公司在产产能大幅提升,全年量价双升。公司是光伏行业龙头企业,其产能自2018年以来快速扩张,由于目前光伏海外市场需求旺盛,组件大量出口对玻璃需求产生较好的支撑,光伏玻璃的价格从2018年531以后一路上行。公司2018年登陆A股,实现A+H两地上市,募资渠道更加多样化,同时能更快更好地发展主营业务。随着未来双面双玻组件渗透率逐步提升,公司业绩有望进一步提升。 光伏玻璃增速预计达16%。我们根据目前行业的生产情况对光伏玻璃的需求进行简单测算,原片合格率及光伏玻璃生产良品率分别取78%和96%,以平均常规60片型组件功率300W计算,1GW传统组件对应的原片需求在5.8万吨,而双面双玻组件的需求在9.3万吨,同比增长了60.4%。以此为基础,我们预计2022年需要原片1,106.8万吨,2018~2022年光伏玻璃原片复合增长率达16%。玻璃的量价齐升带来行业新一轮向上的周期。 盈利预测与投资评级:我们将公司与可比公司进行比较,认为公司目前盈利能力较强,且未来有较大的上升空间,因此我们预计公司2019~2021年营业收入分别为48.1、66.3、70.5亿元,归母净利润分别为5.8、9.0、9.2亿元,同比增长42.0%、55.3%、2.2%。EPS(摊薄)为0.30、0.46、0.47元,对应PE为31、20、19倍,2018年行业平均为40倍,公司估值低于行业平均,首次覆盖予以“增持”评级。 股价催化剂:公司越南及安徽仍有超过4000t/d的规划产能,其中越南在建产能预计2020年投产,安徽远期规划产能预计将在2021年投产。 风险因素:公司投产进度不达预期风险;玻璃需求不足的风险;原材料成本上升风险。

发电量提升带动营收增长,增值税优惠政策到期致增速不及预期。根据公司统计,截至2018年12月31日,长江上游溪洛渡水库来水总量约1574亿立方米,较上年同期偏丰13.21%,三峡水库来水总量约4570亿立方米,较上年同期偏丰8.44%。公司2018年总发电量约2154.82亿千瓦时,较上年同期增加2.18%。其中,三峡电站完成发电量1016.15亿千瓦时,较上年同期增加4.11%;葛洲坝电站完成发电量183.18亿千瓦时,较上年同期减少3.85%;溪洛渡电站完成发电量624.69亿千瓦时,较上年同期增加1.76%;向家坝电站完成发电量330.80亿千瓦时,较上年同期增加0.72%。汛期公司发售电量增长以及电价的相对稳定,带来公司电力业务营收同比上涨2.87%。同时,由于2018年公司水电增值税即征即返政策到期,其他收益同比减少15.73亿元,影响了公司业绩提升,公司全年营收增速为2.13%,较上年同期下降0.34个百分点。 资本运营成效显著。公司围绕水电主业发展、新业务培育和国际市场拓展,全年新增对外投资约79亿元,实现投资收益约27亿元,创历史新高。2018年公司战略投资长江上游水电企业股权,其中增持国投电力(持股8.28%)、川投能源(持股6.92%),继续增持三峡水利股份至20%,在获得投资收益的同时,为今后实施流域联合优化调度奠定了基础。开展直接融资,全年共发行债券8期,筹集资金240亿元,债券发行规模和期数均创历史新高。新增债券综合成本3.97%,较2017年降低50bp,各期债券发行成本均处于市场同期较低水平。 高额分红,价值投资优势凸显。公司拟以2018年末总股本220亿股为基数,每10股派发现金股利6.8元(含税),共分派现金股利149.6亿元。公司的股息率长期超过A股市场年度股息率水平,同时也大幅超过按Wind行业分类下的电力行业市场年度股息率水平,价值投资优势凸显。 盈利预测及评级:我们看好未来公司的电量增长空间。我们预计公司2019-2021年营业收入将保持稳定增长,将分别达516.22、524.47、525.74亿元,归母净利润分别达247.23、252.80、258.43亿元,EPS(摊薄)分别为1.12、1.15、1.17元/股,对应2019年5月7日收盘价(16.84元/股)的动态PE分别为15、15、14倍,维持“买入”评级。 风险因素:长江来水风险、市场消纳风险、政策性风险、电费回收风险。

