事件描述公司发布 2020年一季报:2020年一季度,公司完成营业收入 403.51亿元,同比减少 11.61%;完成归母净利润 20.60亿元,同比减少 22.42%。 事件评论 受疫情影响带来的需求羸弱和暖冬天气导致的供热需求不足,2020年一季度全社会用电量同比降低 6.5%。受需求疲软影响,一季度全国火电发电量同比减少 8.2%,而公司火电装机比重大,且在华东、华中等疫情影响严重地区分布较多,故公司境内电厂一季度完成发电量846.76亿千瓦时,同比下降 18.45%。为 公司一季度营业收入为 403.51亿元,同比减少 11.61% ,收入同比降幅低于电量降幅,除了电价同比微升 0.11% 的影响外,我们认为 或 主要来自非电业务 的 收入贡献。 2020年一季度,疫情之下需求端反弹节奏弱于煤炭供给端复工复产节奏,煤炭价格自 2月中旬开启下行通道:一季度秦皇岛动力末煤(Q5500)平仓价均价为 557.41元/吨,同比降低 44.46元/吨。或受电量同比下滑和煤价下行影响, 一季度公司营业成本同比降低 12.22% ,成本降幅大于 收入降幅,带动公司毛利率同比提升 0.57个百分点。 除成本外,公司一季度业绩同比下滑还受到以下因素影响: (1)一季度公允价值变动收益同比减少 0.8亿元,主要由于子公司中新电力持有的未指定为套期工具的燃料掉期公允价值下降; (2)营业外收入同比下降42%,主因系山东发电之子公司上年同期收到担保追偿款,本年未发生。 据央视网报道,3月下旬以来,我国经济正逐步恢复到正常水平,全国日用电量均高于去年同期水平 1-2个百分点;今年一季度我国日用电量走出“U”形反转,并在 3月下旬恢复到去年同期水平。而成本方面,近期秦港 Q5500动力末煤价格煤价已跌破 480元/吨,在当前用电淡季到来、水电出力存在较强预期,后市煤炭价格上涨的支撑力依然不足。 综上, 我们认为公司经营环境已进入改善阶段。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司 2020-2022年 EPS 分别为 0.42元、0.50元和 0.56元,对应PE 分别为 10.08倍、8.38倍和 7.44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。

事件描述 公司发布2020年第一季度报告:2020年一季度,公司完成营业收入2.10亿元,同比减少21.67%;归母净利润0.24亿元,同比减少14.30%。 事件评论 疫情影响需求受限,量价承压致收入业绩下滑。一季度受新冠病毒感染肺炎疫情影响,公司供区工商业及大工业用电量同比减少,公司一季度完成售电量38,401.70万千瓦时,同比下滑16.53%。此外,公司一季度不含税售电均价也有2.44%的同比下滑,主因或系为支持企业复工复产,国家推出了阶段性降低企业用电成本的政策,对公司售电价格造成了一定影响。售电量与售电均价同时下滑,导致公司一季度收入同比减少21.67%。此外,同样受到疫情影响,公司联营企业站台公司利润下降和短期财务投资收益同比减少,使得公司一季度投资收益同比减少601.24万元,下降幅度达91.74%。疫情影响下主营与参股业务盈利规模下滑,公司一季度业绩同比减少14.30%。 自有电站发电量显著增长,售电成本优化助力毛利率提升。一季度公司水电站所处流域来水量增加,发电量同比显著增长121.87%。低成本的自发电量显著增长,使得公司可以减少高成本的外购电量采购规模,公司平均售电成本得到优化。单位成本优化强于售电价格下滑影响,公司一季度完成毛利率17.17%,同比提升2.64个百分点。 重组方案过审,“四网融合”即将进入实质推进阶段。近期,公司修改补充后的发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易方案通过证监会并购重组审核委员会审核,预计将于近期收到正式核准文件。重组方案顺利过审后,“四网融合”有望进入下一步的实质推进阶段,长期看好三峡集团大力支持下,公司售电业务顺应电改潮流,实现售电业务的不断扩张和业绩的持续增长。 投资建议与估值:暂不考虑公司的资产重组,根据最新经营与财务数据,我们预计公司2020-2022年EPS分别为0.15元、0.17元和0.18元,对应PE分别为55.96倍、50.63和46.71倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.用电需求恢复不及预期风险; 2.流域来水不及预期风险。

