第三季度营收下滑,盈利能力提升。 公司第三季度实现营收8.95亿,同比下滑2.05%;归属于上市公司股东的净利润0.97亿,同比增长9.24%。按照公司2019年10月15日发布的《2019年前三季度业绩预告》,给出第三季度盈利较上年同期相比增长-16.32%至19.52%的预告范围,实际上三季度盈利增速位于区间中等偏上水平。分季度来看,公司前三季度营收增速分别为12.48%、3.45%、-2.05%,相较去年同期70-90%的增速相比,公司收入增速放缓明显;前三季度归母净利增速分别为31.09%、2.95%和9.24%,相较去年同期100-140%的增速相比,归母净利同样放缓态势明显。 订单稳步增加,财务费用支出增多。 报告期内,公司工程类新增订单共计63项,总金额21.14亿元;经营类新增订单19项,投资金额6.22亿元。报告期内公司在手订单及项目稳步推进实施,在建项目陆续投产,包括湖南华容、阳春、永泰污水处理项目开始运营,公司水环境运营总体规模不断扩大;与此同时,为保证项目推进及运营所需资金,公司融资规模发生增长,导致公司财务费用同比增加49.65%,对净利润水平造成一定拖累。我们认为,未来伴随着运营项目的不断投产,运营收入实现同步增长的同时,公司毛利率也将提升;费用端摊薄及加强控制有望优化净利率水平。 央企入主,有望深度参与长江流域环保业务 2019年9月19日公司公告,三峡集团通过长江环保和三峡资本受让公司15%股权,持股比例达到26.63%,成为公司第一大股东。并在《关于控股股东转让股权的公告》中明确了长江环保支持国祯环保积极参与共抓长江大保护工作,同等条件下优先将国祯环保纳入联合体单位成员中,优先在长江大保护项目中开展智慧水务、管网检测及修复等运维服务,未来三年内每年承担不低于长江环保主导的新增项目中30%的运维服务保障职能。此前公司与三峡集团此前已联合中标无为、芜湖两个项目,合同金额总计56.77 亿元。央企成为公司第一大股东,协同效应更加明显,项目有望稳定新增,同时公司盈利能力提升,公司未来持续发展、业绩增长的确定性高。 投资建议 公司新订单不断,在手订单不断推进并投产,前三季度盈利符合预期。在三峡集团成为第一大股东后,公司在长江流域大保护业务中的参与度预计大幅提高,可获得项目的形式及数量都有望增加,公司或将进入新的成长阶段。我们预计公司2019-2021年的收入分别为42.32亿元、46.13亿元和51.67亿元,同比增速分别为5.64%、9.00%和12.00%;归母净利润分别为3.18亿元、3.55亿元和3.98亿元,同比增速分别为13.37%、11.63%、12.09%,对应EPS分别为0.47、0.53、0.59元/股,对应PE分别为21、19、17倍,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 1)订单新增不如预期;2)项目建设及投产进度较预期滞后;3)与三峡集团的协同不及预期;4)经济环境恶化导致运营类项目盈利能力下滑。

事件概述公司发布 2019年三季度业绩报告: 前三季度公司实现营业收入 100.01亿元,较上年同期增长 6.25%;营业成本为 78.34亿元,较上年同期增长 6.78%;归属于上市公司股东的净利润 9.18亿元,同比上期增长 8.94%,基本每股收益 0.32元,同比上期增长 10.34%。 分析判断? 电厂燃气销售量回升, 非电厂燃气销量稳步增长前三季度,公司天然气销售量为 22.58亿立方米,较上年同期 21.17亿立方米增长 6.67%,其中,公司电厂天然气销售量为7.14亿立方米,较上年同期 6.98亿立方米增长 2.22%,非电厂天然气销售量 15.45亿立方米,较上年同期 14.19亿立方米增长8.87%,第三季度,公司电厂燃气销量为 3.9亿立方米,同比上年( 3.07亿立方米)增长 27.04%,而上半年该部分销气量为3.24亿立方米,较上年同期 3.91亿立方米下降 17.10%。 根据公司下游客户深南电 A 于 2019年 10月 12日披露的《 2019年前三季度业绩预告》 显示,第三季度由于天然气价格比第一季度、第二季度略有下降, 深南电 A 第三季度发电量大幅高于第一季度和第二季度。 我们判断, 第三季度燃气价格下降以及外省水电外送广东电量降低, 是公司电厂燃气销量回升的主要原因。 ? 非居民用气销售价格下调, LNG 码头投产增大业绩弹性根据深圳市发改委于 2018年 12月 29日下发的《深圳市发展和改革委员会关于调整我市管道天然气非居民用气销售价格的通知》,自 2019年 1月 1日起,工商业用气最高限价由 4.49元/立方米下调至 4.39元/立方米,西气东输二线管道天然气供应燃气电厂最高限价由 2.48元/立方米下调至 2.33元/立方米。燃气价格下调将压缩公司的盈利空间。 根据公司于 2019年 8月 19日发布的《 关于深圳市天然气储备与调峰库工程试投产的公告》,深圳天然气储备与调峰库工程于 2019年 8月 18日试投产。该工程建有一座 5万吨级 LNG 接卸码头,项目投产后,能够打通公司气源采购通道,实现产业链延伸。 与国内 LNG 价格相比,进口LNG 价格较低, 据 Wind 数据显示, 10月 30日, LNG 到岸价报收1.53元/立方米,国内 LNG 出厂价报收 2.55元/立方米,差价为1.02元, 因此深圳市天然气储备调峰工程赋予公司低成本燃气采购渠道, 有利于降低公司的燃气成本, 在工商业用气价格下调环境下,增大公司业绩具有弹性。 ? 管道燃气需求有望进一步释放, 公司业绩有持续增 长潜力2019年 5月, 广东省发改委发布关于《广东省能源发展“十三五规划”》调整的通知指出, 广东省着力推进能源结构优化调整,加大珠三角核心区域和城市建成区老旧煤电机组关停力度,建设天然气发电替代电源,推进自备电厂、重点工作区域、重点行业“煤改气”工程,发展产业园区天然气热电联产, 替代分散燃煤小锅炉,鼓励天然气分布式能源的发展。同时,广东省发改委调增了 11个燃气发电厂项目以及 26个天然气分布式能源项目规模。预计未来,广东省内燃气发电、燃气分布式能源等天然气应用产业装机规模将会扩大,省内管道燃气需求将进一步提升。 