事件:2018年,公司实现营业总收入883.65亿元,比上年同期增加约11.84%;利润总额为31.56亿元,比上年同期增加约143.21%;归属于母公司股东的净利润为16.95亿元,比上年同期增加约294.16%;每股收益为0.16元,较2017年上升0.12元。点评: 量价齐升,营收同比增长11.84%。2018年,受益于发电机组设备全年利用小时数上升(2018年为4,264小时,比上年增长273小时),公司全年发电量完成2,098.54亿千瓦时,比上年同期增长约9.46%;完成售电量1,959.92亿千瓦时,同比上升9.32%;售热量完成10,405.19万吉焦,同比上升27.16%。2018年,公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为407.27元/兆瓦时,同比增长2.2%。量价齐升推动公司营收同比增加11.84%。 毛利率上升,业绩大幅改善。2018年,受火力发电量增长导致耗煤量增加以及煤价升高的影响,公司境内电厂全年售电单位燃料成本为219.5元/兆瓦时,同比(2017年为205.5元/兆瓦时)上涨6.8%,公司燃料成本约为449.80亿元,同比增加约13.47%。燃料成本、煤炭销售成本增加导致公司营业成本约为774.50亿元,同比增加约9.58%。由于利用小时数和结算电价的上涨,公司2018年销售毛利率为12.35%,较上年上涨1.81个百分点。营收增加、毛利率上升,导致公司2018年归母净利润同比大幅增长约294.16%。第四季度,公司受煤价上涨、计提减值等因素影响,业绩增速放缓,实现归母净利润1.70亿元,同比下降74.58%,毛利率11.6%,环比降低1.5个百分点。 公司盈利有望进一步改善。2019年,公司服务主要区域(山东、湖北等地)用电需求将保持旺盛增长,由于有火电机组将陆续投运,机组利用小时数将与2018年持平。发电企业业绩主要承压煤价,若2019年全国煤价中枢实现回落,将助力公司盈利进一步改善。 盈利预测及评级:未来两年,公司装机规模持续扩大、发电量稳定提升将继续带来利润增长,我们预计公司2019-2021年营业收入将分别达927.43、955.39、985.21亿元,归母净利润分别达34.52、36.86、37.91亿元,EPS(摊薄)分别为0.35、0.37、0.38元/股,对应2019年4月1日收盘价(4.47元/股)的动态PE分别为13、12、12倍,维持“增持”评级。 风险因素:煤炭市场风险、电量风险、电价风险、环保政策风险。

火电行业已处于周期性底部,随着煤价趋于稳定,华电国际盈利触底反弹趋势明显。公司业绩相对煤价弹性较大。2017年,受煤价高企的影响,火电行业整体盈利下降,已到周期性底部。2018年,公司通过多种方式控制成本,实现对燃料成本的控制。随着成本得到控制,公司盈利修复预期强烈。 公司发电量、结算电价同比提升,业绩增长显著。2018年前三季度,公司年累计发电量为1,551.91亿千瓦时,同比增长约8.79%。此外,电价改革以来,公司结算电价逐年上涨。2018年,前三季度公司归属于母公司股东的净利润约为人民币15.26亿元。受益于供需两端的增长,我们预计2018年,公司发电量将保持平稳增长,业绩稳步提升。 公司装机规模位居前列,结构配置合理、机组效率处于领先地位。公司作为行业龙头,在装机规模,发电量位等方面位居行业前列。公司装机结构、机组利用率、发电煤耗也优于行业平均水平。公司彰显龙头企业优势,使得投资具有更高的安全边际。 盈利预测与投资评级:我们预计公司2018-2020年营业收入为886.56、959.37、979.30亿元,归母净利润分别达20.22、31.61、41.55亿元,EPS(摊薄)分别为0.21、0.32、0.42元/股,对应2018年11月13日收盘价(4.45元/股)的动态PE分别为22、14、11倍。由于华电国际2019年估值处于相对较低位置,首次覆盖给予公司“增持”评级。 风险因素:电力市场风险;煤炭市场风险;环保政策风险等。