新机组贡献增量及需求旺盛拉动营业收入增长。2019年,公司完成发电量1623.27亿千瓦时,同比增长7.03%,其中:火电发电量为722.32亿千瓦时,同比增长11.55%;水电发电量为863.96亿千瓦时,同比增长2.37%。公司全年实现营业收入424.33亿元,同比增长3.47%,增幅小于电量主因系市场电扩张之下全年平均上网电价同比下滑4.8%。 公司火电收入为212.79亿元,同比增长8.99%,主因系北疆二期贡献增量以及甘肃、广西、新疆等区域火电机组利用小时增加;水电收入为185.40亿元,同比减少5.70%,主因系雅砻江水电市场化减收金额和辅助服务分摊费用增加导致平均电价下降;风电和光伏收入分别同比增长39.08%和98.38%,主因系产能扩张和消纳改善。 财务费用降低及投资收益提升助力全年业绩改善。除电量增加拉动火电业务成本同比增长4.08%外,由于景峡、烟墩、广西浦北项目投产、云南冶金新能源全年发挥效力,以及新收购湖州光伏、托克逊光伏、新源(中国)项目,公司全年电力业务总成本同比增长5.32%,电力毛利率同比下滑1.2个百分点。由于公司归还部分经营性借款,2019年财务费用为47.79亿元,同比降低5.76%。2019年11月,公司作价5.91亿元转让国投北部湾股权,确认投资收益4.25亿元,占全年利润总额4.12%。综合影响之下,公司2019年完成归母净利润47.55亿元,同比增长8.97%,财务费用降低和投资收益提升是全年业绩改善的关键。 雅砻江中游电站投产周期将至,水电盈利有望改善。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。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,预计公司水电盈利能力将实现显著提升。 投资建议与估值:基于公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2020-2022年EPS分别为0.84元、0.86元和0.88元,对应PE分别为9.16倍、8.94倍和8.69倍,维持公司“买入”评级。

2020年一季度,公司境内控股企业累计完成发电量281.73亿千瓦时,同比减少25.60%;若剔除已转让项目对电量的影响,发电量则同比减少13.59%。分电源来看,一季度公司水电发电量同比减少15.77%,主因系雅砻江水电和国投大朝山来水较去年同期偏枯,且受疫情影响,发电量同比有较大幅度降低;一季度火电发电量同比减少12.41%,主因系疫情影响之下,部分区域企业发电量下滑明显,且公司对四个火电企业股权转让退出;受益于新增机组完全发挥效力,一季度风电和光伏发电量同比分别增长15.55%和45.21%。受疫情影响,各省区市场化交易开展程度不一,电价结算方式较上年同期差异较大,公司境内控股企业一季度平均上网电价为0.304元/千瓦时,同比降低1.06%。电量电价均有所下滑的情况下,一季度公司营业收入承压。 2020年一季度,受疫情影响,下需求端反弹节奏弱于煤炭供给端复工复产节奏,煤炭价格开启下行通道:一季度秦皇岛动力末煤(Q5500)平仓价均价为557.41元/吨,同比降低44.46元/吨。成本端改善将部分对冲收入端颓势,助力一季度业绩受疫情冲击幅度收窄。截至2020年3月31日,公司已完成除北部湾外其余5家标的公司股权的工商变更登记手续,预计该5项股权的资产处置收益将计入一季度报表,亦将增厚一季度业绩,部分抵消疫情带来的负面影响。 雅砻江中游电站投产周期将至,水火盈利均有望改善。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。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0.74元、0.85元和0.87元,对应PE分别为10.43倍、9.07倍和8.86倍,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2019年年报:2019年,公司实现营业收入1734.85亿元,同比增长2.13%;实现归母净利润16.86亿元,同比增长17.21%。 事件评论 电力业务量价偏弱,香港能源收入增量拉动公司营收实现增长。受需求放缓叠加多因素挤压火电发电空间影响,2019年公司境内售电量为3881.82亿千瓦时,较上年同期(经重述)下降4.38%;境内电厂含税平均结算电价为0.417元/千瓦时,同比下降0.35%。尽管电力业务面临量与价的双重压力,但华能山东如意(香港)能源有限公司于2018年12月由合营公司转为子公司带来增量营业收入48.08亿元;此外2019年公司完成供热量同比增长10.69%,整体来看,公司2019年营业收入实现同比增长2.13%。 燃料成本下行为业绩改善主因,资产减值损失大幅增加限制全年业绩增速。2019年,公司营业成本为1481.72亿元,同比减少1.65%,降幅为24.87亿元,主要来源于公司境内电厂燃料成本较上年同期减少90.94亿元,其中煤价同比下行使燃料成本减少54.05亿元,电量下降使燃料成本减少41.32亿元。