投资建议:公司Q1业绩符合预期,维持18-20年EPS预测为1.88、2.15、2.17元,考虑到公司的配电网节能业务具有垄断性,给予18年27倍PE,维持目标价50.75元,维持“增持”评级。 事件:4月27日公司发布一季报,2018Q1营收5.16亿元,同比增长7.87%;归母净利润0.62亿元,同比增长12.52%。符合预期。l 新投产节能项目贡献业绩,公司盈利能力持续提升。Q1营收5.16亿元,同比增长7.87%,增量收入主要来自于浙江、江西、安徽、河北正定宁晋、甘肃二期等多个在2017年内投产的节能项目。随着高毛利的节能业务收入占比不断提高,公司盈利能力也持续提升,Q1毛利率17.45%,同比提升0.42个百分点。根据2017年底的在建项目进度及工程工期推算,我们预计山东烟台、青岛项目有望于今年上半年投产,湖北、河南项目有望于今年下半年投产,未来随着公司投产节能项目的不断增多,公司收入结构将进一步优化,盈利能力提升的态势有望持续。 高壁垒保障盈利空间,业绩高增长可期。电网节能的准入壁垒及技术壁垒较高,目前仅由电网内的两家企业专业从事,公司背靠国家电网,竞争优势突出,盈利空间广阔。同时公司自注入节能资产后不断拓展新项目,扩大节能业务规模,当前在手订单近100亿元,充沛的订单为公司未来持续的高增长提供了保障。 风险因素:配电网项目推进不达预期、涪陵区用电需求不达预期。

投资建议:Q1业绩略超预期,上调2018-2020年EPS预测至0.2、0.3、0.43元(调整前为0.16、0.26、0.39元)。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望显著改善,给予2018年28倍PE,维持目标价5.58元,维持“增持”评级。 事件:4月27日公司发布一季报,2018Q1营收224.71亿元,同比增长17.60%;归母净利润6.87亿元,同比增长5707.04%。超出预期。 量价齐升,一季度业绩改善显著。受益于2017年新投产机组出力(湖北江陵66万千瓦,风电光伏等可再生能源17.1万千瓦),以及公司所在区域利用小时数增长,Q1完成上网电量447.64亿千瓦时,同比增长6.34%。受去年7月1日电价上调影响,Q1上网电价0.4132元/千瓦时,较去年同期上涨1.38分/千瓦时,同比增长3.5%,量价齐升拉动公司营收大幅增长17.6%。成本端,由于电量增加及煤价上涨,Q1营业成本同比增长13.79%,经我们测算,预计公司18年Q1单位燃料成本与17年全年均值持平,约为0.24元/千瓦时。 低估值高弹性,Q2有望显著受益于煤价下跌。公司当前PB为0.81倍,对应港股PB仅为0.61倍,估值处于历史低位。2018年供暖季后煤价逐步下跌,尤其4月份以来下跌幅度扩大,公司火电机组占比较高,对煤价变动较为敏感,业绩弹性较高,有望显著受益于成本端煤价下跌,公司Q2业绩有望持续改善。 风险因素:煤价超预期上涨,电力需求疲软。

投资建议:公司Q1业绩低于预期,考虑在建工程逐步投产有望增厚业绩,维持18-20EPS预测为0.24/0.33/0.38元,给予18年31倍PE,维持目标价7.5元,维持“增持”评级。 事件:4月28日公司发布一季报,2018年Q1营业收入36.45亿,同比增长42.22%;归母净利润0.61亿,同比减少45.87%。略低于预期。 电量增长助力营收大幅提升,高煤价导致毛利率下滑。收入端,Q1上网电量73.55亿千瓦时,同比上升51.65%。(其中燃煤发电52.37亿千瓦时,燃机发电10.71亿千瓦时,风电3.55亿千瓦时,光伏发电2.59亿千瓦时,水电4.33亿千瓦时)。电量增加的主要是2017年内加纳二期燃机电厂、新疆、河北热电联产项目相继投产,新机组出力所致;然而由于公司燃煤电厂的电价下降,Q1营收同比增长42.22%,略低于电量增幅。成本端,在高煤价的影响下,Q1营业成本同比上涨47.26%,Q1毛利率为19.06%,同比下降2.78个百分点。 多因致Q1业绩表现不佳,在建工程投产有望增厚业绩。由于在建工程较多(各类在建机组合计超过500万千瓦),公司负债规模扩大,导致Q1财务费用4.1亿元,同比增长30.06%。此外Q1投资收益仅为0.12亿元,同比减少83%(去年同期为0.7亿元)。上述因素拖累公司业绩,Q1归母净利仅为0.61亿元,同比减少45.87%。未来随着在建工程投产,公司业绩将有望增厚。 风险因素:用电需求疲软、煤价超预期上涨。

