2021年业绩转亏22亿元，高煤价压制盈利能力建投能源发布2021年业绩：收入150亿元（追溯前/后同比+6%/-2%），归母净利转亏22亿元，扣非后亏损23.6亿元，业绩低于华泰预测（盈利2.4亿元），主要是煤价大涨导致火电业务亏损。21Q4公司收入43亿元（同比-8%），归母净利转亏15亿元。调整煤价假设和毛利率，预计公司22-24年归母净利为-4.44/3.96/4.71亿元（前值：5.88/9.56/-亿元）。可比公司22年PB均值1.0x（Wind一致预期），公司当前股价对应22年0.82xPB。公司火电资产优质，给予公司22年1.0xPB，目标价5.11元/股（前值：5.40元，基于21年0.8xPB），维持增持评级。 发电量下滑，售热量增长，燃料成本大幅攀升2021年公司控股发电量同比下降7%至390亿千瓦时，平均利用小时数4261小时（2020：4657小时），较全国火电平均值低187小时，电量收入同比-7%；参股公司发电量同比上升11%至451亿千瓦时。供热规模扩大，2021年公司控股售热量同比增长2%，热量收入同比增长2%。燃料成本跟随煤价大幅上涨：2021年公司发电业燃料成本同比+43%，其中平均标煤单价同比涨54%至866元/吨；2021年公司长协煤到货率为73%，使得标煤单价优于同地区内其他发电集团。 制定“双碳”行动方案，开启绿色转型发展2021年公司新增光伏备案容量1.64GW，组建内蒙古冀能新能源，开展自治区境内清洁能源项目投资开发。公司积极推进河北和山西产业园区综合能源服务项目前期工作，科林电气产业园区综合能源服务项目一期配电网、屋面光伏、热泵冷热联供、电动车充电站工程建成。公司利用电源资源优势，向用电侧延伸，数据中心试点项目开建。2021年公司实现碳配额交易1.24亿元，启动国内首家碳资产核证及金融交易服务平台。 调整盈利预测，维持增持评级考虑到煤价高位震荡，上调煤价假设，下调发电量与毛利率。我们预计公司22-24年归母净利为-4.44/3.96/4.71亿元（前值：5.88/9.56/-亿元），BPS为5.11/5.33/5.59元（前值：7.04/7.47/-元）。可比公司22年PB均值1.0x（Wind一致预期），公司当前股价对应22年0.82xPB。公司火电资产优质，给予公司22年1.0xPB，目标价5.11元/股（前值：5.40元，基于21年0.8xPB），维持增持评级。 风险提示：煤价上行风险；电力需求不及预期；在建项目进度不及预期。

事件：公司公布2020年三季报，前三季公司实现营收98.98亿，同比降低2.8%，归母净利润8.25亿，同比增加77.9%；其中Q3单季度实现营收32.9亿，同比增加2.2%，实现归母净利润3.2亿，同比增加347%。 点评：疫情影响走弱，营收降幅收窄公司前三季营业收入同比仍有2.8%的下滑，但相比较上半年收窄了2.3个百分点，其中Q3单季度营收同比增加2.2%，为今年以来首次实现正增长。 我们认为一方面原因在于疫情影响减弱背景下用电量的回暖，8月全社会用电量累计增速已实现转正，Q3全社会用电量同比已有5.7%的增长，其中公司所在的河北地区7、8月用电量分别同比增长-2.7%和5.0%，逐月改善趋势明显；另一方面原因或在于电价的同比稳定，在2019年增值税的下调及今年河北市场化交易受阻的背景下，电价同比或稳中有增。 成本持续优化，Q3毛利率同比、环比均明显抬升公司前三季度毛利率21.9%，同比抬升3.9个百分点，其中Q3毛利率22.6%，同比抬升5个百分点，环比抬升4.2个百分点。我们认为毛利抬升的动能一方面或来自于电价的稳中有升，更主要的则来自于煤价下行带来的成本优化。