2019年,公司计提资产减值损失58.12亿元,同比增加46.66亿元,其中固定资产减值损失40.72亿元,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式转差,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。在2019年前三季度公司业绩同比增长170.95%的基础上,公司在第四季度计提资产减值损失55.53亿元,使得全年业绩增幅收窄至17.21%。 公司2019年度利润分配预案为每普通股派发现金红利0.135元人民币(含税),预计支付现金红利21.19亿元,较上年有所增加,再次兑现公司分红承诺,待公司盈利持续改善后股息分红回报可期。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2020-2022年EPS分别为0.40元、0.46元和0.50元,对应PE分别为11.73倍、10.20倍和9.47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。

事件描述公司发布 2019年报告:2019年,公司实现营业收入 139.64亿元,同比减少 0.09%;实现归母净利润 6.40亿元,同比增长 48.10%。 事件评论? 售热业务持续扩展,用电需求疲软致营收略降。受河北省用电需求增长有所放缓影响,公司 2019年发电量同比减少 3.25%,上网电量同比减少 3.28%;公司控股发电公司平均上网电价为 0.31976元/千瓦时,同比增长 0.71%,整体来看,公司售电业务营业收入为 118.63亿元,同比减少 2.57%。2019年公司继续加大供热市场开发力度,累计完成售热量 4510.23万吉焦,同比增长 19.67%;实现供热面积 14362万平米,同比增加 13.80%,从而公司 2019年售热业务营业收入同比增长16.04%。 综合来看,尽管售热收入有所提升,但由于售电业务占主导,公司 2019年营业收入同比略减 0.09% 。 燃料成本改善系全年业绩提升的主要原因。在 2019年全国煤价中枢有所下行的前提下,公司通过保证长协煤到货比例、扩大直供煤采购量、错峰采购策略、加大经济煤掺烧力度等一系列措施有效地降低了燃料成本:控股发电公司 2019年平均标煤单价为 605.75元/吨,同比降低32.13元/吨。因此,在发电量同比减少的情况下,公司 2019年燃料成本为 81.01亿元,同比减少 4.24亿元,降幅达 4.97%;单位电量燃料成本为 0.2035元/千瓦时,同比降低 0.0037元/千瓦时。燃料成本的下行使得公司盈利能力有所提升,售电业务毛利率同比提升 2.38个百分点至 20.87%,也是公司 2019年营业成本同比减少 2.36%的主要来源。 2019年,公司期间费用同比增长 4.84%,其中供热面积增长相应销售费用增加、综合融资成本下降致财务费用减少;公司实现投资收益 1.18亿元,同比减少 0.08亿元,主要来自三河发电未分红。 整体而言,燃料成本改善 拉动公司实现归母净利润 6.40亿元,同比增长 48.10% 。 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 2020-2022年 EPS 分别为 0.47元、0.54元和 0.59元,对应 PE 分别为 9.43倍、8.23倍和 7.55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。

历史复盘:哪些因素影响公司行情走势? 通过对公司股价超额收益的复盘研究,我们发现:资产收购的预期及业绩的实际增长对公司超额收益起到积极作用;宏观经济疲软及大盘弱市格局下,公司具备较强的投资防御性;近年海外资金获得了一定的定价权重塑公司估值水平,估值的提升增强公司行情及超额收益。此外,来水波动通常对短期行情产生较明显的影响,电价调升可增强公司行情,但无法直接发起公司行情,而电价调降的消息以及切实发生的事实均会对超额收益产生负面影响。 乌白投产在即,增量效益可期 目前白鹤滩、乌东德电站开发建设工程正在持续推进,2020年7月即将进入投产期,建成后有望注入公司。乌白注入后,有望从“量”和“质”两方面推升公司盈利:乌东德、白鹤滩电站总装机2620万千瓦,注入后公司装机将较当前的4549.5万千瓦提升约57.59%,装机的增长将直接带来公司业务规模的提升。收购乌白电站对公司的贡献不仅单纯体现在规模的提升,还有望从水能利用率上贡献增量,“六库联调”下节水增发电量有望显著提升。 专注产业链投资,布局流域整合与配售电业务 近年来公司持续增持“两投”,并收购金中公司股权,除了通过投资收益增厚公司业绩以外,更多的是出于战略性的考量,布局流域资源整合与跨流域联合调度,远期有望形成可观的补偿效益。