境内电力业务“量减价增”拖累营收 电量方面,2019H1公司境内电厂发电量1954亿千瓦时,同比下降6.2%;其中2019Q2公司境内电厂发电量915亿千瓦时,同比下滑11.9%,环比下滑11.8%。受经济疲弱、基数效应等因素影响,2019H1全社会累计用电量同比增长5.0%,较上年同期放缓4.4个百分点;规模以上电厂累计发电量同比增长3.3%,较上年同期放缓3.5个百分点。受益于区域来水向好,水电挤出效应明显,2019H1火电累计发电量同比增长仅0.2%,较上年同期回落7.8个百分点,较2019Q1回落1.8个百分点。此外,公司位于沿海地区的电厂相对较多,沿海地区能源双控等政策执行亦影响了公司境内电厂发电量的增长,导致2019H1公司境内电厂发电量增速显著低于全国火电同期均值。电价方面,考虑到市场电变化(比例扩张、折让幅度收窄)、及浙江地区煤电上网电价下调等因素综合影响,2019H1公司境内电厂平均上网电价约0.420元/千瓦时,同比小幅增长0.2%;我们测算2019Q2公司公司境内电厂平均上网电价0.417元/千瓦时,同比增长0.8%。境内电力业务“量减价增”拖累叠加巴基斯坦电力项目并表因素,2019H1公司营业收入同比仅增长0.9%(经重述),其中2019Q2公司营业收入同比下滑3.8%(经重述)。 成本改善驱动基本面向上,逆周期属性凸显 尽管2019Q1矿难事故等因素对煤价产生扰动,但2019年以来动力煤价中枢下行趋势确立。2019H1秦皇岛港5500大卡动力煤均价同比下降8.8%,全国电煤价格指数均值同比下降6.7%。公司2019H1境内火电厂单位燃料成本同比降低5.6%,降幅略低于同期煤价基准降幅,我们推测主要受长协煤及燃机燃料成本的影响。受益于成本端改善,公司2019H1毛利率16.4%,较上年同期提升3.3个百分点;其中2019Q2毛利率14.1%,较上年同期提升1.3个百分点。我们始终强调,在低景气度阶段,煤价(而非利用小时数)对火电盈利的敏感性更高(详见我们2018年3月的深度报告《电力行业-走出“至暗时刻”》)。公司成本改善有效对冲营收影响,驱动盈利回升,“逆周期”属性凸显。我们判断在煤炭供给侧改革边际宽松,叠加煤炭产能及运力释放的背景下,煤价中枢有望持续下行,进而提振公司业绩。 资产减值损失计提,不改业绩回升趋势 2019Q2公司计提资产减值损失3.1亿元(显著高于上年同期),主要为洛阳阳光热电(2*13.5万千瓦)申请破产计提减值2.3亿元,及海口电厂4#、5#机组(2*13.8万千瓦)2020年6月关停计提减值0.3亿元。尽管受资产减值损失拖累,公司2019Q2归母净利润11.6亿元,仍同比增长30.3%。 分红比例明确,火电股中难能可贵 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”。公司的分红比例在火电股中实属可贵,我们测算公司2019E股息率约3.7%。 盈利预测与投资评级 根据公司2019H1发电量、煤价情况修正盈利预测,下调公司2019-2021年的EPS分别至0.35、0.45、0.52元(调整前分别为0.43、0.56、0.63元),当前股价对应华能国际(A)2019-2021年的PE分别为19、14、13倍,对应华能国际(H)2019-2021年的PE分别为9、9、8倍。公司作为火电龙头,盈利复苏确定,受益于煤价下行,维持华能国际(A)“买入”评级、维持华能国际(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。