事件:长江电力发布2019年三季报。2019年前三季度公司营业收入381亿元,同比减少2.5%;归母净利润178亿元,同比减少0.5%;EPS0.81元。2019Q3公司营业收入177亿元,同比减少10.8%;归母净利润92.6亿元,同比减少1.5%;EPS0.42元。 来水偏枯拖累电量:2019Q3溪洛渡、三峡水库来水分别同比偏枯29.5%、17.0%,影响水电机组出力。受来水及去年同期高基数效应影响,2019Q3公司发电量748亿千瓦时,同比减少9.6%,与2019Q2相比发电量增速由正转负。分机组看,2019Q3三峡、溪洛渡电站发电量分别同比减少15.4%、10.9%,对整体发电量增速影响较大。受Q3电量拖累,公司2019年前三季度累计发电量1602亿千瓦时,同比下滑2.4%。 收入成本双降,投资收益平滑业绩:受发电量影响,2019Q3公司营业收入177亿元,同比减少10.8%。由于2018Q3营业成本偏高(如维修费等因素),受基数效应影响,2019Q3公司营业成本同比亦下降24.8%。2019Q3公司毛利130亿元,同比减少4.2%。另一方面,2019Q3公司投资收益同比增长明显。由于2019H1公司对国投电力、川投能源的投资收益实现权益法核算,2019Q3公司对合营联营企业的投资收益5.1亿元,同比增加3.7亿元(增幅260%),有效平滑利润。2019Q3公司归母净利润92.6亿元,同比减少1.5%;扣非归母净利润93.8亿元,同比小幅下滑0.4%。 拟收购秘鲁电力公司,拓展业务版图:公司拟收购秘鲁第一大电力公司LDS公司83.64%股权,交易基础收购价格为35.9亿美元(非最终收购价格)。LDS公司主要在秘鲁首都利马地区开展配售电业务。通过外延并购,公司有望持续拓展业务布局,培育利润增长点。 盈利预测与投资评级:暂不考虑海外项目对利润的影响,维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为230、233、234亿元,EPS分别为1.04、1.06、1.07元,当前股价对应PE分别为16.9、16.6、16.5倍,对应PB分别为2.6、2.4、2.3倍。维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,综合上网电价低于预期,综合融资成本超预期上行,海外项目收购失败的风险等。

事件: 深圳燃气发布 2019年三季报。 2019年前三季度,公司营业收入 100亿元,同比增长 6.2%;归母净利润 9.2亿元,同比增长 8.9%; 2019Q3公司营业收入 34.2亿元,同比增长 5.4%;归母净利润 3.2亿元,同比增长 58.3%。 点评: 电厂用气转好, 支撑天然气销售量增长: 2019年前三季度,公司天然气销售量 22.6亿立方米, 同比增长 6.7%。 我们测算 2019Q3公司天然气销售量 8.5亿方,同比增长 14.8%,增速较2019Q2提升 10.1个百分点。我们认为电厂用气转好是驱动天然气销售量增长的重要原因。 2019Q3公司电厂天然气销售量 3.9亿立方米, 同比增长27.0%,与 2019Q2相比增速由负转正;天然气销售量结构中电厂占比 45.8%,比例较 2019Q2提升 12.7个百分点。 成本控制得当, 盈利提升显著: 2019Q3公司营业成本 25.9亿元,同比下滑 0.9%。我们认为公司成本控制得当与国际 LNG 采购相关。 2019年 7月,公司参股的广东大鹏 LNG 接收站向城燃股东方的开放出现实质性进展,包括深圳燃气在内的城市燃气团队联合采购的首船国际 LNG 顺利接卸,其中公司可分配代加工权益量约 3万吨。 考虑到国际 LNG 现货的价格竞争力, 公司天然气综合采购成本有效改善,驱动盈利提升。 2019Q3公司毛利率 24.1%, 同比提升 4.8个百分点;单季度ROE 3.0%, 同比提升 0.7个百分点;单季度归母净利润 3.2亿元,同比增长58.3%, 与 2019Q2相比增速由负转正。 LNG 储备调峰项目投产, 业绩增量可见: 根据公司公告, 2019年 8月 18日,公司 LNG 储备调峰项目(周转能力80万吨/年) 进入试投产阶段。 根据季度间固定资产及在建工程的变化,我们判断公司 LNG 储备调峰项目已于 2019Q3完成在建工程转固,项目正式投产。 我们认为,该项目将为公司提供增量气源保障, 成为公司未来业绩的重要增长点。 (盈利弹性测算详见我们 2018-08的深度报告《 城燃业务扩张,静待靴子落地——深圳燃气( 601139.SH)投资价值分析报告》)◆盈利预测与投资评级 考虑到成本改善及 LNG 储备调峰投产等因素,上调公司 2019-2021年的预测归母净利润分别至 11.4、 14.0、 15.5亿元( 调整前分别为 11.0、 13.4、15.3亿元) ,预计公司 2019-2021年的 EPS 分别为 0.40、 0.48、 0.54元,当前股价对应 PE 分别为 19、 16、 14倍,维持“ 买入” 评级。 风险提示: 天然气下游需求增速低于预期,天然气采购成本超预期上涨, LNG 储备调峰项目周转率低于预期,石油气价格波动的风险等。