远期来看,长江上游若实施联合优化调度,将进一步增加流域年发电量约420亿千瓦时。2019年公司对内实现控股三峡水利,推进“四网融合”,对外拟收购秘鲁配售电资产。国内外的配售电业务拓展有望成为公司水电主业稳定运营后的盈利增长点。 公司估值与投资建议 考虑到公司历来稳定的业绩和高额分红,未来乌白电站注入和配售电业务拓展将保障长期盈利提升,外资青睐提升公司估值,我们认为公司未来有望持续获得正向超额收益。目前疫情影响下全球市场波动性加大,显著的投资防御性赋予了公司更好的配置价值,且在疫情影响海外市场收益率显著下挫的情况下,公司对于海外资本的吸引力也有所加强。根据公司最新财务与经营数据,暂不考虑国内外配售电资产的收购影响,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.98元、1.00元和1.01元,对应PE分别为17.06倍、16.67倍和16.60倍,给予公司“买入”评级。

引言:再进一步看国投 2019年初,我们曾撰写了深度报告《火电周期向上,水电把握成长》。时过一年,我们再次审视此前的研究,并进行更深入的分析:面临火电资产处置与浮动电价机制影响,火电业务将有什么新变化?雅中电站投产时间临近,中游电站自身盈利情况如何?能够为下游电站带来多少增益影响?除此以外,公司水电、火电的经营特点差异性较大,应该如何评估公司内在价值?n资产优化叠加成本下行,电价机制调整难阻业绩改善趋势公司拟转让国投宣城等6家参控股公司全部股权,现均已签订了《产权交易合同》。低效火电资产的转让,有利于公司火电结构优化与盈利能力提升。虽然浮动电价机制的变革或将引起公司火电平均电价的下滑,但在煤价同比下降的预期下,有望对冲电价调整对公司业绩表现的影响。 雅中电站投产周期降至,水电内生增长可期 雅砻江中游水电站是公司未来的主要增量电源,其中两河口与杨房沟水电站首台机组预计于2021年开始投产。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自身的增量贡献以外,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。此外,外送线路雅中直流已经进入全面建设阶段,计划2020年上半年低端投运、2021年底全线贯通,有望保证雅中电站电量通畅外送。 国投电力价值探讨:SOTP分部估值 考虑到公司水火并重,且水电、火电的经营特点差异性较大,因此我们考虑考虑采用分部估值的方法对公司价值进行探讨。分部估值结果远高于公司当前股价,反映出当前估值也许未能反映未来十年的变化,公司未来股价有望随着公司业绩和分红的释放而持续提升,另一方面对水电未来电价的担忧、中游电站长周期建设的不确定性和时间成本也是影响国投电力估值的因素。 投资建议 根据最新经营与财务数据,预计公司2019-2021年EPS分别为0.75元、0.82元和0.87元,对应PE分别为10.52倍、9.60倍和9.09倍。虽然近年市场电影响下雅砻江电价下滑影响公司业绩表现,但考虑到火电业务盈利的修复以及雅中电站的投产有望从增量贡献和补偿效益两方面提升公司盈利能力,给予公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤炭价格非季节性上涨风险;电力供需恶化风险;2.来水变动风险;市场化影响下电价下滑风险。

事件描述 公司发布2019年电量及上网电价公告:2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,比上年同期重述后数据增长1.84%;平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%。 事件评论 新增机组贡献带动电量同比增长,平均电价提升有望提亮营收表现。2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,同比增长1.84%(经重述,下同)。在全国用电需求增速放缓,火电利用小时下滑的情况下,公司发电量得以实现同比增长的主因系新增机组的增量贡献显著。根据公司半年报、机组投产以及收购湖北华电武昌热电的公告,2019年已披露的新增装机规模达到596.01万千瓦。2019年公司市场化交易电量约为1,081.8亿千瓦时,占比为53.7%,较上年同期的43.6%提升10.10个百分点,市场化比例进一步提升。虽然电价相对偏低的市场电占比提升,但公司全年平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%,主因或系电量的电源与地区结构变化以及市场电折价幅度同比收窄。综合来看,2019年公司发电量在全国利用小时下降的情况下实现逆势增长、平均电价在市场电占比持续扩大的情况下实现同比提升,公司全年电力业务收入增长可期。 煤价中枢持续回落,盈利能力加速修复。