投资建议:公司一季度业绩环比改善,维持18-20年EPS预测为0.18、0.23、0.29元,考虑煤价有望回归合理区间,火电行业整体有望回暖,给予2018年30倍PE,维持目标价5.5元,维持“增持”评级。 事件:4月24日公司发布一季报,2018Q1营收173.44亿元,同比增长13.6%;归母净利润5.41亿元,同比下降14.19%。符合预期。 电力主业盈利改善,投资收益减少拖累业绩。装机容量增加叠加机组所在区域利用小时增长,Q1发电量487.28亿千瓦时,同比上涨10.23%,其中火电391亿千瓦时,同比增长8.1%,火电增长较多的区域有内蒙古(托克托第二发电10号机组17年2月投产)、福建、浙江、广东(沿海地区用电需求增长较快)。受益于17年7月电价上调和电量增加地区电价较高,Q1上网电价383.06元/兆瓦时,同比增长1.6%。电量电价增长推动公司营收同比增长13.6%,虽煤价上升导致营业成本同比上涨8.26%,但电力主业表现仍有改善。然而受联营企业盈利能力下降及去年出售金融资产产生的高基数影响,今年Q1投资收益仅1.24亿元,同比下降77%,导致公司归母净利同比下降14.19%,拖累了公司业绩表现。 收购集团资产,装机规模进一步扩大。公司17年12月公告拟收购集团火电资产,包括河北、黑龙江和安徽公司,装机容量合计达1307.3万千瓦,约占公司17年末总装机规模的27%。该交易已于4月完成交割,收购完成后,公司火电装机规模进一步扩大,装机结构进一步优化。

投资建议:量价齐升,公司Q1业绩同比增长。维持18-20年EPS预测0.19、0.28、0.31元,考虑神皖注入和火电行业整体有望回暖,给予2018年35倍PE,维持目标价6.81元,维持“增持”评级。 事件:4月23日公司发布一季报,2018Q1营收30.1亿元,同比增长15.5%;归母净利为0.86亿元,同比扭亏为盈。符合预期。 主营业务量价齐升,业绩改善有望持续。Q1发电量71.15亿度,同比增长9.2%,主要原因是:1)铜陵6号机组于2017年3月投运,去年同期出力时间短;2)一季度利用小时数为1152小时,同比有所增长。Q1平均上网电价393.79元/兆瓦时,同比略增。量价双升推动公司营收同比增长15.5%。成本端,一季度入炉标煤单价上涨80元/吨,同比上涨10%,导致营业成本上涨10.5%,但成本上涨幅度不及营收增长幅度,因此公司火电业务同比实现扭亏为盈。此外公司参股的火电及风电业绩改善,Q1投资收益6285万元,去年同期为-795万元。四月份以来现货煤价(以秦皇岛动力末煤Q5500K为例)同比下跌9.32%,长期看煤价有望逐步回归合理区间,我们预计公司业绩环比改善有望持续。 神皖能源资产优质,有望助力公司业绩提升。公司拟发行转债收购神皖能源49%股份,神皖装机规模较大(在运460万千瓦,在建132万千瓦)。同时神皖的煤炭100%由神华供应,煤炭成本较为可控,因此神皖盈利能力较佳。若成功完成收购,公司体量以及盈利能力有望明显提升。 风险提示:用电需求疲软、煤价超预期上涨、转债发行进展不及预期