煤炭市场供需形势相对宽松，以秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价为例，今年前三季度同比降幅分别为7.4%、15.5%和2.6%，叠加公司进一步强化燃料管理，Q3成本端持续得到优化。 参股电厂业绩向好，Q3投资收益同比增幅超800%公司前三季度实现投资收益2.3亿，同比大幅增加867.21%，其中Q3单季度同比增加800%至1.6亿，为业绩高增的关键原因。从上半年数据来看，公司参股电厂业绩已开始大幅向好，例如邯峰公司上半年实现净利润5006万，同比扭亏；衡丰公司上半年实现净利润4531万，同比增长123%；王滩发电上半年实现净利润6534万，同比大增217%。三季度以来煤价降幅仍存，叠加用电需求持续回暖，参股电厂业绩或持续得到改善。在毛利抬升、投资收益高增的推动下，公司前三季度实现净利率10.3%，同比抬高4.1个百分点；其中Q3实现净利率12.1%，同比高增8.4个百分点，环比抬高7.7个百分点。 盈利预测与估值：公司三季度业绩大幅向好，我们上调公司2020-2022年归母净利润至10.2、11.4和12.5亿（前值为8.90、10.87和11.87亿），EPS为0.57、0.64和0.70元，维持“增持”评级。 风险提示：电量大幅下滑的风险、煤价大幅提高的风险、电价下调的风险

20Q3归母净利同比+347%，上调盈利预测与目标价 10月28日公司发布2020年三季报，前三季度公司实现营收/归母净利/扣非归母净利99/8.3/8.1亿元，同比变化-2.8%/+78%/+83%；20Q3实现营收/归母净利/扣非归母净利32.8/3.2/3.1亿元，同比变化+2.2%/+347%/+421%，归母净利符合公司业绩预告。发电持续回升，供热规模扩大。参股电厂效益回升，带动投资收益大幅增长。上调盈利预测，EPS为0.54/0.56/0.58元，BPS为6.84/7.25/7.67元，给予21年0.95x目标P/B，目标价上调至6.89元/股，维持“买入”评级。 20Q3发电量回升供热增长，燃料成本下降推升利润率 上半年公司发电量下滑较为明显（控股子公司yoy-12%、参股公司yoy-14%），但随着新冠疫情影响减弱，20Q3公司发电量处于回升阶段。公司供热规模扩大，叠加河北地区小锅炉逐步淘汰，供热量保持同比增长。20Q3公司销售毛利率为22.6%/yoy+5.0pct，煤炭市场供需形势相对宽松，公司进一步强化燃料管理，燃料成本同比下降。 持续收购同业优质资产，积极扩充新业绩增长点 20Q3公司投资收益同比增长约1.8亿元，得益于参股公司效益大幅回升。公司资产负债率在行业内相对较低（20Q3期末为55.4%）、经营现金流良好、在手资金充裕，并购同业优质资产将成为公司业务增长重要手段之一。9月公司公告，拟收购阳煤寿阳博奇（未上市）30%股权、阳煤西上庄热电（未上市）50%股权，出资分别为1.8亿元和2.1亿元。10月公司公告，拟注入秦热公司（未上市）40%股权，2019年及20年1-8月秦热公司净利润分别为4000万元与6320万元。 上调盈利预测，目标价6.89元，“买入”评级 发电回升，供热扩大，参股电厂效益回升，上调盈利预测。我们预计公司20-22年归母净利润为9.7/10.1/10.3亿元（前值8.5/9.2/9.5亿元）；EPS为0.54/0.56/0.58元，PE为10.0x/9.7x/9.4x；BPS为6.84/7.25/7.67元，PB为0.80x/0.75x/0.71x。参考可比公司21年wind一致预期平均P/B0.77x，公司作为区域火电龙头，煤价下行时盈利向上弹性更高，给予公司21年0.95xP/B，对应目标价6.89元（前值6.77元），维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险；电价下行风险；市场电交易比例上升。