此外,深圳老旧住宅区和城中村管道天燃气改造继续推进,管道天然气需求也将逐渐释放, 预计公司业绩有望持续增长。 投资建议由于第三季度燃气价格下降以及外省水电出力下降外送广东电量降低,下游电厂发电量增加带来公司电厂燃气销量的增长。 深圳市天然气储备调峰工程投产后将有助于降低公司天然气采购成本,增大公司业绩弹性。考虑到未来广东省天然气应用产业规模的扩张以及深圳老旧住宅区、城中村改造的持续推进, 未来燃气需求将进一步释放,预计公司业务稳步增长。我们预计 2019-21年公司营业收入分别为 140.11亿元/158.50亿元/180.26亿元,归母净利润分别为 10.63亿元/12.45亿元/14.30亿元, EPS分别为 0.37元/0.43元/0.50元。 首次覆盖,给予公司“增持”评级。 风险提示1) 老旧住宅、城中村改造进展不及预期; 2) 工商业用气价格进一步下调; 3) 广东省内天然气应用项目推进不及预期。

三季度发电增速下滑,营收放缓。 2019年第三季度,公司单季发电151.24亿千瓦时,环比增加10.76亿千瓦时,环比增速为7.66%,较二季度发电增速20.72%下降13.06pct。拆分区域来看,主要受机组检修及区域外送机组逐步投产等因素影响,蒙东和华北地区三季度发电量环比分别下降36.84%和9.32%;蒙西地区和林发电今年8月份投产两台机组,同时地区总体负荷增长较快,蒙西在第三季度环比实现25.41%的增长,拉动公司三季度发电总量。前三季度营收增速5.67%较上半年增速6.49%下滑0.82pct。 上网电价继续下降,净利润环比减少。 继上半年平均上网电价同比降低0.54%之后,公司第三季度电价继续降低,前三季度平均售电单价为251.59元/千千瓦时,同比减少2.11元/千千瓦时,同比降低0.83%。在季度发电量环比增长7.66%的情况下,公司归母净利润环比减少明显,下降幅度为15.24%,我们判断三季度电价降低和度电发电成本的增加共同造成公司归母净利润环比减少。 优质风电进度符合预期,有望拉动板块表现。 根据北极星风力发电网新闻,2019年10月15日,锡林浩特乌达莱475MW风电项目完成238台风机基础浇筑完成,同时完成了52台风机吊装,计划2020年实现项目完工并投产运行。预计项目投产后,受益于优质风力资源,项目风机利用小时数有望超过3000,所发电能可通过锡盟-泰州特高压实现外送,或成为风电板块新的增长点。 投资建议 公司2019年前三季度营收同比稳步增长,在蒙西地区负荷需求保持一定增速的情况下,公司未来业绩有望得到持续支撑。我们预计公司2019-2021年的收入分别为144.18亿元、149.66亿元和154.45亿元,同比增速分别为4.91%、3.80%和3.20%;归母净利润分别为13.12亿元、14.59亿元和15.67亿元,同比增速分别为67.66%、11.19%和7.42%,对应EPS分别为0.23、0.25、0.27元/股,对应PE分别为13、12、11倍。首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 1)发电量不及预期;2)燃料成本上涨;3)售电单价继续下滑;4)新项目进度滞后于预期。

事件概述公司发布 2019年第三季度业绩报告: 报告期内公司实现营业收入 8.59亿元,较上年同期增长 40.06%;营业成本为 3.93亿元,较上年同期 40.06%;归属于上市公司股东的净利润 3.11亿元,同比上期上升 39.19%,基本每股收益 0.75元,同比上期增长 38.89%。 分析判断? 经营模式稳定,项目密集投产促进业绩快速增长2019年前三季度,公司新投运项目包括攀枝花旺能( 800吨/日)、河池旺能( 600吨/日)、南太湖四期( 750吨/日),同时,根据公司公告, 2019年 6月许昌旺能( 2250吨/日) 转入试运营, 预计垃圾日处理能力较 2018年末增加 4400吨,公司日处理能力增至 1.64万吨。 此外, 公司淮北旺能、舟山旺能三期、台州旺能三期、公安旺能等工程项目持续推进,后续项目持续落地将会进一步扩充公司处理能力。 上半年,公司完成垃圾入库量203万吨,实现发电量 6.47亿度,创公司年度运营新高。 公司项目经营模式包括 BOT、 BOO、 PPP、以及垃圾中转站四种模式,特许经营期限较长,为公司提供稳定的收入来源,近三年来,公司经营活动现金流量净额均保持在较高水平, 2019年前三季度,公司实现经营活动现金流量净额 4.30亿元,同比增长 42.07%。 ? 规模优势贡献高毛利率,业务延伸或提供新增长点作为我国固废处理龙头企业之一,公司具有显著规模优势,近两年来销售毛利率均在 50%以上, 2019年前三季度,公司实现毛利率 54.22%,同比提高 2.09个百分点。 近年来, 由于浙江省生活垃圾末端处理设施超负荷运行, 浙江省垃圾处理设施建设投资不断增加, 受此利好因素影响, 公司业绩快速增长。 与此同时,公司采取“以点带面”的营销模式,形成以浙江为中心,覆盖山东、河北、四川、贵州等区域的市场格局。目前, 公司已在浙江、湖北、四川、河南、安徽、广东、广西等多省份投资、建设垃圾焚烧发电项目。随着公司经营范围进一步扩大, 未来或将促进公司签单数量的不断增加。 ? 基建加码叠加政策支持, 固废处理市场空间广阔2019年 8月,根据“十三五”中期评估结果,浙江省发改委、省建设厅发布《关于调整浙江省城镇生活垃圾无害化处理设施建设“十三五”规划、浙江省城镇污水处理设施建设“十三五”规划的通知》, 将“十三五” 期间生活垃圾无害化处理设施建设计划投资额由 174.8亿元提升至 391.8亿元,新建处理设施投资额由 86.2亿元提升为 290.6亿元;同时,垃圾焚烧作为主要的垃圾处理方式之一,垃圾焚烧比重逐年增大,《 “十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》指出,到2020年底,设市城市生活垃圾焚烧处理能力占无害化处理能力 的 50%以上,其中东部地区达到 60%以上。 由于政策加码以及“十三五”进入最后冲刺阶段,预计公司业绩有较大增长空间。 投资建议作为我国固废处理领军企业,公司在建项目储备丰富获单能力较强,在国内具备显著的规模优势。浙江省加码垃圾处理设施建设及国内大力发展循环经济、提高垃圾资源化利用率背景下,预计公司未来业绩将快速增长。由此我们预计公司 2019-2021年营业收入分别为 1129.24/1468.02/1879.06百万元,EPS 分别为 0.96/1.19/1.45元,当前股价对应 PE 为 18/15/12倍, 首次覆盖, 给予“增持”评级。 风险提示1)在建项目进度不及预期; 2)未来新项目签署进展不及预期; 3)垃圾焚烧发电上网电价下降。