目标价8.5元,首次覆盖给予增持评级。预计18-20年EPS分别为0.34、0.44、0.48元,考虑到公司作为A股唯一核电标的,具有一定稀缺性,且有望显著受益于核电审核放开,业绩有望超预期,给予18年25倍PE,目标价8.5元。首次覆盖给予增持评级。 公司装机稳步增长,18-20进入密集投产期。随着在建机组陆续投产,公司装机有望于18-20年迎来快速增长,预计20年末公司控股装机为2362.8万千瓦,较17年底增长64.77%。在装机增长的驱动下,公司发电量稳步提升,预计18-20年发电量增速在15%左右。 核电审批放开可期,公司储备项目丰富业绩有望超预期。福岛事件使得世界核电发展显著减速,我国核电审批已停滞两年。随着以华龙1号、AP1000为代表的我国三代核电技术不断成熟,以及国家对清洁能源的需求日益增加,我们预计核电审批有望放开。公司储备项目丰富,控股储备装机预计1150万千瓦(当前体量的74%),核电审批一旦放开,公司有望优先受益。 新中核成立,为公司提供全产业链支持,打造实力最强核电运营商。2018年1月31日中核建整体划转进入中核集团。新中核集团作为国内唯一一家拥有核工业全产业链的集团,在核岛建设、核燃料进口、铀浓缩、核燃料制造和后处理方面处于绝对领先地位,有望为中国核电的发展提供强有力支持,打造中国实力最强核电运营商。 风险因素:在建机组投产不及预期,国家核电政策变动风险。

投资建议:煤价上涨、财务费用及营业税金增加,多因素导致17年业绩明显下滑。下调盈利预测,下调18-20EPS预测至0.24/0.33/0.38元(原预测18-19年EPS为0.33/0.36元),考虑在建工程逐步投产有望增厚业绩,给予18年31倍PE,给予目标价7.5元,维持“增持”评级。 4月13日公司发布2017年报,2017年营业收入155.46亿,同比增长37.35%;归母净利润7.49亿,同比减少44.37%;拟每10股派息0.8元(含税)。符合预期。 装机容量及利用小时双升,电力主业收入增长。17年营收增加42.28亿元,其中电力主业贡献25.84亿增量,原因是17年上网电量同比上升20.56%:来源于1)装机容量提升:17年加纳二期燃机电厂、新疆、河北热电联产项目相继投产,17年底公司控股装机976.84万千瓦,较16年增加192万千瓦;2)利用小时显著提升:17年燃煤及燃机利用小时分别为4555和2721,同比增长582和709小时。电力收入虽显著上升,但高煤价导致毛利率下滑6.22个百分点,电力业务毛利减少。 出售花园二期住宅项目增厚营收,财务费用及营业税金增加拖累公司业绩。17年公司控股子公司妈湾公司以13.37亿元出售花园二期项目6号楼,与电力主业共同作用增厚了公司营收。而负债规模增加导致17年财务费用增加7.02亿,出售住宅项目带来土地增值税5.43亿,叠加高煤价下的营业成本增加,多重因素拖累了公司净利。 风险因素:用电需求疲软、煤价超预期上涨

主营业务向好叠加投资收益上升,公司2018Q1业绩同比扭亏为盈,符合预期。公司发行转债收购神皖能源,优质资产助力公司业绩提升。 投资建议:公司一季度业绩持续环比改善,符合预期。维持18-20年EPS预测0.19、0.28、0.31元,考虑优质资产注入和火电行业整体有望回暖,给予2018年35倍PE,维持目标价6.81元,维持“增持”评级。 事件:4月12日公司发布一季报快报,2018Q1归母净利为7500-9500万元,同比扭亏。 主营业务向好叠加投资收益上升,推动业绩改善。报告期内公司同比扭亏,原因为:1)主营业务量价齐升。由于1-2月气温较低,江淮南部降雪偏多,安徽省1-2月份用电量超预期,同比大幅增长16.7%,受此影响公司发电量同比增加。电价方面,受益于17年7月电价结构调整,安徽火电标杆电价上涨1.5分,18年Q1机组平均电价同比上涨。从成本端来看,1-2月份安徽电煤价格均价同比上涨7%左右,预计上涨幅度不及营收增长,因此公司主营火电业务同比改善。2)投资收益上升。公司主要投资收益来源于参股火电及风电。受益于18年一季度用电量增速超预期,参股公司投资收益同比大幅上升。 环比改善趋势有望持续;优质资产注入在即助力业绩提升。1)受益于2月份以来煤价下跌显著,长期看煤价有望逐步回归合理区间,火电行业有望逐步会暖,公司业绩环比改善趋势有望持续。2)公司拟发行转债收购神皖能源49%股份。神皖背靠中国神华,成本端优势巨大,盈利能力显著高于皖能电力。若收购完成,公司盈利能力有望显著提升。

