PE分别为44.25倍、37.90倍和34.71倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。

火电龙头,步履不停 截至2018年末,公司控股发电装机容量为10,599.1万千瓦,权益发电装机容量为9,375.5万千瓦。除了装机容量的提升外,2018年全国全社会用电量实现同比增长8.5%,增速创近7年来新高,助力公司2018年全年完成发电量4,304.57亿千瓦时,同比增长9.12%。 量价齐升提振同比增速,环比改善节奏趋缓 从“火电三因素”的角度来看,2018年华能国际电量、电价、煤价都出现了明显的提升:电量主要系2018年全社会用电需求旺盛,在以需定产的特性下催动公司发电量提升;电价主要受益于2017年7月1日燃煤发电标杆电价全面上调,以及旺盛的需求催动市场化电价折价幅度收窄;同样,在强势需求的带动下,公司入炉煤价也出现了提升。2018年三因素的变化特性,导致公司在“量价齐升”的推动下业绩同比出现明显改善(主要集中在上半年),但是持续高位运行的煤价让公司业绩环比改善出现停滞,三季度更是在资产减值、投资收益大减的影响下出现单季度亏损。 展望2019:煤价有望回落,业绩改善加速之年 考虑到2018年煤价仍居高位,在宏观经济下行压力较大的2019,煤炭价格缺乏需求支撑,煤价中枢有望回落并主导公司业绩改善。同时,《政府工作报告》提出下调增值税率3个百分点,有望减轻公司增值税负担。此外,受益于火电供给侧改革与用电需求或持续平稳增长,2019年全国火电利用小时有望同比小幅提升,华能国际作为全国性火电龙头公司其利用小时同样有望稳中有升。总体来看,我们认为2019年有望成为公司业绩改善加速之年。 复盘启示:煤价主导走势,情绪放大影响 2018年至今公司股价超额收益与利用小时变动关联度有所提升,主要受益于用电需求强劲增长使得市场对于火电机组利用效率的关注度远超以往。然而,电力行业次月公布上月经营数据的数据披露特性决定了利用小时仅能作为行情的后验指标。同时,火电行业的公用事业属性以及经营环境使其营收与业绩时常出现背离,因此煤价仍系主导基本面以及行情的核心因素。此外,公司公告事件一定程度上会增强或削弱公司行情,当前市场环境之下预期及情绪因素或放大公告事件影响。 投资建议及估值。 在暂不考虑增值税率降低有望进一步加速公司业绩改善的情况下,我们预计公司2018-2020年EPS分别为0.18元、0.42元和0.57元,对应PE分别为38.19倍、15.87倍和11.66倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤价走势不达预期风险; 2.政策推进不达预期风险。

电力供需形势优异,存量机组利用小时改善之势有望延续。 2018年,河北省内存量火电面临的电力供需环境进一步改善,火电平均利用小时为5090小时,同比提升34小时,高出全国火电平均利用小时729小时。未来,除“以电代煤”政策直接带来公司发电量的提升外,关停小型燃煤锅炉后产生的供热需求也有望带动公司热电联产机组利用小时提升。 河北煤价波动较高,成就公司高煤价敏感性。 河北省本土煤炭产量仍无法满足本省的炼钢需求,历年煤炭消费量与产量之间存在较大的缺口。“三西”地区的煤炭通过大秦铁路可以相对便利地直接运输到河北省,因此河北省电煤价格指数在全国处于较低水平,但由于供需格局较为紧张,煤价的波动幅度相对偏高。相对较低的煤炭价格搭配较强的波动幅度,让建投能源的业绩具备了较强的业绩敏感性。根据我们估算,港口煤价每变动10元/吨,公司业绩变化大约0.63亿元。 资产注入启动,公司产能有望再次提升。 2018年10月16日,公司公告称拟收购控股股东建投集团持有的秦皇岛秦热发电有限责任公司、秦皇岛发电有限责任公司、河北张河湾蓄能发电有限责任公司股权。本次公司收购的发电资产权益装机为124.50万千瓦,若顺利完成,公司权益装机将提升约15%。以2017年数据计算,按照集团持股比例计算的注入资产贡献的业绩约为公司2017年业绩的30.61%。 以往鉴来:今非昔比,静待东风。 通过复盘煤价走势与公司股价行情后便可以发现,“后2011”时期里建投能源不同于其他二线标的,其行情的走强似乎显得有所迟滞,估值水平过高成为阻碍彼时公司行情持续走强的主要原因。当前时点来看,公司估值水平与业绩在一众样本公司中属于偏低水平,考虑到煤价下行有望兑现公司业绩的高弹性以及估值较低所带来的修复预期,“后2017”时代中公司行情有望相比“后2011”时代到来得更早、持续时间更长。 投资建议与估值。 在煤价、供需同比改善的拉动下,公司业绩有望同比大幅增长。由于此次资产注入细节尚未披露,暂不考虑本次收购的影响,我们预计公司2018-2020年业绩分别为4.00亿元、7.28亿元和9.40亿元,对应EPS分别为0.22元、0.41元和0.53元,对应PE分别为28.88倍、15.84倍和12.27倍。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险;煤炭价格出现非季节性上涨风险; 2.资产注入事宜推进不达预期风险。