一、 事件概述公司发布 2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入 203.63亿元,较上年同期上升 6.00%;营业成本为 43.81亿元,较上年同期上升 31.85%;归属于上市公司股东的净利润 87.57亿元,同比上期增长 5.38% ,基本每股收益 0.39元,同比上期增长 0.59%。 二、 分析与判断流域来水偏丰提升发电量,带动公司上半年营收小幅探涨。 公司2019年上半年共完成发电量 853.89亿千瓦时,同比上升 5.01%。流域来水方面,三峡水库来水量约为 1587.35亿立方米,较去年同期偏丰6.61%, 使梯级电站三峡电站和葛洲坝电站分别完成发电量 408.25亿千瓦时和 87.46亿千瓦时,较上年同期分别增加 4.91%和 3.04%;溪洛渡水库上半年来水量为 417.54亿立方米,同比偏枯 1.68%,其梯级电站溪洛渡电站和向家坝电站分别完成发电量 228.09亿千瓦时和 130.09亿千瓦时,分别同比增加 6.58%和 3.96%。 流域来水偏丰致发电量提升及电价的稳定性,带动公司上半年营收小幅探涨,上升 6%。 精准把握发债窗口, 资本运营取得新成效。 上半年债券市场总体保持低位震荡,公司精确把握窗口,发行 6期共计 150亿元债券,去年同期发行 3期共计 100亿元,发行期数和规模均创同期历史新高,新增债券综合成本 3.41%,较去年同期大幅下降约 90bp,使得上半年财务费用减少 2.07亿, 同比降低 7.25%。其次,公司上半年新增对外投资 72.09亿元,实现投资收益 19.06亿元,虽较去年同期的 22.94亿元有小幅下降,但仍保证了公司投资收益的相对稳定。 此外,公司作为现金流大牛, 2019年 6月 30日现金及其等价物较 2018年 12月 31日增加约 20亿元,大幅度提升了公司的营运能力,降低了偿债风险,提升债权人对公司的信心。 另外,在公司经营业绩及营销的推介下,公司的市值首次突破了 4000亿元,并于报告期内最高达 4026亿元。 整体来看,今年上半年公司资本运营成效显著。 随着后两年白鹤滩和乌东德电站的投产,发电量将迎大幅提升。 公司作为全球最大的水电上市公司,截止 2019年 6月 30日共拥有装机容量 4549.5万千瓦,占全国水电装机的比例为 12.92%。公司目前在建的水电站有白鹤滩电站和乌东德电站,其装机容量分别为 1600万千瓦和 1020万千瓦,共占目前装机总容量的 57.6%。其中,白鹤滩电站预计 2021年 7月首批机组发电, 2022年 12月全部工程竣工,预计年发电量为 624万千瓦;乌东德电站预计 2020年 7月首批机组发电, 2021年 12月全部工程竣工,预计年发电量为 389万千瓦。鉴于此,我们预计公司的发电量将在 2020年开始逐步上涨,到 2023年实现大幅度提升。 三、 盈利预测与投资建议公司上半年受益于流域来水偏丰,发电量实现小幅探涨。随着白鹤滩和乌东德电站机组的陆续投产,我们预计公司发电量将有大幅的提升。 我们预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 1.06、 1.07、 1.08元/股,对应 PE 分别为 16、 16、 16倍, 给予“ 买入”评级。 四、 风险提示 1、 区域来水量不及预期; 2、 全社会用电量增速不及预期; 3、 电力结算价格下降。

一、事件概述 公司发布2019年半年度报告:报告期内,公司实现营业收入151,963.53万元,同比增长32.32%;实现营业利润16,497.81万元,同比增长37.20%;实现归属于上市公司普通股东的净利润14,131.51万元,同比增长33.11%;实现扣非后净利润14,103.13万元,同比增长36.73%。 二、分析与判断 水污染治理业务为业绩增长贡献最大,运营资产规模有待释放。公司本期主营业务收入主要来自于环境综合治理业务中的水污染治理、土壤修复、供水工程业务。2019年上半年,水污染治理业务收入为10.86亿元,占主营业务收入的比例为71.47%,同比增长38.64%,为营收增长主要动力;土壤修复业务收入为1.69亿元,同比增长18.29%;供水工程业务收入为1.08亿元,同比增长146.99%。环境综合治理业务中的二氧化氯制备及清洁化生产、固废处置及其他业务较上年同期均有不同程度的下降,降幅分别为-91.63%/-52.12%/-57.55%。此外,专业技术服务收入为0.6亿元,同比增长39.04%;运营收入为4.58亿元,同比增长270.16%。运营收入增长较快,主要是因为随着公司的项目陆续进入运营期,运营资产规模不断扩大,未来运营收入或许会成为公司营业收入的新增长点,占总营收的比重将逐年增加。订单充沛保障未来业绩,业务订单结构一步优化。截至8月29日,公司在手合同累计达151.50亿元,充足的订单储备体系支撑公司业绩持续、稳定增长。其中,水污染治理合同额121.53亿元,占比80.22%,同比增长13.28%,水污染治理业务仍为公司业务重心。2019年上半年,公司重视优化经营策略、加强项目回款和风险管控,新签订单主要以EPC、EP及专业技术服务为主,主要集中在支付周期短、资金回笼有保障、民生属性较强的订单,该类型订单具有按节点付款,回款有保障等优势,未来可以产生可靠的现金流入。报告期内,新签订单51个,合同金额总计152,731.06万元,同比增长108.9%。其中,已签订合同27个,已签订合同总额为30,582.41万元。