投资建议:公司一季度业绩符合预期,维持盈利预测,维持17-19年EPS预测为0.74、0.79、0.80元,考虑公司作为低估值高成长的稀缺大水电,中游投产后业绩有望超预期,给予18年17倍PE,维持目标价13.05元,维持“增持”评级。 事件:4月11日公司发布一季报快报,2018Q1营收2.18亿元,同比增长2.13%,归母净利润8.31亿元,同比增长2.9%。符合预期。 田湾河水电贡献主要业绩增量。报告期内公司实现归母净利润8.31亿元,同比增长2.9%,原因为:1)控股公司田湾河水电Q1收入增加,同时成本略降(推测是由于部分工程费用没有摊销),净利润增长了3711万元;2)参股公司雅砻江水电Q1发电量、营收同比增加(17年Q1来水情况较差),净利润同比基本持平略有增长,公司获得的投资收益相应增加。 获业内龙头举牌,雅砻江-金沙江有望形成利益共同体。公司近期获得业内龙头长江电力举牌,与长江电力建立了股权纽带关系,公司主要利润来源雅砻江水电公司所拥有的雅砻江流域梯级电站与长江电力的金沙江下游梯级电站属上下游关系,双方未来有望形成战略协同效应。此外雅砻江水电本身盈利较好,目前下游1470万千瓦已全部投产,中游1184万千瓦在建设中,有望于2020年开始陆续投产,随着水电消纳政策的持续利好,中游投产后公司业绩有望超预期。 风险提示:雅砻江中游投产不及预期、来水情况不及预期。

投资建议:考虑到动力煤套期保值业务可在一定程度上对冲煤价上涨的风险,上调18-20年EPS预测至0.41、0.51、0.61元(调整前18-19为0.37、0.39元)。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望改善,给予18年15倍PE,维持目标价7.75元,维持“增持”评级。 事件:4月10日公司发布17年年报,营收511.91亿元,同比增长30.67%;归母净利润43.34亿元,同比下降30.34%。基本符合预期。 机组利用率显著提升,套期保值对冲煤价波动风险。公司2017年发电量1153.3亿千瓦时,同比增长11.14%,主要受益于机组利用率提升,公司机组所在地浙江用电需求旺盛,带动2017年利用小时同比增长333小时,2018年有望延续增长态势。2017年煤价高企导致单位燃料成本同比上涨31.58%,为对冲煤价波动风险,锁定经营成本,公司同意全资子公司浙能富兴自2017年起在1000万吨额度(约占全年总煤耗的25%)内开展动力煤期货套期保值业务,2017年完成动力煤期货套期保值业务量264万吨,全年实现收益约7000万元,一定程度上对冲了煤价上涨造成的成本压力。 深度布局核电业务,投资收益丰厚。公司参股多家核电公司,2017年参股核电贡献投资收益13.97亿元,占归母净利润的32.22%。公司参与了三门高温堆、海洋核动力、行波堆等核能新技术的投资,随着新技术的推广应用,核电投资收益有望继续增厚。 风险因素:煤价超预期上涨,参股核电收益不佳,电力需求疲软