事件: 建投能源发布 2019年三季报。 2019年前三季度,公司营业收入102亿元,同比下滑 0.7%;归母净利润 4.6亿元,同比增长 63.9%。 其中 2019Q3公司营业收入 32.1亿元,同比下滑 5.0%;归母净利润 0.7亿元,同比下滑 24.4%。 河北火电利用率回落,煤价稳中趋降: 2019Q3公司营业收入同比下滑5.0%,较 2019Q2同比降幅进一步扩大,我们认为主要受公司所在河北区域火电利用小时数拖累。 2019年 7月起, 河北火电累计利用小时数同比由正转负。 2019年前三季度河北火电利用小时数同比下滑 145小时。 我们测算 2019Q3河北火电利用小时数 1200小时,同比/环比变化分别为-152小时、 38小时, 我们推测河北火电利用小时数同比回落可能与外来电挤压等因素有关。 煤价方面,我们计算冀北、冀南 2019Q3电煤均价同比分别下降 3.1%、 3.7%,环比分别降低 0.2%、 1.3%,成本有效改善。 Q3并表业务盈利尚可: 我们以利润总额扣除投资收益简单表征公司并表业务盈利情况。测算结果表明, 2019Q3公司并表业务盈利 1.95亿元,同比/环比分别增长 48.5% / 10.8%, 盈利情况尚可。 值得注意的是,公司2019Q3投资收益转负 ( -0.23亿元,推测为参股公司盈利恶化),且 2018Q3实际所得税税率偏低( 约 12.1%), 我们认为上述原因是导致公司 2019Q3业绩同比下滑的主要原因。 大股东资产注入仍然值得期待: 公司拟通过向大股东建投集团增发方式收购大股东旗下秦热公司 40%股权、 张河湾公司 45%股权, 但未能通过证监会审核通过。 目前公司正积极与各方对发行方案进行论证与修改,后续进展值得关注。 盈利预测与投资评级: 考虑到公司区域火电利用小时数的波动,下调公司 2019年的 EPS 至 0.38元( 调整前为 0.40元),预计公司 2019-2021年的 EPS 分别为 0.38、 0.47、 0.49元,当前股价对应 PE 分别为 13、 11、11倍,对应 PB 分别为 0.80、 0.77、 0.75倍。 公司盈利将受益于煤价下行, 估值处于低位, 维持“ 增持” 评级。 风险提示: 上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,煤价超预期上涨,机组投产慢于预期,大股东资产注入的风险等。

事件: 华能国际发布2019年三季报。2019年前三季度,公司营业收入1272亿元,同比增长1.0%;归母净利润53.9亿元,同比增长171%;EPS0.32元。其中2019Q3公司营业收入438亿元,同比增长1.2%;归母净利润15.7亿元,同比扭亏;EPS0.10元。 点评: Q3电量边际回暖,市场化比例进一步提升 电量方面,受部分区域电力需求下滑、控煤、外来电增长等因素影响,2019年前三季度公司境内电厂发电量3022亿千瓦时,同比下滑7.5%。分季度看,2019Q3公司境内电厂发电量1068亿千瓦时,同比下滑8.3%,降幅较2019Q2收窄3.6个百分点;环比增长16.7%,增速较2018Q3提升4.5个百分点。电价方面,2019年前三季度公司境内电厂平均上网电价0.418元/千瓦时,同比小幅增长0.1%。我们测算2019Q3公司境内电厂平均上网电价约0.414元/千瓦时,同比/环比分别下滑1.8/0.6个百分点,我们认为主要原因为市场化交易电量比例提升。2019年前三季度,公司境内电厂市场化交易电量比例51.2%,同比提升10.9个百分点,较2019H1亦增加4.2个百分点,电力市场化比例进一步提升。我们认为,在“基准价+上下浮动”的市场化机制公布后,二级市场对于电力股2020年的盈利预期过于悲观,实际影响仍有待进一步跟踪和观察。 煤价下行叠加基数效应,Q3业绩持续修复 2019Q3煤炭供需关系持续改善,煤价总体处于下行区间。以全国电煤价格指数为例,2019Q3全国电煤价格指数均值约488元/吨,同比/环比下降7.1%/1.5%。