事件描述公司发布2020年半年度报告：2020年上半年，公司实现营业收入330.68亿元，同比增加8.4%；实现归母净利润16.6亿元，同比减少13.79%。 事件评论上半年主营业务悉数承压，贸易业务上升推动营收增长。分板块看：1）煤炭业务：公司完成商品煤销量813.96万吨，同比减少9.74%；受上半年煤价整体下行影响，公司吨煤售价为691元/吨，同比降低6.79%。量价齐跌下，公司商品煤销售收入跌幅达15.87%；2）煤化工业务：公司上半年煤化工业务销量均实现同比增长，其中焦炭销量为190.32万吨，同比增加3.48%；甲醇销量为16.8万吨，同比增加1.99%。但受新冠疫情影响，煤化工产品价格跌幅较大，其中吨焦收入1703.71元/吨，同比减少9.78%；甲醇平均售价为1560.50元/吨，同比减少22.35%。受此影响，公司焦炭业务及甲醇业务销售收入分别下跌6.64%及20.80%。在主营业务收入下滑的情况下，贸易业务收入逆势上升推动公司营业收入增加8.4%。 成本控制较好，公司业绩跌幅有限。上半年公司商品煤销售成本跌幅达21.32%，大于商品煤销售收入跌幅，得益于严控成本，公司吨煤毛利同比增长2.64%至296.98元/吨。此外，受煤价下跌影响，在煤化工原材料洗精煤采购量增幅达10.8%的水平下，采购金额仅上涨3.89%。成本控制较好一定程度上摊薄了主营业务收入跌幅较大及贸易业务成本增加的影响，公司上半年实现业绩16.6亿元，同比减少13.79%。此外，由于公司有息负债结构调整，且国家减息政策下，利息支出下降，公司上半年财务费用同比下降15.22%，利于缩窄业绩降幅。 区域焦炭去产能政策持续推进，公司焦化业务或将深度受益。2020年以来，山东、山西、江苏徐州及河南安阳焦炭去产能及限产政策持续推进，预计下半年区域焦炭供需或将持续趋紧，焦炭价格或将逐步走强。公司地处安徽，焦炭产能受环保限产影响远不及山东、山西等地。目前公司拥有焦炭产能440万吨/年，若下半年公司焦炭产能持续释放，公司焦化业务或将深度受益趋紧的区域供需格局。 盈利预测与估值：根据公司最新经营数据及焦化业务向好的预期，我们预计公司2020-2022年EPS分别为1.48元、1.63元和1.60元，对应PE分别为6.41倍、5.83倍和5.95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,一季度公司经营情况有所承压,营业收入为75.84亿元,同比减少25.02%。 2020年一季度,受疫情影响,下游需求端反弹节奏弱于煤炭供给端复工复产节奏,供需错配影响下,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。煤价下行使得公司一季度营业成本同比下降29.34%,成本降幅超过收入降幅,拉动毛利率同比提升3.47个百分点至43.37%。 截至2020年3月31日,公司已完成除北部湾外其余5家标的公司国投宣城51%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权的工商变更登记手续。处置子公司及参股企业产生投资收益,叠加取得参股企业的投资收益增加,从而一季度公司投资收益同比增长580.39%,系提振业绩增长的有力因素。 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0.87元、0.92元和0.96元,对应PE分别为8.65倍、8.20倍和7.83倍,维持公司“买入”评级。

事件描述 公司发布2020年一季报:2020年一季度,公司实现营业收入510.77亿元,同比减少10.41%;实现归母净利润98.07亿元,同比减少22.09%。 事件评论 2020年一季度,公司营业收入同比减少10.41%,主要来自于售电量同比减少、烯烃产品和煤炭销售量同比下降。分板块来看: (1)煤炭板块:一季度煤炭销售量为0.98亿吨,同比减少6.37%;煤炭售价(不含税)为409元/吨,同比降低2元/吨,低于全国煤价降幅,但量价均下滑致煤炭主业营业收入实现410.69亿元,同比减少7.63%。(2)电力板块:为组建合资公司,公司出资部分电力资产,相关电量不再计入本公司,且台山、沧东及锦界等电厂售电量受需求影响而下降,因此一季度发电量实现274.6亿千瓦时,同比减少40.82%;平均售电价格为0.344元/千瓦时,同比提升6.50%,综合来看电力板块营业收入实现95.88亿元,同比减少36.31%。(3)受下游需求及国际油价影响,烯烃产品售价及销量同比下降,从而煤化工板块收入同比减少29.76%。 2020年一季度,受外购电采购成本、煤炭运输成本及售电成本下降影响,公司营业成本为302.62亿元,同比减少8.49%,成本降幅低于收入,从而毛利率同比降低1.24个百分点至40.75%。分板块来看:(1)煤炭板块:煤炭销售量和煤炭运输成本下降使得营业成本同比减少7.63%,主业毛利率基本持平;(2)电力板块:电力营业成本降幅大于收入,毛利率同比提升0.64个百分点;(3)航运板块毛利率同比提升1.54个百分点,铁路、港口及煤化工板块毛利率均有不同程度下滑。此外,受澳元贬值影响,一季度公司汇兑损失同比增加使财务费用同比增长33.89%。2019年一季度合资公司完成交割,公司确认一次性投资收益11.21亿元,高基数下一季度投资收益同比减少40.71%。一季度公司持有的银行理财产品金额同比减少导致公允价值变动收益同比减少80.20%。综合以上因素,一季度公司业绩同比减少22.09%。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,预计公司2020年-2022年EPS分别为1.97元、2.02元、2.01元,对应PE分别为7.70倍、7.49倍和7.55倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.经济增速放缓影响用煤、用电需求; 2.行业新增煤炭产能释放幅度较大影响煤炭价格。

收入得益于控股装机规模扩张,成本优化及投资收益推动业绩增幅加强。报告期内公司实现发电量372亿千瓦时,同比增长24%,主要系2018年年末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提升至821万千瓦,从而拉动发电量及营业收入实现增长。在此之上,由于2019年煤价持续下降(2019年1-12月,安徽省平均电煤价格指数为584.37元/吨,较2018年降低29.04元/吨),报告期内公司燃料成本仅同比上涨14.33%。得益于此,报告期内公司电力生产毛利率同比提升3.11个百分点。此外,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,神皖能源在报告期内为公司贡献权益法核算的投资收益2.28亿元。得益于主营业务的双向扩张和煤价的下行,报告期内公司实现归母净利润的显著增长。 分红比例成倍提升,估值有望实现修复。年报披露,公司拟每股分红0.119元,共计派现2.70亿元,达到公司合并报表归母净利润的34.86%,相较2017-2018年约14%的分红比例实现了成倍的提升。以公司当前(2020/4/24)收盘价计算,股息率达到3.07%,竞争力较之前大为加强,估值有望实现修复。根据我们之前的研究,公司基本面表现对煤价敏感性较高,而当前煤价已较上年同期实现大幅度下降(4月24日CCI5500动力煤价格指数报收473元/吨,较上年同期下降147元/吨),显著利好公司Q2业绩表现。我们认为2020Q1公司基本面表现或一定程度上受制于疫情,但在煤价有望持续同比显著下滑的趋势下,公司业绩估值同步提升的戴维斯双击值得期待。 投资建议及估值:根据公司披露的年报数据、2020年Q1电力工业数据及最新的煤价走势,我们调整公司盈利预测,预计公司2020-2022年EPS分别为0.51元、0.60元和0.68元,对应PE分别为7.62倍、6.42倍和5.67倍,维持“买入”评级。

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 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。

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。

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。

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。

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。

“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。