上半年公司无新增PPP项目。公司业务订单结构及业务模式进一步优化。 政策支持不断加码,看好公司作为水处理行业龙头优势。7月2日,财政部发布《城市管网及污水处理补助资金管理办法》,规范和加强城市管网及污水处理补助资金管理。7月18日,四部门联合印发了《关于进一步加快推进中西部地区城镇污水垃圾处理有关工作的通知》,积极推进中西部地区城镇污水垃圾处理设施建设。《通知》特别指出,要将污水处理费标准调整至补偿污水处理和污泥处置设施运营成本并合理盈利水平。中西部地区城镇污水垃圾处理类项目预计在政策利好推动下获加速推进。报告期内,公司华中地区营业收入为4.94亿元,同比增长148.79%,占比32.5%,较上年同期增加15.25个百分点;华南地区收入6.42亿元,同比增长6.40%,占比42.2%,较上年同期下降10.3个百分点;西南地区收入1.52亿元,占比10%,同比下降23.77%。公司作为广西本土环保龙头企业,在华南地区的增长速度稍有减缓,占比持续下降。公司积极向华南地区以外拓展,中西部地区污水处理获政策加持,有利于公司在中西部地区开拓市场。 三、盈利预测与投资建议 公司2019年上半年营收增长符合预期,水污染治理业务为业绩增长贡献最大。目前公司在手订单充沛,且业务订单结构持续优化。随着污水处理政策支持不断加码,公司作为全国领先的水处理企业,预计2019-2021年EPS为0.84/1.08/1.35元,当前股价对应13/10/8倍PE,维持“增持”评级。 四、风险提示 1、项目实施进度不及预期;2、资金面承压;3、国家环保政策推进不及预期。

监测设备市场竞争趋于激烈,运营及环境管理咨询业务为业绩增长贡献主力。2019年,大气监测设备市场继续下沉,不断延伸到区县、乡镇等市场,监测设备市场竞争趋于激烈,但公司在大气监测、网格化监控系统仍占有较高的市场份额。上半年公司在环境监测系统方面的营业收入为4.2亿元,同比下跌3.59%;营业成本为2.3亿元,同比上涨7.98%;毛利率为43.81%,同比下降6.02%。近年来行业进入者增多,短期内可能对公司的经营业绩造成一定冲击,但公司产品的性能和质量处于国内领先水平,大部分竞争对手从经营规模、技术水准等方面对公司的长远发展不构成影响。相比业绩略微下滑的环境监测系统业务,上半年运营及环境管理咨询业务实现1.66亿元,较去年同期增长127.92%,对公司营收增长的贡献率为73%。该业务占公司营业收入的比重上升至24.8%,较去年同期增加了11.4%;营业成本为0.67亿元,同比上涨125.06%;毛利率为59.57%,同比上涨0.51%。 公司财务指标不断优化,强化回款现金流改善明显。公司销售毛利率、净利率分别为46.54%、14.47%,较去年同期基本持平;销售费用率/管理费用率/财务费用率分别为12.82%、15.11%、-0.13%,较去年同期降低0.01/2.3/-0.34个百分点,其中管理费用降幅较大,主要原因为公司在实现营收近24%增长的同时,管理费用几乎与去年同期持平,未有大幅增长的情况发生,表示公司在费用控制方面管理较好。 资产负债率为20.64%,较去年年末下降4个百分点,公司自上市以来未有长期借款,短期借款仅为2018年年末增加的1.34亿,主营业务回款情况良好。收现比为84.53%,同比提升近30个百分点,报告期内经营活动产生的现金流量净额转正,为431.17万元,较上年同期的-3.52亿元,提升101.23%,主要原因为上半年公司强化回款,通过一系列措施,使公司现金流状况得到改善,降低了经营风险。 督查常态化使环境监测和治理需求持续增长,研发创新巩固公司龙头地位。2019年1月召开的全国生态环境保护工作会议,要求聚焦打好污染防治攻坚战标志性战役,提出了全面推进蓝天保卫战、着力打好碧水保卫战、稳步推进净土保卫战。2019年7月,第二轮第一批中央生态环境保护督察全面启动。环境治理将以“效果化”为导向,进入强监管时代。在环保趋严和督察常态化的背景下,政策支持持续加码,环境监测和治理需求持续增长。公司作为国内高端环境监测仪器仪表领军企业,有望持续享受政策红利。公司持续推动研发创新工作,不断巩固行业龙头的地位。报告期内,公司新研发了污染源质控设备、恶臭、尾气等监测设备,进一步丰富了公司产品线;完成2项科研项目验收,其中“环境大气中细粒子(PM2.5)监测设备开发与应用”项目为国家重大科学仪器设备开发专项,打破了国外产品在国内市场的垄断销售。在行业前景向好和公司技术不断突破的背景下,预计公司将继续平稳增长。 盈利预测与投资建议 2019年上半年,公司营收增长符合预期,监测系统收入小幅下降,运营及环境管理咨询业务为业绩增长贡献主力。新增项目数量增加,订单总额下降。回款能力增强,经营现金流转正。在环保趋严和督察常态化的背景下,环境监测和治理需求持续增长。公司作为国内高端环境监测仪器仪表领军企业,预计公司2019-2021年EPS为0.58/0.71/0.84元,当前股价对应17/14/11倍PE,维持“买入”评级。 风险提示 1、2019年订单业务拓展不及预期;2、公司回款不及预期;3、国内环保监管放松。

一、事件概述 公司发布2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入34.03亿元,较上年同期上升17.74%;营业成本为28.83亿元,较上年同期上升8.18%;归属于上市公司股东的净利润2.55亿元,同比上期增长955.17%,基本每股收益0.23元,同比上期增长954.59%. 二、分析与判断 发电量增长及燃料成本下降,推动公司利润大幅度增长。2019年上半年,公司完成发电量88.44亿千瓦时,较上年同期上升16.34%;上网电量83.13亿千瓦时,较上年同期上升16.4%。主要控股参股火电企业荆门公司、荆州公司、汉川一发、长源一发上半年发电量分别为29.8、18.06、32.39、6.93亿千瓦时,同比增长10.86%、31.06%、19.87%、-1.14%。报告期内,公司累计完成入炉综合标煤单价747元/吨,同比下降32.42元/吨,降幅4.16%。以上合计净增加营业利润约2.9亿元,为公司上半年归母净利增长的主要原因。 湖北省今夏高温干旱少雨,火电顶发保供功劳大。