受益于成本改善,2019Q3公司毛利率14.6%,同比/环比增长3.4/0.5个百分点;单季度ROE1.8%,同比由负转正(2018Q3ROE-0.2%),环比增长0.4个百分点。考虑到成本改善,叠加去年同期的低基数效应(详见我们2018年10月的报告《三季度业绩低于预期,期待业绩弹性释放--华能国际(600011.SH)2018年三季报点评》),2019Q3公司归母净利润15.7亿元,同比扭亏(2018Q3亏损1.4亿元),环比增长34.8%。受2019Q3拉动,2019年前三季度公司归母净利润同比增长171%。 分红比例明确,股息吸引力提升 公司明确2018-2020年股东回报规划,在满足分红条件的前提下“每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币”。我们以70%的现金分红比例测算,对应华能国际(A)、华能国际(H)2019E的股息率分别为4.3%、7.3%,股息回报可观。 盈利预测与投资评级 我们维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为55.1、71.1、81.6亿元,EPS分别为0.35、0.45、0.52元。当前股价对应华能国际(A)2019-2021年的PE分别为16、13、11倍,对应华能国际(H)2019-2021年的PE分别为10、7、6倍。公司作为火电龙头,盈利回升趋势确立,当前估值明显处于历史低位,重申华能国际(A)“买入”评级、华能国际(H)“买入”评级。 风险提示 上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,汇兑损失过大,电力行业改革进度低于预期的风险等。

事件:京能电力发布股权激励计划(草案)。本激励计划拟向激励对象授予股票期权6746.73万份(包括预留期权674.673万份),涉及的标的股票为人民币A股普通股,约占本激励计划草案公告时公司股本总额的1%;行权价格为每股3.17元。 落实国企改革,激发管理活力:自2002年上市以来,公司首次公布股权激励计划,作为地方国资企业意义非凡。鉴于大股东京能集团被纳入“双百行动”企业名单,公司为贯彻国企改革“双百行动”精神,积极落实北京市国资委股权激励试点工作,进一步激发管理活力。本次股权激励计划首期授予的拟激励对象为公司高管、核心骨干和核心业务人员,共计174人,其中任何一名激励对象通过本次激励计划获授的公司权益总额均未超过公司总股本的1%。 明确业绩考核目标,看好公司长期发展:公司提出的首期授予和预留股权的年度绩效考核包括如下五方面:扣非ROE、扣非归母净利润复合增速、人均劳动生产率、科研投入及高新技术企业认证。以本激励计划的第一个行权期为例,2020年扣非ROE及扣非归母净利润复合增速在目标值的基础上,另要求不低于对标企业75分位值水平或行业平均水平。我们判断随着优质产能及运力释放,煤炭供需格局有望改善,煤价中枢有望下行。公司发电资产全部为火电,将受益于煤价下行。此外,与火电行业装机增长遭遇“天花板”不同,公司装机增长仍然可观(详见我们2019年3月的深度报告《弹性诚可贵,成长价更高-京能电力(600578.SH)投资价值分析报告》),公司盈利水平及成长性有望超过同业。 盈利预测与投资评级:维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为12.8、16.5、17.6亿元。预计公司2019-2021年的EPS分别为0.19、0.24、0.26元,当前股价对应PE分别为16、13、12倍,对应PB分别为0.89、0.85、0.82倍。我们看好公司的业绩弹性及成长性,以及估值上的安全边际,维持“买入”评级。 风险提示:机组投产或资产注入进度慢于预期,动力煤价格超预期上行,综合上网电价下调的风险,用电需求低于预期,股权激励计划失败的风险等。

事件: 申能股份发布 2019年半年报。 2019H1公司营业收入 196亿元,同比增长 8.8%;归母净利润 13.0亿元,同比增长 42.0%; EPS 0.28元。 装机规模提升,电量同比下滑:2019H1公司控股装机容量 1117万千瓦,同比增长 12.8%;其中 2019Q2新增控股装机 97万千瓦,主要原因为奉贤热电两台机组(合计装机 92.52万千瓦) 2019年 6月全面投产。 受下游电力需求放缓、上海地区“原煤总量控制”、外来电挤压等多因素影响,2019H1公司总发电量 184亿千瓦时,同比减少 1.7%;煤电 151亿千瓦时,同比减少 10.7%。