安徽省电力需求空间广阔,利好存量机组利用小时提升 安徽省深度参与长三角地区一体化发展,推进供给侧改革和加快新旧动能转换,用电需求旺盛。与此同时,安徽省发电机组装机容量增幅有所放缓,带动火电利用小时同比增长410小时。考虑到未来安徽省内能源发展将更加偏向于可再生能源,火电装机增长受限,且电能替代、第三产业用电和居民生活用电有望持续拉动用电量增长,利好安徽火电机组利用小时提升。 地处煤炭运输链末端,煤价敏感性较高 安徽省为南方内陆省份,处于煤炭运输链的末端,产自“三西”省份的煤炭需要经过铁运、海运、汽运多个运输环节,煤炭落地价格偏高。此外,当煤炭的需求处于紧张/宽松时,相应地,煤炭的运输条件也会出现紧张/宽松,供需环境的变化也会反映到运输价格上。从历史的情况上来看,运价的波动幅度甚至高于煤价本身的波动幅度,对于各地煤价的影响十分显著。较高的煤炭价格、较强的波动幅度,让皖能电力的业绩具备了较强的业绩敏感性。 神皖能源注入启动,利好公司盈利能力提升 公司拟增发与现金结合收购神皖能源49%股权。神皖能源装机容量592万千瓦,背靠中国神华,母公司的优质煤炭资源提供稳定的煤炭供应和相对低廉的价格,标煤单价低于皖能电力和安徽平均水平。此外,神皖能源利用小时较高,也进一步为盈利能力提供了保障。收购完成后,公司将增加权益装机容量290.08万千瓦,利好盈利能力提升。此外,参考2016年以来电力上市公司进行的几次大型火电资产收购,皖能电力本次收购神皖能源49%股权的出资PB(1.62倍)居于中游水平,处于相对合理的收购PB范围。 以往鉴来:归来仍是后起之秀 回顾“后2011”时期,在剔除或因确认成本、资产减值而影响经营业绩的四季度后,可以清晰地发现在煤价走低的背景下公司单季度业绩持续提升。通过复盘研究发现,当煤价持续下行时,公司作为二线火电标的有望在业绩改善和估值提升的帮助下获得显著绝对收益和超额收益。 投资建议与估值 在煤价、供需同比改善,且神皖能源注入贡献可观投资收益的带动下,公司业绩有望同比大幅增长。假设神皖能源股权收购于2019年完成,暂不考虑收购完成时间对公司投资收益的影响,我们预计公司2018-2020年业绩分别为5.34亿元、9.77亿元和12.55亿元,对应EPS分别为0.30元、0.55元和0.70元,对应PE分别为16.25倍、8.89倍和6.92倍。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险;煤炭价格出现非季节性上涨风险; 2.收购神皖能源股权事宜推进不达预期风险。

旺盛需求推动电量增长,电价提升有望提振营收。2018年上半年,公司中国境内电厂发电量同比增长11.51%,其中煤电同比增长10.84%,气电同比增长9.50%,风电同比增长42.52%,光伏同比增长247.74%,水电同比减少13.49%,生物质发电同比增长16.67%。带动公司电量同比增长的主要因素有:1、受益于宏观经济回暖、年初寒潮低温以及夏季局部高温提前到来,全国用电需求在居民用电、第三产业及高耗能制造业用电大幅增长的轮番带领下持续高涨,2018年上半年全社会用电量同比增长9.4%,利好公司火电机组出力提升;2、上半年处于水电平枯期,全国水电发电量增长率较低,公司火电机组比重较高,带动火电电量提升;3、风电、光伏受益装机容量提升与消纳环境改善,发电量同比大幅增长。此外,受益于2017年7月1日起煤电电价调升,公司2018年上半年平均上网结算电价同比增长2.72%,电力业务实现“量价齐升”,上半年公司营业收入增长可期。 二季度煤价环比下降利好公司业绩改善。从年初以来的煤价走势看,1月中旬-4月初市场煤价下行,随后煤价再次上涨,6月中旬以来煤价再度稳中有降。整体来看,二季度煤价环比低于一季度水平。考虑到上半年电量电价同比提升,我们判断煤价虽高,难以阻挡公司上半年业绩改善之势。截至2018年7月16日,秦皇岛港动力煤平仓价中除山西大混(Q5000K)以外,动力煤平仓价已连续四周下降。在当前迎峰度夏的用电用煤高峰期,市场煤价缓慢下行。2018年二季度,全国综合电煤价格指数平均值522.25元/吨,较一季度(554.30元/吨)环比下跌32.06元/吨,下跌幅度5.78%,利好公司业绩改善。 投资建议及估值:基于公司以及行业的最新经营数据,我们上调公司盈利预测:预计公司2018-2020年实现EPS0.32元、0.50元和0.68元,对应PE23.12倍、14.84倍和10.79倍,业绩复苏之势已成,维持公司“买入”评级。