上半年湖北各大产业和城乡居民生活用电全面增长,湖北全省累计发电1350.71亿千瓦时,增长4.92%;全社会累计用电1039.18亿千瓦时,增长8.83%。由于上半年湖北省内各流域来水不均,绝大部分水电厂出力不同幅度下降,三峡发电406.10亿千瓦时,同比增长4.92%;不含三峡,水电厂发电197.40亿千瓦时,下降21.20%。从利用小时数来看,上半年湖北省水电发电设备平均利用小时数为1668小时,同比下降91个小时。在发用电供需两旺,水电出力不足的背景下,湖北省火电及时顶发保供。火电厂发电687.20亿千瓦时,增长21.73%。火电厂发电量占全社会用电量的66.13%,较上年同期上升了7个百分点。火电发电设备平均利用小时数为2253小时,同比上涨224个小时。得益于此,公司2019年上半年火电发电小时数2414小时,同比增长333个小时。从湖北省7月份电力运行情况看,依旧是延续上半年态势,水电厂发电同比下降10.07%;火电厂发电同比增长12.33%。而从湖北省气象局8月20日召开的天气新闻发布会来看,湖北省今夏高温干旱少雨,7月20日以来,中东部地区高温日数长达20~31天,较常年同期偏多16天左右;全省平均降水量78.5毫米,较历史同期(154.7毫米)偏少近5成,火电顶发保供形势还将持续,公司下半年发电量仍将保持较高增速。 蒙华铁路预计10月全线开通,铁路运力增加将促使煤价回落,增厚公司利润。蒙华铁路是国家“北煤南运”的战略大通道,北起内蒙古鄂尔多斯,经陕西、山西、河南、湖北、湖南,终至江西吉安,全长1813.544公里。7月完成全线铺轨,8月开始动态检测,预计10月全线开通。蒙华铁路建成意味着三西低开采成本煤炭外运能力进一步增强,将促使煤炭价格回落。而且湖北作为蒙华铁路进中部第一个省份,相对距离煤炭产地较近,无疑当地火电企业将直接受益于低成本煤炭。公司作为在湖北省深耕多年的火电企业,将享受煤炭采购成本下降的优惠,公司利润有望进一步增长。 三、盈利预测与投资建议 2019年上半年,湖北省用电需求增长强劲,水电发力不足,促使火电发电增加,使得公司2019年上半年发电量增加。再加上燃料成本下降,推动公司利润大幅度增长。从湖北省7-8月气象情况看,高温干旱少雨,火电仍延续上半年顶发保供态势,公司下半年发电量预计仍将保持较高增速。蒙华铁路预计10月全线开通,公司作为湖北省主要的火电发电企业,采购成本有望下降,预计利润将进一步增加。预计2019-2021年EPS为0.32/0.46/0.61元,当前股价对应18/12/9倍PE,维持“买入”评级。 四、风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、湖北省用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降;4、湖北省降水量超预期。

上网电价小幅上调,加大供热市场开发,带动公司营收小幅探涨。2019上半年,公司控股运营的9家发电公司共完成上网电量185.88亿千瓦时,同比下降0.1%;平均上网电价为317.59元/兆瓦时,同比增长0.2%;实现售电收入59.03亿元,同比增加0.1%。河北省上半年全社会用电量1863亿千瓦时,同比增长7.05%,发电量1446.6亿千瓦时,同比增长6.51%,公司作为河北省最大的独立发电公司,上半年的发电量占全省的13.77%,拥有较高的市场占有率,形成规模优势,保障年发电量的稳定。此外,上半年公司完成售热量2508万吉焦,同比增长23.6%;实现售热收入7.53亿元,同比增长15.11%。这是由于供热机组供热规模扩大,其中控股子公西电公司和西二公司向石家庄市区供热面积增加到3180万平方米,邢台热电工业热网项目、任丘热电工业开发区热网项目于2018年下半年实现供热。在未来,热力公司南和县集中供热项目、衡水桃城区集中供热项目计划于今年供暖期实现供热,进一步增加售热收入。 上半年入厂标煤同比降低35.29元/,是净利润大幅提升的主因。2019年上半年公司售电成本为46.13亿元,同比下降4.16%,毛利率上升3.47%。其主要原因是上半年公司平均标煤价格同比降低35.29元/吨,单价为613.31元/吨,这是因为:1)市场煤价整体下跌,以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例,1-6月份均价为609元/吨,同比回落62元/吨,跌幅9.24%;2)公司与国有大型煤企集团合作,着力开发直供煤煤源,推广煤矿+第三方物流到厂模式,优化燃煤结构,提高经济煤掺烧比例;3)公司位于京津冀区域腹地,该地作为资源与负荷双中心,使公司可以获得稳定的煤炭供应,控制采购成本。未来看好煤价继续走弱,有助于公司燃料成本的持续降低。净利润大幅提升的另一原因是发电机组效能指标的提升,2018年全年平均供电煤耗同比下降5.35克/千瓦时,可以预计2019年煤耗与2018年同期相比也有所下降。 新机组的投产和供热规模的扩大将成为未来营收增长点。截至2019年6月末,公司控制运营装机容量780万千瓦,控制在建装机容量70万千瓦,权益运营装机容量832万千瓦。其中公司拥有的发电机组均为30万千瓦以上的机组,容量大、效率高,发电机组平均利用小时数为2555小时,高于全国火电平均小时489小时。在2019年7月,公司控股的遵化热电项目#1机组正式投产,装机容量为35万千瓦,#2机组也于8月份完成冲管工作,预计可以在下半年投产运营,届时将增加公司装机容量35万千瓦,下半年的发电量可小幅增长。此外,公司参股的项目山西盂县2×1,000MW项目工程建设进展顺利,已完成对内蒙古查干淖尔煤电一体化项目的尽调工作。另外,公司90%以上的机组为热电联产机组,在京津冀蓝天保卫战背景下,集中供热需求的不断增长,而随着热力公司南和县集中供热项目、衡水桃城区集中供热项目2019年供暖期的投产供热,公司售热收入将迎新增长。 盈利预测与投资建议 随着公司下半年项目机组的投产及供热规模的扩大,加上动力煤价格走弱的较强确定性,我们看好公司业绩的不断改善。我们预计2019-2021年EPS分别为0.36、0.52、0.59元/股,对应PE分别为16、11、10倍,给予“买入”评级。 风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、全社会用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降;4、机组投产不及预期。