分季度看,我们测算 2019Q2公司总发电量及煤电发电量分别同比减少 7.5%、 10.0%,与 2019Q1相比增速均由正转负。 2019H1公司含税上网电价均价 0.414元/千瓦时,同比基本持平;我们测算 2019Q2公司含税上网电价 0.413元/千瓦时,环比略有下降,我们推测可能主要为市场电比例提升所致。 成本改善叠加投资收益,盈利如期回升: 2019年以来煤价总体同比回落。上海电煤价格指数 2019H1同比回落 13.7%,其中 2019Q2同比下降8.9%。 2019H1公司平均标煤单价同比下降 74元/吨。 除主营业务外,投资收益亦呈现增长。公司 2019H1投资收益 8.0亿元,同比增长 21.5%: 其中 2019Q2投资收益 5.5亿元,同比增长 10.3%》。 受益于成本改善叠加投资收益, 公司 2019H1归母净利润 13.0亿元,同比增长 42.0%;其中 2019Q2归母净利润 7.5亿元,同比增长 29.3%。 盈利预测与投资评级: 根据公司 2019H1业绩及发电量、煤价等情况变化,上调 2019、 2020年的预测归母净利润至 22.1、 26.2亿元(调整前分别为 21.0、 25.8亿元),新增 2021年的预测归母净利润为 29.1亿元。 考虑到增发完成, 预计公司 2019-2021年的 EPS 分别为 0.45、 0.53、 0.59元,当前股价对应 PE 分别为 13、 11、 10倍,对应 PB 分别为 0.96、 0.91、0.87倍。 我们看好煤价下行对公司业绩的提振, 维持“增持”评级。 风险提示: 动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期;油气供应量低于预期等。

上半年来水总体偏丰,发电量增速稳健:2019H1公司电站来水总体偏丰:溪洛渡/三峡水库来水2019Q1同比偏丰1.7%/7.9%,2019Q2同比偏枯4.6%/偏丰6.9%。2019H1公司发电量854亿千瓦时,同比增长5.0%,发电量创同期历史新高;其中2019Q2发电量492亿千瓦时,同比增长5.2%,增速较2019Q1提升0.4个百分点。 投资收益节奏得当,扣非净利润增速转正:2019H1公司分别持有国投电力、川投能源10.71%、11.12%股份,均成为其对应第二大股东,且拥有董事提名权利,公司对国投电力、川投能源的投资收益实现权益法核算。2019H1公司对合营、联营企业的投资收益9.9亿元,同比增长15.4%;其中2019Q2录得7.9亿元,同比增长40.0%。考虑到增值税返还优惠的基数效应,公司有效把握投资收益节奏,进而支撑业绩合理增速。2019Q2公司扣非归母净利润54.0亿元,同比增长5.6%,与2019Q1相比(下滑10.8%)增速由负转正。 “类债”属性凸显:公司历来重视股东回报,保持较高比例的分红水平,并明确“对2016年至2020年每年度的利润分配按每股不低于0.65元进行现金分红”。公司业绩和分红确定性强,“类债”属性凸显,在全球降息预期背景下,对投资者(尤其是海外投资者)的吸引力边际提升。 盈利预测与投资评级:暂不考虑乌东德、白鹤滩电站注入对业绩的影响,我们维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为230、233、234亿元,EPS分别为1.04、1.06、1.07元,当前股价对应PE分别为17.8、17.6、17.5倍,对应PB分别为2.7、2.6、2.5倍。我们看好公司稳健的业绩和明确的分红,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,综合上网电价低于预期,综合融资成本超预期上行等。

事件: 长源电力公布 2019年半年报。 2019H1公司营业收入 34.0亿元,同比增长 17.7%;归母净利润 2.5亿元,同比增长 955%。公司 2019H1实际归母净利润处于业绩预告区间范围内( 2.3-2.9亿元),业绩符合预期。 湖北水电出力不佳,火电表现良好: 2019年以来湖北省电力需求强劲,2019H1湖北省用电量同比增长 8.8%,高于同期全国增速( 5.0%)。 此外,由于来水同比偏枯导致水电出力不佳,火电发电量增速亮眼。公司 2019H1发电量 88.4亿千瓦时,同比增长 16.3%;其中 2019Q2发电量 33.9亿千瓦时,同比增长 6.9%。 从 7月电量数据来看,湖北火电同比增速可观,期待公司 2019Q3发电表现。 