从成本端来看,2019年我国市场煤价中枢稳步下移,公司煤电装机较为集中的山东地区全年电煤价格指数平均值为559.98元/吨,相较上年同期降低45.33元/吨,同比降幅达到7.49%,降幅超过全国平均水平。当前时点,我们认为火电业绩改善重点已转移至成本改善,同时公司自身产能扩张将助盈利加速修复。公司业绩预告披露,2019年公司预计实现盈利32.8亿元至36.3亿元,同比增长90%-110%。 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0.34元、0.47元和0.55元,对应PE分别为10.56倍、7.80倍和6.61倍。考虑到公司当前盈利能力有望持续回升,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险;2.煤炭价格出现非季节性上涨风险。

事件描述 公司发布 2019年发电量完成情况:2019年全年,公司中国境内各运行电厂 按合并报表口径累计完成发电量 4050.06亿千瓦时,同比下降 5.91%;完成 售电量 3881.82亿千瓦时,同比下降 4.38%。 事件评论 ? 需求放缓叠加多因素挤压火电发电空间,公司全年电量承压。2019年 第四季度,公司境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量 1028.19亿千瓦时,同比下降 0.86%;2019年,公司境内运行电厂按合并报表 口径累计完成发电量 4050.06亿千瓦时,同比下降 5.91%。其中,公 司 2019年实现煤机发电量 3712.83亿千瓦时,同比下降 6.08%,为 2019年公司总发电量同比减少的主要来源。公司 2019年发电量出现 同比下滑主要受制于以下几个因素: (1)2019年 1-11月,全社会用电 量增速较 2018年有所下滑; (2)风电、核电、水电发电量增长较多, 挤压火电发电空间; (3)广东、河南、山东、江苏、浙江等地区受需求 下滑、控煤、外来电大幅增长等因素叠加影响,相关省份火电发电量出 现较大程度负增长。 ? 煤价中枢下移将部分对冲电量下滑不利影响,全年业绩大幅改善有望延 续。2019年公司结算市场化交易电量为 2164.38亿千瓦时,交易电量 占比为 56.4%,较去年同期提升 12.92个百分点。尽管市场化电量比例 扩大幅度较大,但或由于供需改善、市场化交易趋于理性等因素,公司 2019年境内电厂平均上网结算电价为 0.417元/千瓦时,同比微降,电 价因素对公司业绩影响有限。煤价方面,2019年 1-12月,全国综合电 煤价格指数平均值 493.88元/吨,较上年同期(531.04元/吨)下降 37.16元/吨,下降幅度 7.00%。煤价中枢显著下移有利于公司盈利能力提升, 部分对冲电量下滑带来的负面影响,考虑到公司 2019年前三季度业绩 同比大幅增长 170.95%,且 2018年四季度公司业绩亏损,故公司 2019年全年业绩有望延续大幅改善之势。 ? 投资建议及估值:根据公司经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公 司 2019-2021年 EPS 分别为 0.36元、0.53元和 0.64元,对应 PE 分 别为 15.42倍、10.54倍和 8.65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。

事件描述 公司发布 2019年发电量及上网电量完成情况公告:2019年,公司下属及控 股公司水电站累计完成发电量 6.4713亿千瓦时,同比下降 5.95%;累计完 成上网电量 6.4353亿千瓦时,同比下降 5.87%。 事件评论 ? 流域水情偏枯,全年自发电量同比减少。2019年全年来看,公司旗下 水电站所处流域水情偏枯、来水量减少,受此影响 2019年公司下属及 控股公司水电站累计完成发电量 6.4713亿千瓦时,同比下降 5.95%; 其中:重庆地区 6.0707亿千瓦时,同比下降 5.74%;芒牙河二级电站 所处云南地区 0.4006亿千瓦时,同比下降 9.00%。分电站来看,除了 镇泉、金盆和新长滩水电站发电量同比显著提升以外,其他电站发电量 均有不同程度的下滑,主因系镇泉引水电站由于引水隧洞检修,2018年 1-4月未运行发电,金盆水电站、新长滩水电站均于 2018年 5月投产 发电,三座电站 2019年出力时间同比提升。 ? 资产重组好事多磨,“四网融合”前景可期。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。虽然公司资产重组事宜未获得证监会并购重组委 审核通过,但考虑到本次重组契合国企混改和电力体制改革的大趋势, 也有利于公司业务发展,公司决定继续推进相关事宜,对申请材料补充 完善后再次提交审核。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,因此本次资产整合完成后,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”。 三峡电入渝将成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 36.68倍、 32.61和 32.01倍。资产重组有望打开公司发展天花板,维持公司“买 入”评级。风险提示: 1. 收购推进不及预期风险; 2. 电力需求恶化风险。