一、 事件概述公司发布 2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入 105.88亿元,较上年同期上升 63.66%;营业成本为 43.81亿元,较上年同期上升 31.85%;归属于上市公司股东的净利润 28.16亿元,同比上期增长 224.77% ,基本每股收益 0.16元,同比上期增长 220%。 二、 分析与判断上半年公司发电量同比增长 57.13%,主要缘于机组投产及流域来水偏丰。 公司 2019年上半年发电量为 538.85亿千瓦时,同比增长57.13%,新增装机容量及流域来水量偏丰合计贡献了增发电量的95.53%。 1)乌弄龙水电站 2/3/4号机组分别于 2019年 4月 6日/6月7日/7月 13日投产,合计增加装机容量 49.5万千瓦;里底水电站 2/3号机组分别于 2019年 1月 1日/5月 1日投产,合计增加装机容量 28万千瓦;黄登水电站 4号机组于 2019年 1月 1日投产,增加装机容量47.5万千瓦;大华桥水电站 4号机组于 2019年 1月 1日投产,增加装机容量 23万千瓦。至此以上 4个电站全部机组投产完毕,合计增加公司装机容量 148万千瓦, 澜沧江上游五厂所有机组均已全部投产完成。 4个电站 2019H1合计发电量为 74.71亿千瓦时,同比增发 73亿度电,对公司上半年增发电量的贡献值为 37%。 2)西藏地区受厄尔尼诺影响,春季气温创 19年新低, 4月中旬随着气温回升,冰雪才开始融化,为澜沧江、金沙江提供了偏丰的来流(较多年平均偏丰 4-5成),使得 4-5月两江来水和省内其他流域来水形成鲜明的对比。澜沧江流域的苗尾、功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪水电站上半年发电量同比均有 30-60%的涨幅,以上 6个水电站 2019H1合计发电量为 406.88亿千瓦时,同比增长 39.8%,对公司上半年增发电量的贡献值为58.63%。 省内用电量及西电东送量双增长,有效保障多发水电消纳量。 2019年上半年,云南电网发电量为 1446.14亿千瓦时,同比增长16.97%,其中水电发电量 1021.43亿千瓦时,同比增长 27.86%。省内发电量的大幅增长,其完成消纳主要得益于省内用电量及西电东送量的双增长。 1)上半年云南省全社会用电量同比增长 6.7%,增速较去年同期回落,但仍高于全国用电增速 1.7个百分点,且是近几年中一个相对较高的增速,其中第二产业拉动用电量增长 3.53个百分点,贡献率为 52.61%,对全省用电拉动作用明显。 2)上半年西电东送电量达到 636.8亿千瓦时,同比增长 38.3%,比年度计划( 440.8亿千瓦时) 增送 196亿千瓦时,有效促进了云南省清洁能源的消纳。公司上半年发电量同比增长 57.13%, 主要得益于以上两个条件,才可以保障公司上网电量实现 57.24%同样幅度的增长,从而转化为公司营收及利润的增长。 待开发水电资源充裕,市场化竞价优势明显。 澜沧江水能资源可开发量达 3200万千瓦, 公司拥有澜沧江全流域水能资源的开发权。目前,云南境内中下游段水电站基本建设完毕,上游云南段水电站包括托巴水电站、古水水电站处于在建状态, 上游西藏段处于前期工作阶段, 公司可开发装机容量较为充裕。 根据国家发展和改革委员会《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。 面临竞争愈加激烈的电力市场环境, 一方面,公司是装机规模第二大的水电企业,待开发容量大,规模优势明显;同时,水电成本低廉,主要营运费用由折旧费用构成,边际成本逐年递减;另一方面, 作为国内较早参与电力市场化交易的公司之一,公司探索出能有效适应市场变化的营销策略,交易电价在市场中处于最高水平。 三、 盈利预测与投资建议公司上半年受益于电站投产及流域来水偏丰,发电量同比增长57.13%, 2018-2019两年为公司机组投产大年,预计公司全年发电量都将保持较高的增速。云南省较高的用电量需求增速以及西电东送通道的顺畅,为公司增发电量实现消纳上网提供了基本保障。 我们预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.27、 0.23、 0.24元/股,对应 PE 分别为 18、 21、 20倍, 给予“ 买入”评级。 四、 风险提示 1、 区域来水量不及预期; 2、 全社会用电量增速不及预期; 3、 电力结算价格下降。

一、事件概述 公司发布2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入80.31亿元,较上年同期上升0.88%;营业成本为697.35亿元,较上年同期下降26.64%;归属于上市公司股东的净利润6.80亿元,同比上期增长124.81%,基本每股收益0.10元,同比上期增长150%。 二、分析与判断 新机组陆续投产外加并购热电企业,带动公司发电量大幅增长。2019上半年,公司下属控股各运行发电企业共完成发电量309.04亿千瓦时,同比增长22.44%;实现平均售电单价259.74元/兆瓦时(不含税),同比增长2.94%。2018年下半年,涿州京源热电#2机组、京能五间房电厂项目#1机组正式投产,增加公司装机容量101万千瓦,贡献发电量约27亿千瓦时,占上半年发电量的8.74%;2019年上半年,京能五间房电厂项目#2机组、京能十堰一期#2机组通过168小时试运行,岱海发电#1#2机组完成技术改造投入运营,共增加公司装机容量242万千瓦瓦,贡献发电量约12.2亿千瓦时,占上半年发电量的3.95%;此外,公司于2018年末收购的内蒙古京宁热电、于2019年4月并购的内蒙古京海煤矸石发电共增加公司装机容量136万千瓦,贡献发电量50.18亿千瓦时,占上半年发电量的16.24%。