事件:长江电力2018 前三季度,公司营业收入390.66 亿元,同比上涨4.92%;利润总额为215.35 亿元,较上年同期增加1.39%;归母净利润179.22 亿元,同比增加0.94%;每股收益为0.81 元,较上年同期持平。第三季度,公司营业收入198.56 亿元,同比增长10.7%;归母净利润94.0 亿元,下降2.6%;每股收益0.43 元。 点评: 来水偏丰带来第三季度营收显著增长。根据公司统计,第三季度长江上游溪洛渡水库来水总量为790.69 亿立方米,较上年同期偏丰20.68%,三峡水库来水总量为2178.40 亿立方米,较上年同期偏丰30.32%。来水偏丰带来发电量的增长。公司前三季度总发电量约1641.01 亿千瓦时,较上年增加4.54%,第三季度总发电量约827.88 亿千瓦时,较上年同期增加9.85%。其中,三峡电站完成发电量400.88 亿千瓦时,较上年同期增加22.29%;葛洲坝电站完成发电量54.55 亿千瓦时,较上年同期减少6.7%;溪洛渡电站完成发电量102.1 亿千瓦时,较上年同期偏多13.4%;向家坝电站完成发电量55.3 亿千瓦时,较上年同期偏多9.9%。虽然葛洲坝、向家坝电站发电量较上年同期减少,但是其占比仅为21%,对公司整体盈利影响不大。汛期公司发售电量较多带来公司营收增速同比上涨4.92%,较上年同期增加4.97 个百分点(上年同期增速为-0.05%)。 大型水电企业增值税返还政策到期和水资源费改税影响归母净利增速。2018 年前三季度,公司毛利率62.64%,同比增长1.25 个百分点,环比增长6.24 个百分点。但是,由于大型水电企业增值税返还政策于2017 年12 月31 日到期,公司前三季度其他收益比上年同期减少12.55 亿元,下降63.66%。此外,四川省自2017 年12 月1 日起实行水资源费改税, 导致公司税金及附加比上年同期增加2.69 亿元,增长38.57%。增值税返还政策到期和水资源费改税,均对公司业绩增速影响较大,导致公司归母净利润同比仅增加0.94%。 通过资本运作进行战略投资,优化电源结构。公司布局长期股权投资,持有湖北能源、广州发展、三峡水利、上海电力等公司股份;同时,公司持续推动配售电业务发展,参与重庆、山西、安徽、云南等地的共六个国家增量配网试点项目,并积极参与重庆长电联合能源有限责任公司混合所有制改革工作。 盈利预测及评级:由于公司发电量持续稳定增长,我们预计公司2018-2020 年营业收入将分别达517.79、522.65、531.50 亿元,归母净利润分别达221.95、224.03、230.87 亿元,EPS(摊薄)分别为1.01、1.02、1.05 元/股,对应2018 年11 月8 日收盘价(15.18 元/股)的动态PE 分别为15、15、14 倍,维持“买入”评级。 风险因素:长江来水风险、市场消纳风险、政策性风险、电费回收风险等。

事件:浙能电力2018前三季度,公司营业收入为430.38亿元,同比上涨14.51%;利润总额为47.51亿元,较上年同期下降2.14%;归母净利润37.54亿元,同比增加0.36%;每股收益为0.28元,较上年同期持平。 点评: 第三季度发电量增速减缓,营收增速同比回落。根据公司统计,2018年前三季度,公司全资及控股发电企业累计完成发电量962.80亿千瓦时,同比增长112.50%;完成上网及销售电量907.96亿千瓦时,同比增长12.35%。单季来看,2018年第三季度,公司全资及控股发电企业完成发电量338.16亿千瓦时,同比增长1.6%,大幅低于2018年第一季度、第二季度的同比增速(第一季度发电量295.44亿千瓦时,同比增长15.3%,第二季度发电量329.19亿千瓦时,同比增长23.4%)。发电量下滑的主要原因,一是全省用电需求增速减缓,第三季度浙江省用电量同比增长6.4%,低于前两个季度的增速(第一季度11.1%、第二季度10.8%),也低于同期全国的平均增速8.9%;二是浙江省外购电量增长迅速,根据国家计划安排,第三季度浙江省外购四川水电、新疆等地来电增加,省内输入电量为403.95亿千瓦时,同比增长18.5%,环比增长69.2%。公司第三季度发电量增速下滑导致营收增速回落,第三季度营收增速为2.09%,环比下降25.37个百分点。 电煤价格仍处高位,导致第三季度毛利率同比下降。2018年前三季度,公司毛利率10.40%,同比下降2.08个百分点。公司毛利下降主因是燃料成本上升。2018年第三季度全国电煤价格指数(均值为525.7元/吨)较第二季度(均值为522.2元/吨)有所上升,公司营业成本同比增长4.4%,此外公司市场煤占比较高,整体燃料成本上浮明显。 虽然公司三季度盈利不及预期,但我们对公司的基本投资逻辑不变。公司管理及控股装机在省内占据龙头地位,未来装机新增空间有限利好利用小时数提升。此外,公司参股核电、光伏,装机结构持续优化,将为公司提供新的稳定的利润增长点。未来煤价回归理性区间也有望为公司业绩带来弹性。 盈利预测及评级:由于第三季度公司盈利下滑、煤价上涨等因素,我们下调公司盈利预测,我们预计公司2018-2020年营业收入将分别达551.97、560.29、574.30亿元,归母净利润分别达52.08、55.09、62.14亿元,EPS(摊薄)分别为0.38、0.41、0.46元/股,对应2018年11月5日收盘价(4.71元/股)的动态PE分别为12、12、10倍,考虑到目前估值依然处于低位,我们维持“买入”评级。 风险因素:煤炭市场风险、电量风险、电价风险、环保政策风险、利率风险。