煤价中枢下行,业绩弹性释放: 2019年以来湖北区域煤价中枢总体下行, 2019年 1-7月湖北电煤价格指数均同比回落,我们测算湖北电煤均价 2019H1同比下降 6.9%,其中 2019Q2同比、环比分别下降 3.8%、4.0%。 公司亦披露 2019H1入炉综合标煤单价 747元/吨,同比下降约 32元/吨( 4.2%)。 受益于湖北区域煤价回落, 公司 2019H1归母净利润同比大幅增长 955%;其中 2019Q2归母净利润 0.33亿元, 同比扭亏( 2018Q2归母净利润-0.28亿元)。 蒙华铁路投产受益标的: 随着 2019年蒙华铁路建成投运,湖北省作为蒙华铁路沿线地区之一,将受益于优质煤炭供给能力的提升,煤价有望进入下行区间(具体测算详见我们 2019年 3月发布的报告《火车一响,黑金万两——蒙华铁路煤电路专题研究》)。 煤炭优质产能和运力释放将有效改善湖北区域煤炭供需格局, 公司业绩弹性突出,湖北地区煤价回落将有效提升公司盈利。 盈利预测与投资评级: 考虑到子公司河南煤业破产因素影响,下调 2019年盈利预测,维持 2020-2021年盈利预测。预计公司 2019-2021年的 EPS分别为 0.44、 0.76、 0.86元(调整前分别为 0.49、 0.76、 0.86元),当前股价对应 2019-2021年的 PE 分别为 13、 7、 7倍,对应 PB 分别为 1.6、1.4、 1.2倍。 我们看好公司业绩弹性,维持“买入”评级。 风险提示: 上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,在建机组延期投产的风险,蒙华铁路投运进度慢于预期,煤价超预期上涨的风险等。

事件: 上海电力发布2019年半年报。2019H1公司营业收入115亿元,同比增长4.6%;归母净利润6.2亿元,同比增长71.2%(考虑同一控制下企业合并追溯调整);EPS0.24元。 电源结构不断优化:截至2019H1公司控股装机容量1529万千瓦,同比增长14.6%。其中2019Q2,公司新增控股装机容量10.4万千瓦。公司近年来致力于能源结构转型,受新能源机组投产等因素影响,公司装机结构不断优化。截至2019H1,公司煤电/气电/风电/光伏装机比重分别为55%/16%/13%/16%;煤电装机占比同比下滑8个百分点、新能源(风电、光伏)装机占比同比提升8个百分点。 成本改善推动盈利回升:2019H1公司发电量236亿千瓦时,同比下滑1.5%(经调整);其中煤电发电量同比下滑10.6%(经调整)。若不考虑追溯调整影响,我们测算2019Q2公司发电量110亿千瓦时,同比持平;其中煤电发电量同比下滑13.6%。受下游电力需求放缓、上海地区“原煤总量控制”、外来电挤压等多因素影响,煤电总体表现不佳,但清洁能源机组有效贡献发电增量。此外,2019年以来煤价总体同比回落。上海电煤价格指数2019H1同比回落13.7%,其中2019Q2同比下降8.9%。公司2019H1到厂标煤价同比降低10.4%。受益于成本改善,公司盈利能力有效提升。公司2019Q2毛利率29.7%,同比/环比提升5.9/9.4个百分点;归母净利润3.6亿元,同比/环比增长31.8%/31.4%;扣非归母净利润3.5亿元,同比/环比增长59.5%/461%。 盈利预测与投资评级:根据2019H1业绩等情况,小幅上调公司2019-2021年盈利预测,预计公司2019-2021年的EPS分别为0.56、0.64、0.71元(调整前分别为0.55、0.63、0.70元),当前股价对应PE分别为14、12、11倍,对应PB分别为1.3、1.2、1.1倍。我们看好煤价下行对业绩的提振及新能源板块对利润的增量贡献,维持“增持”评级。 风险提示:机组投产进度慢于预期,上网电价下行的风险,煤价涨幅超预期,机组利用小时数低于预期,汇兑损益的风险,KE公司收购终止的风险等。

事件: 国投电力发布 2019年半年报。 2019H1公司营业收入 196亿元,同比增长 10.3%;归母净利润 22.8亿元,同比增长 44.9%; EPS 0.32元。公司业绩超出我们的预期。 点评: 水火发电量同比均提升,二季度电价同比增速转正2019H1公司发电量 725亿千瓦时,同比增长 11.3%;其中水电、火电发电量分别同比增长 7.5%、 14.3%。分季度看, 2019Q2公司发电量 346亿千瓦时,同比增长 9.8%;其中水电、火电发电量分别为同比增长 5.4%、 12.9%。 水电总体来水偏丰有效提振水电发电量;受国投北疆二期( 2*100万千瓦)投产的翘尾效应( 2018年 6月投产),叠加区域电力需求格局分化等因素,拉动火电发电量增长。