上述新机组的投产及热电企业的并购成为上半年营业收入增长的主要动力。另外,吕临发电2*35万千瓦,预计2019年8月1日、9月1日投产;京欣发电2*35万千瓦,预计2019年8月31日、11月30日投产;京秦热电2*35万千瓦,预计2019年11月30日、2020年1月投产,合计增加运营规模210万千瓦,为公司在2019年下半年和2020年继续营收高增长打下基础。 上半年入厂标煤同比回落3.9%,多举措协同降低燃料成本。2019年上半年入厂标煤单价同比降低16.05元/吨,降幅达到3.9%。反观2019年市场煤价,以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例,1-6月份均价为609元/吨,同比回落62元/吨,跌幅9.24%。可见公司燃料成本大幅低于行业整体,有以下几点原因:1)公司主要电力资产处于内蒙古、山西、宁夏、河北等大型煤电基地及附近,以坑口电站为主,形成区域布局优势,使煤价具备成本优势;2)公司发挥协同管理职能,促进与大型煤企的战略合作,增加长协煤合同比重,扩大市场煤供应商来源,实施市场煤网上竞价阳光采购,积极研判动力煤期货市场走势,实行错峰采购,科学开展劣质煤掺烧;3)公司于2018年收购北京京能电力燃料有限公司,进一步节约公司的燃料采购成本。4)科学开展劣质煤掺烧,岱海、盛乐、宁东、京玉等电厂,均在确保机组安全稳定运行的前提下,提高煤泥的掺烧比例,降本增效。未来看好煤价持续下行,持续惠及公司降低成本。 未来两年迎电厂密集投产期,燃料端成本大幅下行可期。截至2019年6月末,公司控制运营装机容量1424万千瓦,控制在建装机容量454万千瓦,权益运营装机容量1,652万千瓦。2019年下半年,吕临发电#1机组、京能秦皇岛机组、京能双欣机组预计将投产运行,规模达210万千瓦;2020年,内蒙古京泰发电#1机组、京煤滑州热电机组也将陆续投产,新增装机容量103万千瓦。未来两年将是京能电力产能密集投放期,新项目的不断投产可保公司发电量持续增长。动力煤炭自2016年供给侧改革大涨之后,高位横盘已近3年时间。7月份发电量同比增长0.6%,比上年同期回落5.1个百分点;用电量同比增长2.7%,比上年同期回落4.1个百分点,发电及用电量全面走弱。而从7月煤炭供给的累计同比数据来看,供给端呈现增速较快的趋势,动力煤逐渐进入供大于求的格局,再加上经济疲软下游需求不足,价格走弱的确定性较强,公司盈利将逐步改善。 三、盈利预测与投资建议 随着公司项目机组的陆续投产,以及动力煤价格走弱的较强确定性,我们看好公司业绩的不断改善。我们预计2019-2021年EPS分别为0.24、0.49、0.60元/股,对应PE分别为14、7、6倍,给予“买入”评级。 四、风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、全社会用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降;4、机组投产不及预期。

一、事件概述 公司发布2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入65.83亿元,较上年同期上升6.69%;营业成本为52.41亿元,较上年同期上升10.03%;归属于上市公司股东的净利润5.95亿元,同比上期降低6.85%,基本每股收益0.21元,同比上期降低4.55%。 二、分析与判断 上半年业绩低于预期,主要缘于天然气销售量增速放缓。公司2019年上半年天然气销售量为14.07亿立方米,同比增长2.25%,增速较上年放缓27个百分点。1)深圳地区管道天然气销售量为8.77亿方,同比降低5.09%,增速较上年放缓23个百分点。其中电厂销售量为3.2亿立方米,同比降低18.16%,增速较上年放缓48个百分点;深圳区域除电厂外客户管道天然气销售量为5.57亿立方米,同比增长4.5%,增速较上年同期放缓4.2个百分点。由上可知,深圳区域管道天然气销量下降的主要原因,在于电厂天然气采购量大幅下降。2)深圳区域外管道天然气销量为5.3亿立方米,同比增长17.52%,增速较上年放缓47个百分点。主要原因为2018H1市外新增6个燃气项目,深圳以外地区管道天然气客户净增19.59万户,而2019H1年市外新增2个燃气项目,深圳以外地区管道天然气客户净增7.45万户,市外并购拓展放缓所致。上网价格下调、燃料成本上浮、市场化交易让利及西电东送电量加大,均为当下燃机电厂少用气少发电的主要原因。1)广东省发改委自2018年7月1日起,将广东省燃气机组上网电价调低5分/千瓦时至0.665元/千瓦时,严重影响了燃机盈利性。2)占燃机发电成本超70%的天然气,销售价格于2018年冬季、2019年春夏季均遭中石油、中海油全面上浮,进一步压缩燃机盈利空间。3)广东省电力市场化交易安排中规定,2018年除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂需参与市场化交易,2019年燃气电厂(不含广州大学城天然气分布式能源站)需全面参与市场交易。2018年参与市场化交易的燃机电厂度电平均让利6-7分钱,在被降上网电价之前已经实现了工商业让利。4)西电东送广东电量不断加大,2017年为1781.66亿千瓦时,2018年为1927.24亿千瓦时,预计2019年超2000亿千瓦时。夏季高峰时段不再缺电,让大部分参与调峰的燃机失去了发电机会,从而减少了天然气使用量。运营广东省3座燃机发电厂的深圳南山热电股份有限公司,其下属发电厂2019H1上网电量同比减少73.58%,公司表示在 当前的上网电价政策环境及天然气价格水平下,公司燃机发电业务举步维艰,受此影响公司上半年营收同比下降了62%,归母净利润出现亏损。综上所述,预计短期内燃机电厂天然气消费量下降的趋势将不可逆转。城中村天然气改造或提速,调峰库日前投产保气源。截止上半年,深圳管道天然气用户为205.88万户,但与此同时,深圳还有超过1000万人大约300万户,居住在1836个城中村中,由于历史等复杂原因,大量的城中村还没有通上管道天然气。