事件:华能国际2018前三季度,公司合并营业收入1259.89亿元,同比增加13.08%;利润总额为39.89亿元,较上年同期下降10.93%;归母净利润19.89亿元,同比减少29.33%;每股收益为0.12元,较上年同期下降0.07元。 点评: 发电量增长和结算电价上升驱动公司营收同比增长15.36%。根据公司初步统计,2018年前三季度,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3,267.55亿千瓦时,同比增长11.04%;完成售电量3,078.19亿千瓦时,同比增长11.04%。2018年第三季度,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量1,164.89亿千瓦时,同比增长8.27%;完成售电量1,095.20亿千瓦时,同比增长8.34%。公司电量上升的主要原因为:全国全社会用电量保持较高速增长,特别是第三产业和居民生活用电保持两位数增长;火电利用小时回升,公司在福建、广东和华中地区各省份发电量同比增长较多;新增风电、光伏、燃气机组对发电量增长做出贡献。2018年前三季度,公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为417.12元/兆瓦时,同比增长1.99%。发电量和结算电价增长推动公司营收同比增加13.08%。 燃料价格上涨和燃料结构变化,导致第三季度毛利率环比降低。2018年前三季度,公司毛利率12.50%,同比增长0.45个百分点。公司第三季度实现毛利率11.3%,低于第二季度的12.8%及第一季度的13.5%。公司毛利下降主因是燃料成本上升。燃料成本上升一方面是因为2018年第三季度全国电煤价格指数(均值为525.7元/吨)较第二季度(均值为522.2元/吨)有所上升;另一方面是因为第三季度公司燃料结构发生了变化,公司上半年长协煤占比为57%(第一季度占比53%,第二季度占比61%),而第三季度占比下降为53%,现货煤交易占比上升,拉动整体燃料成本上涨。 资产减值损失及投资收益减少,导致归母净利润减少。2018年第三季度公司实现归母净利润-1.4亿元,低于预期水平。 2018第三季度公司计提资产减值损失1.74亿元,环比大幅增加(2018第二季度计提资产减值损失约79万元),主要由于子公司新加坡大士能源计提燃油存货跌价准备;第三季度实现投资收益-2.28亿元,大幅低于上年同期水平(上年同期处置长江电力股票获得大额投资收益)。此外,境外投资汇兑损失,也对公司利润带来负面影响。 装机规模将进一步扩张。虽然多种因素导致2018年第三季度盈利出现下滑,但是我们推荐华能电力的根本逻辑并没有变。 目前,公司主要承压煤价,但随着公司需求端控煤措施的落实,以及供给端煤炭优质产能的释放,煤价回归理性后,公司盈利依然可期。此外,10月17日公司公告非公开发行完成,共发行A 股4.98亿股,募集资金32.6亿元用于新建投资项目。项目建成后,公司将新增燃机热电权益装机容量800兆瓦、风电权益装机容量500兆瓦、火电及热电权益装机1650兆瓦,公司装机规模将进一步扩张,推动营收增长。 盈利预测及评级:由于第三季度公司投资收益下滑、煤价上涨、增发等因素,我们下调公司盈利预测,我们预计公司2018-2020年营业收入将分别达1673.36、1757.76、1940.94亿元,归母净利润分别达25.40、43.53、64.08亿元,EPS(摊薄)分别为0.16、0.28、0.41元/股,对应2018年10月30日收盘价(6.27元/股)的动态PE 分别为39、23、15倍,维持“增持”评级。 风险因素:煤炭市场风险、电量风险、电价风险、环保政策风险、利率风险。