电价方面, 2019H1公司境内平均上网电价 0.312元/千瓦时,同比下滑 3.2%;但 2019Q2公司境内电价同比提升 0.6%,环比增长 2.9%。 我们认为主要与电源类型、区域及电力市场化等结构性因素有关。 雅砻江盈利下滑,火电等板块贡献业绩增量受电价政策等因素影响, 2019H1雅砻江水电贡献归母净利润 12.0亿元,同比下滑 8.8%( 1.2亿元); 非雅砻江水电板块贡献归母净利润 10.8亿元,有效提振业绩。水电方面, 2019H1国投大朝山电量、电价同比增速亮眼,贡献权益净利润同比大幅增长 119%( 1.5亿元) 。火电方面, 受益于煤价下行,019H1公司控股多家公司盈利同比提升,此外国投宣城同比扭亏、靖远二电同比减亏。我们测算公司 2019H1火电板块贡献归母净利润 4.3亿元,同比大幅增长 141%( 2.5亿元) 。此外,公司参股子公司利润亦同比大幅提升,公司 2019H1投资收益 4.3亿元,同比增长 93.8%;其中 2019Q2投资收益 3.2亿元,同比大幅增长 128%。 雅砻江中游项目值得期待截至 2019H1, 雅砻江中游在建项目包括两河口水电站( 300万千瓦)和杨房沟水电站( 150万千瓦),工程进度分别为 49.6%、 33.9%。 根据川投能源公告, 国家生态环境部已于近日批复了雅中-江西±800kV 特高压直流输电工程环评报告,预计雅砻江中游外送通道可如期投运。 随着雅砻江中游水电站陆续出力(预计首台机组 2021年投产) ,公司业绩长期增长值得期待。 拟发行 GDR 方案获国资委通过根据国资委近期批复,国资委原则同意公司发行不超过总股本 10%、对应 A 股股份数量不超过 6.8亿股的全球存托凭证( GDR)的总体方案。 公司本次拟将发行 GDR 募集的资金用于现有的境外在建及储备的清洁能源项目,或者用于其它潜在的境外收购机会以及补充运营资金及满足一般企业用途等。 盈利预测与投资评级根据公司 2019H1业绩及煤价走势,上调盈利预测,预计公司 2019-2021年的 EPS 分别为 0.74、 0.76、 0.80元(调整前分别为 0.72、 0.74、 0.71元),当前股价对应 PE 分别为 13、 12、 12倍。看好公司水电中长期发展及火电业绩弹性,维持“增持”评级。 风险提示来水低于预期,机组投产进度低于预期,煤价超预期上行,上网电价下调,融资成本上涨的风险等。

事件: 华电国际发布2019年半年报。2019H1公司实现营业收入437亿元,同比增长5.2%;归母净利润16.5亿元,同比增长67.4%;EPS0.14元。 新增装机支撑电量增速,二季度不含税上网电价提升明显: 2019H1公司新增装机容量359万千瓦,其中燃煤、燃气机组新投产装机分别为166、175万千瓦。受益于新机组投产,公司2019H1发电量1011.27亿千瓦时,同比增长5.5%,增速高于同业;其中2019Q2发电量491亿千瓦时,同比增长2.9%,增速较2019Q1放缓5.2个百分点。公司2019H1平均上网电价0.415元/千瓦时,同比增长1.6%;我们测算2019Q2平均上网电价0.413元/千瓦时,同比增长2.5%,环比基本持平。考虑到增值税下调因素,公司2019Q2不含税上网电价提升较为明显。 煤价同比下行,盈利持续修复: 2019年以来动力煤价中枢总体处于震荡下行区间。2019H1全国电煤价格指数均值同比下行6.8%,其中2019Q2同比下行5.1%,煤价降幅较2019Q1有所收窄。受益于成本改善,公司2019H1毛利率13.6%,同比提升1.2个百分点;2019Q2毛利率13.8%,同比/环比提升0.9/0.4个百分点。公司2019H1归母净利润16.5亿元,同比增长67.4%,其中2019Q2归母净利润8.8亿元,同比大幅增长193%,盈利持续修复。 盈利预测与投资评级: 我们维持盈利预测,预计华电国际(A)2019-2021年的EPS分别为0.31、0.37、0.42元,当前股价对应华电国际(A)的PE分别为13、11、10倍,PB分别为0.73、0.70、0.67倍;当前股价对应华电国际(H)的PE分别为12、10、9倍,PB分别为0.65、0.63、0.60倍。维持华电国际(A)“买入”评级,维持华电国际(H)“买入”评级。 风险提示: 动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