投资建议:考虑到售电业务收入下滑,下调18-20年EPS预测至1.88、2.15、2.17元(调整前18-19年为2.03、2.35元),考虑到公司的配电网节能业务具有垄断性,给予18年27倍PE,维持目标价50.75元,维持“增持”评级。 事件:3月30日公司发布2017年报,2017年营收20.60亿元,同比增长23.73%;归母净利润2.26亿元,同比增长34.82%;基本每股收益1.41元,符合预期。公司拟每10股送红股4股并派现2元。 节能业务稳步发展,推动公司毛利率不断提升。公司自2016年4月注入配电网节能资产后,转变为售电与配电网节能双主业驱动。2017年节能业务收入7.93亿,占总收入的比例达到38.5%,较2016年提升近16个百分点,由于节能业务毛利率(31.37%)远高于售电业务(6.69%),因此节能收入占比提高推动公司综合毛利率增长至17%。 未来随着公司收入结构的进一步优化,公司盈利能力有望继续提升。 收入确认高峰将至,持续高增长可期。由在建工程进度可知,2017年Q4安徽项目、河北正定宁晋项目、甘肃二期相继完工,随着进入分享期的项目增多,公司有望迎来收入确认高峰。同时公司不断拓展新项目,扩大节能业务规模,2017年共签订湖北二期、湖南长沙、江西鄱阳、河南二期四个项目,合同额共计17.7亿元,充沛的在手订单为公司未来2年的持续高增长提供了保障。

投资建议:综合考虑煤/电价变化,下调18-20年EPS预测至0.18、0.23、0.29元(调整前18-19为0.24、0.27元)。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望改善,给予18年30倍PE,维持目标价5.5元,维持“增持”评级。 事件:3月29日公司发布2017年报,2017年营业收入646.08亿元,同比增长9.27%;归母净利润17.12亿元,实现扭亏为盈,业绩基本符合预期。公司拟每10股派息0.9元(含税)。 量增价减营收增加,煤价高企拖累业绩。公司于16年剥离长期亏损的煤化工业务,17年业绩实现扭亏为盈。收入端受益于火电利用小时提升及新机组投运,17年上网电量1882.76亿千瓦时,同比增长15.15%;但受市场电占比扩大影响电价略有下滑,17年电价0.364元/千瓦时,同比下降1.9%。电量电价综合作用,公司17年营收同比增长9.27%。成本端由于煤价高企,17年单位燃料成本同比上涨31.8%,导致发电业务毛利率下滑至16.92%,同比减少40.92个百分点。 定增顺利推进叠加拟收购集团资产,火电资产优化可期。公司火电资产优质,集中分布在京津唐及东南沿海地区,利用小时数较高。近期公司通过定增募集83.34亿支持位于辽宁、江苏、广东三家子公司的热电联产项目,同时公司17年12月公告拟收购集团部分火电资产。公司火电装机有望进一步扩大,装机结构有望进一步优化。

公司获得业内龙头长江电力举牌,雅砻江水电投资价值得以凸显,重申公司作为低估值、高成长稀缺大水电的投资逻辑,继续推荐。 维持增持,目标价13.05元。维持17-19年EPS为0.74、0.79、0.80元,考虑公司作为低估值高成长的稀缺大水电,中游投产后业绩有望超预期,维持目标价13.05元,对应18年17倍PE,维持“增持”。 雅砻江投资价值凸显,中游投产后业绩有望超预期。长江电力近年来资本运作不断,多次通过投资优质电力企业获取投资收益,以平滑来水对其业绩波动的影响。公司98%业绩来源于雅砻江水电,此次长江电力举牌公司说明雅砻江的投资价值得到认可。此前市场曾因为雅砻江2017年业绩下滑而对雅砻江未来的盈利能力产生了质疑,我们认为短期的业绩波动不影响对其盈利的长期看好。在今年两会中,雅中直流特高压工程成为热议话题,我们认为雅中特高压作为影响中游盈利的关键因素在国家层面被多次讨论,其核准将有望得以解决。目前雅砻江下游1470万千瓦已全部投产,中游计划装机1184万千瓦正在建设中,有望于2020年开始陆续投产,投产后公司装机容量将显著增长;同时近年来雅砻江电力消纳情况显著改善,利用小时数不断提升,在国家大力推清洁能源的背景下,未来政策有望持续利好。装机显著增长叠加政策利好,雅砻江中游投产后业绩有望超预期。 雅砻江-金沙江有望形成利益共同体。公司于2月公告出资参股三峡新能源,公司与三峡集团形成了交叉持股的局面,除了达到双方各自的财务投资目的外,更有利于今后达成更深入的合作。公司的雅砻江水电享有雅砻江流域开发权,雅砻江流域梯级电站与三峡集团的金沙江下游梯级电站是上下游关系,通过交叉持股,我们认为不排除雅砻江与金沙江实现跨流域联合调度的可能,两大流域梯级电站将有望形成利益共同体,打造新的利润增长点。 估值洼地,防御性能突出。公司作为全球稀缺的大水电,业绩确定性较强且现金流好,当前PE仅10.5倍,在外部风险提升,市场波动加大的背景之下,公司作为低估值的水电公司防御、类债属性凸显。 风险提示:雅砻江中游投产不及预期、来水情况不及预期