事件描述 公司披露2019年度业绩预告:公司2019年度预计实现归属于上市公司股东的净利润约63,000.00万元,同比增长约45.89%。 事件评论 利用小时下滑明显,营收增长或将承压。2019年河北省用电需求增长有所放缓,根据最新数据1-11月份河北省用电需求同比增速仅为4.38%,增速相较上年同期(6.63%)下降2.25个百分点。受此影响,同期省内火电累计发电量仅实现2496亿千瓦时,同比下滑1.20%。虽然河北省火电机组利用效率在全国范围内仍高居第三位,但在全国火电平均利用小时同比下滑90小时的背景下,河北省前11个月火电平均利用小时同比下降210个小时的降幅显然让当地火电企业收入增长面临一定压力。就四季度来看,10-11月份河北省火电平均利用小时747小时,同比下滑65小时,降幅较此前有所收窄,或主要受益于供暖季来临,一定程度提振公司生产和营收规模。 煤价下行修复盈利能力,全年业绩实现同比增长。年初至今全国煤价中枢显著下移,1-12月冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为460.71元/吨和485.50元/吨,同比分别减少24.37元/吨和26.26元/吨,降幅分别达到5.02%和5.13%。其中,四季度冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为455.53元/吨和466.97元/吨,同比分别减少32.82元/吨和42.53元/吨,降幅分别达到6.72%和8.35%。因此,可以预见四季度公司电量有所表现的同时,还深度受益于煤价显著下行,从而助力全年业绩实现概算盈利63,000.00万元,同比增长45.89%。 供热面积持续稳步扩张,未来有望助力业绩表现。公司90%以上的机组均为高效热电联产机组,目前公司积极扩张供热区域面积,西电公司和西二公司已成为石家庄市区最大热源点,在当前京津冀加大环保督察的背景下,北方集中供热需求有望保持稳定增长,供热业务有望在未来进一步为公司贡献利润增长。 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0.35元、0.48元和0.59元,对应PE分别为14.14倍、10.33倍和8.37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。

受益阳江与台山新机组投产,公司全年发电量实现同比增长。2019年,公司旗下岭东、宁德核电分别同比下滑3.78%和7.28%,主因系受换料大修影响机组出力略有下降,同时宁德核电受气候条件影响及配合电网要求进行临时减载或临停的时间多于2018年同期。在部分存量电站发电量同比减少的情况下,公司全年电量实现同比增长主要贡献来自新投产核电机组的增量贡献。公司阳江5号、6号机组分别于2018年7月12日和2019年7月24日开始商业运营,台山1号和2号机组分别于2018年12月13日和2019年9月7日开始商业运营,4台机组装机容量合计657.2万千瓦。受益于新机组的增量贡献,公司阳江核电站与台山核电站2019年实现电量增长231.11亿千瓦时,高于公司控股发电量同比增长(209.04亿千瓦时),公司2019年运营管理的核电机组总发电量约为1,901.91亿千瓦时,较去年同期增长14.08%。 在建持续推进,储备项目丰富,长期成长空间可期。目前公司有4台参控股在建机组,其中红沿河5号机组处于调试阶段,红沿河6号机组和防城港3号机组处于设备安装阶段,防城港4号机组处于土建施工阶段,预计2021下半年至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。 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,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.20元、0.22元和0.22元,对应PE分别为18.27倍、16.94倍和16.45倍,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2019年三季报:2019年1-9月,公司实现营业收入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%。 