事件:黔源电力发布2019年半年报。2019H1公司营业收入8.4亿元,同比下滑21.3%;归母净利润0.9亿元,同比下滑33.0%;EPS0.31元。 来水偏少致利润承压,二季度业绩边际好转:与大型水电公司相比,公司旗下水电站调节能力相对较小,发电量受来水影响较大。2019H1公司水电站流域来水偏少,公司2019H1发电量31.3亿千瓦时,同比下滑23.1%;其中2019Q2发电量20.0亿千瓦时,同比下滑24.4%。受来水等因素影响,公司收入、利润端承压。2019H1公司营业收入、归母净利润分别同比下滑21.3%、33.0%;其中2019Q2公司营业收入、归母净利润分别同比下滑22.6%、29.4%。与2019Q1相比,2019Q2公司归母净利润同比降幅收窄37.9个百分点,业绩边际好转。 7月发电量增速转正,期待丰水期发力: 水电丰水期通常为6-9月。2019年6月发电量11.2亿千瓦时,同比降幅较前期明显收窄;7月发电量15.0亿千瓦时,同比增长18.0%,与6月相比增速进一步由负转正。考虑到2018Q3公司发电量基数较弱,期待丰水期发力,释放2019Q3业绩弹性。 水电站稳定运营期,财务状况持续改善: 我们测算2019H1公司有息负债102亿元,较2019Q1降低3.3亿元;2019H1公司资产负债率70.2%,较2019Q1下降0.4个百分点;2019H1公司财务费用2.5亿元,同比减少0.2亿元,降幅7.6%。随着旗下水电站进入稳定运营期,公司有息负债规模、资产负债率持续下降,财务状况持续改善;公司财务费用的减少亦将对公司业绩产生积极影响。 盈利预测与投资评级:我们维持原盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为3.7、4.0、4.3亿元,EPS分别为1.21、1.30、1.40元,当前股价对应PE分别为12、11、10倍。维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期导致发电量下降的风险,上网电价下调导致电力营收下降的风险等,水火发电权交易拖累公司营收的风险等。

事件: 华能水电发布2019年半年报。2019H1公司营业收入106亿元,同比增长63.7%;归母净利润28.2亿元,同比增长225%;EPS0.16元。 新增机组投产叠加来水偏丰,发电量大幅增长:2019H1公司澜沧江上游等新增机组陆续投产,截至2019H1公司控股装机2293.6万千瓦,同比增长19.1%;其中2019Q2公司新增控股装机63.5万千瓦。此外,2019H1澜沧江流域来水偏丰,其中小湾断面同比偏多28%。受益于装机增长叠加来水因素,公司2019H1发电量539亿千瓦时,同比增长57.1%;其中2019Q2发电量313亿千瓦时,同比增长68.9%。 澜上机组电价确定,云南市场化电价提升: 公司澜沧江上游水电站电量通过滇西北特高压直流外送广东消纳,上网电价水平高于存量机组。根据《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,2019年澜沧江上游水电站送广东协议内计划电量200亿千瓦时、上网电价为0.3元/千瓦时(含税)。此外,2019H1云南省市场电均价同比提升0.5分/千瓦时。我们测算2019H1公司不含税上网电价约0.2元/千瓦时,同比提升4.1%。 业绩高速增长,盈利水平持续提升:受益于电力“量价齐升”,公司2019H1归母净利润28.2亿元,同比大幅提升225%;其中2019Q2归母净利润20.1亿元,同比增长281%。公司2019Q2毛利率/净利率分别为61.3%/33.9%,较2019Q1提升6.5/14.6个百分点,盈利水平持续提升。 盈利预测与投资评级: 根据公司2019H1业绩及上网电价情况,上调公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.23、0.27、0.28元(调整前分别为0.22、0.26、0.27元),当前股价对应PE分别为21、18、17倍。维持“增持”评级。 风险提示: 来水低于预期,综合上网电价低于预期,综合融资成本超预期上行等。