投资建议:综合考虑电价/煤价变化,下调盈利预测,预计2018-2020年EPS分别为0.16、0.26、0.39元(调整前2018-2019为0.23/0.27元)。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望持续改善,维持目标价5.58元,对应2018年35倍PE,维持“增持”评级。 3月26日公司发布年报,2017年实现营收790.07亿元,同比增长24.72%;归母净利润4.3亿元,同比减少87.14%。业绩符合预期。 量价齐升不敌煤价高企,2017年营收增净利减。公司主要业务为电力业务和煤炭贸易,1)电力:2017年上网电量1792.85亿千瓦时,同比增0.82%,平均电价398.38元/兆瓦时,同比增约5%,量价齐升推动电力收入同比增长5.97%至616亿元,但煤价高企导致燃料成本同比上涨37.45%,电力业务毛利率下滑至13.49%,同比减少10.84个百分点,营收增不敌毛利减,电力业务利润下滑严重;2)煤炭:2017年售煤收入128亿元,同比大幅增长939%,但公司煤炭业务主要为公司和集团采购煤炭,毛利率为-0.44%,对净利并无贡献。 Q4盈利持续好转,公司有望显著受益于煤价下跌。受益于2017年7月1日电价上调,2017H2平均电价399.87元/兆瓦时,较2017H1上涨0.82%,公司2017H2盈利显著改善,Q4归母净利6.68亿,延续Q3盈利好转的趋势。2018年供暖季后煤价下跌趋势明显,煤价下跌将有效缓解公司成本端压力,预计2018Q1公司业绩将持续改善。 风险因素:煤价超预期上涨,电力需求疲软

投资建议:考虑优质资产注入及行业有望回暖,预计2018-2020年EPS分别为0.19、0.28、0.31元(调整前2018-2019分别为0.18、0.21元),上调目标价至6.81元,对应2018年25倍PE。若资产注入成功,EPS有望增厚0.12元,维持“增持”评级。 与众不同的观点:市场认为火电行业盈利受煤价高企影响受挫,公司虽为地方电力龙头,业绩短期内难有显著增长;我们认为公司本身火电资产优质,受益于1)盈利能力业内领先的优质资产(神皖能源)注入、2)火电行业盈利能力触底回升,公司业绩有望超预期,业绩、估值有望实现双重修复。 发行转债收购优质资产,盈利能力有望显著提升。1)公司本身火电资产优质。受益于安徽省经济增长较快以及皖电东送规模不断扩大,发电消纳有保证,利用小时数常年高于全国平均水平。2)优质资产注入,盈利能力有望进一步提升。公司拟发行40亿转债收购神皖能源49%股份,神皖能源控股股东为中国神华,整体盈利能力业内领先,毛利率、ROE显著高于皖能电力甚至火电龙头华能国际。若收购完成,公司权益装机容量将提升45%,盈利能力亦有望显著提升。 火电盈利能力有望触底回升,公司有望优先受益。电力供需持续好转、电价上升仍有空间、叠加中长期看煤价有望逐步回归合理区间,火电盈利能力有望触底回升,公司作为地方电力龙头有望优先受益。 风险提示:用电需求疲软、煤价超预期上涨、转债发行进展不及预期。