观华能一叶,知火电春秋。 华能国际为火电行业上市公司第一龙头,截至2017年12月31日,公司火电装机达到9857.74万千瓦,其中燃煤发电8732.5万千瓦,燃气发电1125.24万千瓦(含新加坡大士能源)。由于华能国际冠绝全市场的火电装机容量、覆盖全国23个省区的超大覆盖面,其基本面情况与火电行业契合度非常高,营收增长但业绩下滑的困境基本代表了行业的普遍现况:2017年,公司实现营业收入1524.59亿元,同比增长10.36%(重述后);实现业绩17.93亿元,同比下降82.73%(重述后)。造成公司及行业如此被动局面的主要原因系煤炭价格在2016年下半年大幅上涨后,整个2017年都维持在高位运行,而电价的调整又不足以覆盖煤炭上涨带来的成本提升,导致以公司为首的火电行业大面积业绩下滑。 滩浅困龙,渊深腾蛟,价格因素系公司及行业业绩改善的关键。 2017年我国全社会用电量达到63,077亿千瓦时,同比增长6.6%;2018年1-2月,全社会用电量10552亿千瓦时,同比增长13.3%。火电供需环境的改善使发电出力不再如2012-2016年期间一般成为制约火电业绩的因素,受煤价拖累而触底的度电利润成为行业及公司业绩大幅下降的主因,因此价格因素系公司及行业业绩改善的关键:自2017年7月1日以来,全国26个省区披露火电电价上调方案,对于公司的业绩起到积极作用。煤价方面,自2018年2月期间煤价到达高点之后便开启下行,2018年有望在国家部委相关政策的驱动和供需改善下开启系统性下行。电价与煤价两方面的努力或有望缓解煤电顶牛,公司和行业有望实现业绩的改善和行情的走强。 因势利导,公司仍具备发展潜力。 2017年,公司现金收购华能集团旗下山东、河南、黑龙江、吉林等地发电资产,产能实现大幅扩张。公司另拟增发募投项目400万千瓦,发电装机容量有望持续增长。除08年亏损使用累计未分配利润分红外,其余年份均将当年归母净利润的一定比例用于分红,一般情况下分红比例维持在50%左右。2017年,公司承诺2018-2020年原则上不低于可分配利润70%的分红,且每股股息不低于0.1元。公司在业绩底部时期扩张产能、提升分红比例,未来业绩及估值有望实现加速修复。 投资建议及估值。 展望未来,我们判断公司利用小时有望持平,煤价有望逐年下降,预计2018-2020年公司实现EPS0.28元、0.36元和0.44元,对应PE23.02倍、17.71倍和14.47倍,维持公司“买入”评级。

来水偏丰助力电量提升,一季度业绩值得期待。2018年一季度,公司各电站共完成发电量90.79亿千瓦时,同比增加26.98%。其中水电83.80亿千瓦时,同比增加42.64%;火电5.63亿千瓦时,同比减少50.09%;风电1.36亿千瓦时,同比减少7.48%。公司电量的同比增长主要受益于一季度来水较去年同期偏丰,水电发电量同比大幅增长。在发电量同比增长的带动下,公司一季度业绩值得期待。此外,根据大唐集团广西分公司官方网站报道,龙滩电厂1月和2月单月完成电量分别创同期历史新纪录。然而2018年一季度龙滩电站完成发电量39.08亿千瓦时,并不是一季度发电量的历史最高值,或系3月份龙滩电站发电量受到机组检修影响。大唐集团广西分公司官方网站同时披露,截至3月底,龙滩电厂已完成5台机组、1条线路的检修工作,确保了机组的安全运行,为后续争发电量打下了基础。 积极开发非水可再生能源,有望整合大唐旗下西南地区优质资产。由于公司当前装机以水电为主,受到气候波动的影响较大,公司计划通过大力发展风电、燃气、核电,实现电源种类多样化,分散水电过于依赖来水情况的风险。 公司多个项目处于核准与筹备状态,内生发展储备丰富。此外,目前公司与大唐集团广西分公司、大唐集团广西聚源电力有限公司实行“一套人马、三块牌子”的管理模式。按照大唐集团在岩滩水电站注入时作出的解决同业竞争承诺,公司有望被打造为集团西南水电上市平台,目前集团已通过注入龙滩水电站和去学水电项目等方式持续履行承诺。大唐集团广西分公司中不属于桂冠电力水电装机容量共计约96.796万千瓦,公司外延发展值得期待。 投资建议及估值:考虑到公司2018年上半年发电量有望实现同比显著改善,暂不考虑增值税新政落地的可能,我们基于公司最新经营数据调整公司盈利预测:预计公司2017-2019年实现EPS0.43元、0.40元和0.41元,对应PE13.14倍、14.10倍和13.60倍,维持公司“增持”评级。