事件: 京能电力发布 2019年半年报。 2019H1公司实现营业收入 80.3亿元,同比增长 26.6%(调整后) ;归母净利润 6.8亿元,同比增长 125%(调整后) 。 点评: 装机规模扩张,控股电厂量增价减: 2019H1公司控股装机容量 1424万千瓦,同比增加 344万千瓦。 2019Q1锡林郭勒发电全部投产, 2019Q2公司收购京能集团旗下京宁热电和京海发电。受益于装机规模扩张叠加岱海发电恢复商业运营,2019H1公司发电量 309亿千瓦时,同比增长 22.4%(调整后) ;其中 2019Q2公司发电量 151亿千瓦时(调整前) , 环比增长 10.0%(调整前)。 受区域结构及市场化电量占比提升等因素等影响,公司 2019H1不含税电价( 0.260元/千瓦时)低于 2019Q1电价( 0.307元/千瓦时)。 此外, 受益于煤价下行等因素,公司 2019H1入厂标煤单价同比降低 3.9%。 2019H1公司控股岱海发电、宁东发电等电厂同比实现扭亏。 投资收益保持稳健: 2019H1公司投资净收益 7.2亿元,同比持平。公司参股优质火电( 大唐托克托发电、 大唐托克托第二发电、华能北京热电等)及煤矿( 伊泰京粤酸刺沟矿业)资产, 2019H1大唐托克托发电、大唐托克托第二发电、华能北京热电、 伊泰京粤酸刺沟矿业净利润同比分别增长 4.4%、 15.0%、 15.2%、 5.0%。 公司投资收益相对稳健, 有效贡献利润。 财务费用显著提升: 2019H1公司财务费用 7.4亿元,同比增长 11.6%;其中 2019Q2公司财务费用 4.2亿元,环比增加 1.0亿元。 我们认为财务费用提升的主要原因为2019Q2公司收购资产并表,导致负债规模提升。截至 2019H1, 公司已完成京能集团旗下资产( 京能燃料 100%股权、京宁热电 100%股权、滑州热电 100%股权、宜春热电 100%股权、 京海发电 51%股权)的收购。 受此影响, 公司2019Q2归母净利润 2.4亿元, 较 2019Q1归母净利润( 4.4亿元)有所下滑。 盈利预测与投资评级: 根据公司 2019H1业绩及煤价变化情况,下调 2019年、上调 2020-2021年盈利预测,预计公司 2019-2021年的归母净利润分别为 12.8、 16.5、 17.6亿元(调整前分别为 13.1、 15.2、 17.5亿元)。 预计公司 2019-2021年的 EPS分别为 0.19、 0.24、 0.26元,当前股价对应 PE 分别为 18、 14、 13倍,对应PB 分别为 0.96、 0.92、 0.89倍。我们看好公司的业绩弹性及成长性, 维持“买入”评级。 风险提示: 机组投产或资产注入进度慢于预期,动力煤价格超预期上行,综合上网电价下调的风险,用电需求低于预期等。

事件: 川投能源发布 2019年半年报。 公司 2019H1营业收入 3.2亿元,同比减少 5.7%;归母净利润 11.5亿元,同比减少 0.8%; EPS 0.26元。 发电量同比下降影响主营业务: 受来水及生态流量“一站一策”政策等因素影响, 公司 2019H1发电量同比减少 21.9%,其中 2019Q2发电量同比减少 40.1%。尽管电价同比有所提升,但公司 2019H1营业收入 3.2亿元( 同比减少 5.7%), 毛利率 52.2%(同比降低 1.9个百分点);其中公司 2019Q2营业收入 0.98亿元(同比减少 18.8%),毛利率 19.8%(同比降低 13.2个百分点)。 二季度盈利边际改善:公司利润主要来源为参股雅砻江水电( 参股 48%)等投资收益, 2019H1雅砻江水电净利润同比下滑 8.7%。 受此影响, 公司2019H1投资净收益 11.9亿元,同比下滑 2.5%;但 2019Q2投资净收益4.9亿元,同比增长 21.0%。 公司 2019Q2归母净利润 4.1亿元,同比增长 24.4%( 2019Q1归母净利润同比下滑 10.9%),二季度业绩边际改善。 新增控股水电资产,远期装机规模有望扩张: 截至 2019H1,公司收购攀枝花华润水电开发有限公司 60%股权已交割完毕,公司控股开发的金沙江银江水电站(装机 39万千瓦)已开工建设。 该项目位于金沙江中下游干流上,工程建设总工期 72个月, 公司远期控股装机规模有望扩张。 可转债申请获批,雅砻江中游值得关注: 公司拟公开发行可转债募集资金总额不超过 40亿元,拟专项用于向雅砻江水电增资。 2019年 7月 26日, 公司公开发行可转债的申请获得证监会发审委审核通过。 目前雅砻江中游在建项目包括两河口水电站( 300万千瓦)和杨房沟水电站( 150万千瓦),预计首台机组于 2021年投产。随着雅砻江中游水电站陆续出力,公司的远期成长值得关注。 盈利预测与投资评级: 根据公司经营数据等情况,小幅上调公司2019-2021年的归母净利润至 34.0、 35.7、 36.1亿元(调整前分别为 33.8、35.5、 35.9亿元)。 预计公司 2019-2021年的 EPS 分别为 0.77、 0.81、0.82元, 当前股价对应 PE 分别为 13、 12、 12倍,维持“增持”评级。 风险提示: 来水低于预期, 电力需求不及预期, 机组投产进度慢于预期,上网电价下调, 融资成本上涨的风险等。