近年来,深圳市政府将城中村管道天然气改造提升作为重要的民生工程,力争通过3年时间的努力,到2020年完成100万户城中村管道天然气改造,到2022年再完成100万户,确保到2020年管道天然气普及率达到70%、到2022年达到80%,以达到国内先进水平。公司2018年完成城中村改造8.27万户,今年上半年完成城中村改造10.17万户,距离2020年完成100万户的目标还相差较多,时间紧任务重,公司或在今明两年加快推进进度。公司投资的周转能力为10亿立方米的天然气储备与调峰库已于2019年8月18日试投产,公司由此具备独立的气源采购渠道,储气调峰能力跃居全国前列,这将为深圳实现80%的天然气普及率保驾护航。 三、盈利预测与投资建议 公司上半年缘于天然气销售量增速放缓原因,公司营业收入较上年同期增长6.69%,归母净利同比下降6.85%,低于我们此前预期,其中电厂用气量同比下降17.10%。另外,为降低制造业运营成本,2019年起深圳工商业用气价格降低0.10元/立方米,预计全年影响公司毛利6000万左右。今年上半年全国天然气表观消费量同比增长10.8%,增速较去年下降6.7个百分点;天然气进口量同比增长11.6%,增速较去年下降27.7个百分点。基于全国天然气消费增速降低及公司当下运营情况,储备库8月试运营预计对2019年业绩影响有限,预计公司2019-2021年EPS为0.32/0.36/0.40元,当前股价对应19/17/15倍PE,给予“增持”评级。 四、风险提示 老城改造等深圳市内项目推进不如预期;异地项目拓展不顺;天然气价格上浮;液化石油气业务亏损;用气需求下降。

储备库项目投产试运行,深圳储气调峰能力跃居全国前列。深圳市燃气储备与调峰库于2014年正式开工建设,建有1座8万立方米的LNG储罐、24万立方米/小时的气化调峰设施、5套LNG槽车装卸系统,以及1座5万吨级LNG码头,能够接卸1至9万立方米LNG船舶,年周转能力为10亿立方米。该项目投产后,深圳市的液化天然气应急储备库容将从现有的2万立方米提升至10万立方米,应急保障能力升至7天以上,储气调峰能力跃居国内大中城市前列。近日中共中央、国务院发文支持深圳建设中国特色社会主义先行示范区,提出深圳需牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念,打造碧水蓝天的生态空间,如此高的战略定位,深圳未来势必再迎30年高速发展的,城市人口、工商业等将不断发展,势必形成不断增长的天然气消费需求。公司储备库项目的试投产,将为先行示范区的绿色高效发展提供保障。我们以LNG到岸价和中国LNG出厂价粗略估算进售价差,截止目前2019年平均价差为1.39元/立方米,2018年全年平均价差为0.7元/立方米,而公司2013年可研报告按照0.425元/立方米进售价差预测,项目达产后的税后净利润为1.53亿元。目前LNG进售价差好于2013年,项目此时投产定能实现更好的利润回报。 上半年业绩低于预期,缘于天然气销售增速放缓。公司近日发布业绩快报,2019年上半年公司营业收入为65.83亿元,较上年同期增长6.69%。其中天然气销售收入较上年同期增长5.82%,比上年同期增速放缓12个百分点,主要缘于天然气销售量增速放缓所致。2019年上半年天然气销售量为14.07亿立方米,同比增长2.25%,增速较上年放缓27个百分点,电厂、非电行业天然气销售增速均放缓。其中电厂天然气销售量为3.24亿立方米,较上年同期下降17.10%,增速放缓47个百分点,是天然气销售量增速放缓的主要原因;非电厂天然气销售量10.83亿立方米,较上年同期增长9.98%,增速放缓近18个百分点。 上网价格下调、燃料成本上浮、市场化交易让利及西电东送电量加大,均为当下燃机电厂少用气少发电的主要原因。1)广东省发改委自2018 年7 月1 日起,将广东省燃气机组上网电价调低5 分/千瓦时至0.665元/千瓦时,严重影响了燃机盈利性。2)占燃机发电成本超70%的天然气,销售价格于2018年冬季、2019年春夏季均遭中石油、中海油全面上浮,进一步压缩燃机盈利空间。3)广东省电力市场化交易安排中规定,2018年除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂需参与市场化交易,2019年燃气电厂(不含广州大学城天然气分布式能源站)需全面参与市场交易。2018年参与市场化交易的燃机电厂度电平均让利6-7分钱,在被降上网电价之前已经实现了工商业让利。4)西电东送广东电量不断加大,2017年为1781.66亿千瓦时,2018年为1927.24亿千瓦时,预计2019年超2000亿千瓦时。夏季高峰时段不再缺电,让大部分参与调峰的燃机失去了发电机会,从而减少了天然气使用量。运营省内3座燃机发电厂的深圳南山热电股份有限公司,其下属发电厂2019H1上网电量同比减少73.58%,公司表示在当前的上网电价政策环境及天然气价格水平下,公司燃机发电业务举步维艰,受此影响公司上半年营收同比下降了62%,归母净利润出现亏损。综上所述,预计短期内燃机电厂天然气消费量下降的趋势将不可逆转。 盈利预测与投资建议 日前公司储备库项目投产试运行,可使深圳市应急保障能力升至7天以上,保障高速前进的现行示范区深圳实现高效绿色发展,项目盈利性好弹性大。公司上半年缘于天然气销售量增速放缓原因,公司营业收入较上年同期增长6.69%,低于我们此前预期,其中电厂用气量同比下降17.10%。另外,为降低制造业运营成本,2019年起深圳工商业用气价格降低0.10 元/立方米,预计全年影响公司毛利6000万左右。今年上半年全国天然气表观消费量同比增长10.8%,增速较去年下降6.7个百分点;天然气进口量同比增长11.6%,增速较去年下降27.7个百分点。基于全国天然气消费增速降低及公司具体运营情况,储备库8月试运营预计对2019年业绩影响有限,预计公司2019-2021年EPS为0.32/0.36/0.40元,当前股价对应19/17/15倍PE,给予“增持”评级。 风险提示 老城改造等深圳市内项目推进不如预期;异地项目拓展不顺;天然气价格上浮;液化石油气业务亏损;用气需求下降。