事件评论 电价同比提升及海外业务贡献增量,或助公司成功抵消电量下滑影响。受限于全社会用电需求回落、清洁能源出力增加以及部分地区控煤和外来电增加影响,公司境内电厂2019年前三季度累计完成发电量3021.87亿千瓦时,同比下降7.52%,完成售电量2879.89亿千瓦时,同比下降6.44%,其中三季度煤机发电量同比减少7.89%,为公司发电量同比减少的主要来源。尽管如此,前三季度公司营业收入仍实现同比正增长,主要原因或在于:1)前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价0.41769元/千瓦时,同比增长0.14%;2)新加坡业务或有改善,以及巴基斯坦项目并表一定程度上贡献收入增量。 成本下降叠加投资收益激增,前三季度业绩改善显著。前三季度公司营业成本1071.42亿元,同比减少2.81%,电量减少叠加煤价走低所带来的燃料成本减少或系成本下降关键:1-9月中国电煤价格指数平均值497.10元/吨,相较上年同期降低36.99元/吨,降幅达到6.93%。同时,受益于公司对深圳能源、海南核电等公司长期股权投资的投资收益增加,同期投资收益大增9.95亿元,增幅达589.89%。在收入增加而成本下移、投资收益大增的背景下,公司前三季度业绩同比大增170.95%。由于汛期水电一定程度挤压火电发电空间,三季度单季公司境内运行电厂累计完成发电量1068.12亿千瓦时,同比下降8.31%,但得益于综合电价提升和海外业务或有所改善,三季度公司仍实现营收438.15亿元,同比增长1.18%。公司自身发电量减少从而使得三季度耗煤量将同步下降,叠加同期中国电煤价格指数同比减少37.43元/吨,三季度公司营业成本同比下降2.74%。此外,投资收益单季同比增长6.56亿元对于公司业绩增长同样发挥积极的重要作用。与二季度相比,公司毛利率同比提升0.53个百分点,盈利能力再度改善。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.35元、0.52元和0.65元,对应PE分别为16.57倍、11.02倍和8.78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。

事件描述公司发布 2019年前三季度发电量公告: 截至 2019年 9月 30日, 公司 2019年前三季度累计完成发电量 1582.37亿千瓦时, 比 2018年同期增长约1.96%;累计完成上网电量 1480.18亿千瓦时,比 2018年同期增长约 2.14%。 事件评论 “ 量价齐升” 利好营收增长, 市场电占比首次超过五成。 2019年, 全国用电需求增长相较上年同期明显回落, 1-9月全社会用电量同比增长4.4%, 增速相较上年同期下降 4.5个百分点。 同时, 以水电和核电为代表的清洁能源出力增加在一定程度上挤压了火电的发电空间, 前三季度全国火电设备累计平均利用小时同比减少 101小时, 其中公司大量机组所在的山东省火电设备累计平均利用小时更是同比下降 182小时。 受此影响, 三季度公司莱城、 章丘和淄博热电等电厂发电量均同比下降超过 24%。 不过, 得益于公司发电装机规模较去年同期提升, 前三季度公司发电量仍实现 1.96%的同比提升。 市场化交易方面, 在电力市场化改革加速推进的背景下, 前三季度公司市场化交易电量达到 765.32亿千瓦时, 市场电占比高达 51.70%, 相较去年同期( 39.39%) 大幅增加 12.31个百分点。 电价方面, 公司前三季度平均上网电价为 413.59元/兆瓦时, 同比增长约 1.99%, 主要或受电量结构变动与市场电结算电价收窄的影响。 在“ 量价齐升” 的帮助下, 预计公司营收规模将实现稳步增长。 煤价中枢平稳下移, 公司盈利能力有望改善。 从燃料成本端来看, 2019年市场煤价中枢稳步下移, 前三季度中国电煤价格指数平均值 497.10元/吨,相较上年同期 ( 534.08元/吨)降低 36.99元/吨,降幅达到 6.93%。 同期, 山东省电煤价格指数平均值同比降低 37.46元/吨, 降幅达到6.20%。 当前时点, 我们认为火电业绩改善重点已完成从电量抬升营收至煤价改善成本的转移, 燃料价格走低将利好公司盈利能力修复。 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 0.33元、 0.49元和 0.62元, 对应PE 分别为 10.66倍、 7.27倍和 5.77倍。 考虑到公司当前盈利能力有望持续回升, 维持公司“ 买入” 评级。 风险提示: 1. 电力供需环境恶化风险; 2. 煤炭价格出现非季节性上涨风险。