事件概述公司发布2020年第三季度业绩报告：报告期内公司实现营业收入98.98亿元，较上年同期下滑2.77%；归属于上市公司股东的净利润8.25亿元，同比上期增长77.85%，基本每股收益0.46元。 分析判断:三季度发电量回升，营收增速转正。 第三季度，公司实现营业收入32.85亿元，同比上升2.21%，营收增速转正；实现归母净利润3.20亿元，同比增长346.92%，表现优秀。主要原因为新冠疫情影响逐步减弱，公司发电量持续回升，叠加公司供热规模增加，售热电量同比增加。公司机组主要分布在河北地区，根据中商产业研究院数据库显示，2020年1-9月河北省发电量为2323.3亿千瓦小时，同比增长0.04%，年内首次转正。其中9月河北省发电量为242.8亿千瓦小时，同比增长12.67%，增速达到年内最高值。前三季度，公司随着发电量回升，上网电量同步提高，公司营收降幅收窄，即同比下滑2.77%，环比上半年收窄2.29个百分点。四季度随着疫情稳定，用电需求回暖，供热需求的增加，预计公司全年营收增速将实现正增长。 动力煤价格下跌降低运营成本，投资收益增厚公司利润。 公司主营业务以燃煤火力发电和供热为主，主要成本来自于动力煤的消耗。前三季度，动力煤价格中枢下移明显，山西产动力末煤（Q5500）均价为547.17元/吨，同比去年的598.18元/吨下降8.53%。此外公司地处河北省，距离陕西、山西煤炭产地较近，具有明显区位优势。公司抓住电煤市场供需相对宽松的有利形势，积极提高长协煤和直供煤来煤量，紧跟市场价格走势，灵活制订市场煤采购策略，全流程降低燃料成本。前三季度，公司实现营业成本77.32亿元，同比下滑7.42%，对营业利润产生积极贡献。同时公司前三季度参股企业的投资收益增加明显，期内实现投资净收益2.28亿元，同比去年同期增加2.05亿元，环比上半年增加1.60亿元。营业成本下滑叠加投资收益增加，公司营业利润大幅提升，净利润同向变动，公司前三季度实现归母净利润同比增长77.85%。 收购热电公司股权，供热或成新增长点。 2020年10月28日，公司公告拟通过协议转让方式以现金购买河北建设投资集团有限责任公司持有的秦皇岛秦热发电有限责任公司（以下简称“秦热公司”）40%股权。秦热公司两台300MW等级机组，通过增容提效改造，现两台机组分别增容至320MW及330MW，配套安装国产化1,025t/h循环流化床锅炉，主要向河北北网输送电力，同时为城市热网提供热源，现承担秦皇岛市海港区约2,000万平方米供热任务。一旦收购完成，公司将增加对秦热公司的控股装机容量65万千瓦，装机容量和资产规模进一步扩大，也将进一步提高公司在河北北网的市场份额，同时有利于扩大公司供热业务区域，符合公司的发展战略。公司近年来一直加大供热市场开发力度，2020年上半年，公司累计完成售热量2,908万吉焦，同比增长17.9%，公司供热业务保持稳定增长态势，随着日后公司持续布局供热业务，供热有望成为公司新的增长点。 投资建议随着公司业务结构改善，坚持做优做强主业火电业务，积极发展供热板块，结合独特的地理区域优势，加速推进公司向综合能源服务商转型，公司业绩将逐步好转。基于疫情影响减弱，全国用电量增速的恢复，同时动力煤价格下降，成本端下滑，我们小幅上调公司盈利预测，2020-2022年营业收入分别从142.43亿元、145.28亿元、146.73亿元上调至143.02亿元、151.78亿元、154.15亿元，同比分别增长2.4%、6.1%、1.6%；归母净利润分别从8.68亿元、10.35亿元、11.69亿元上调至11.25亿元、12.61亿元、12.81亿元，同比分别增长75.9%、12.1%、1.6%。每股收益分别为0.63、0.70、0.71，对应PE分别为9/8/8倍，维持公司“增持”评级。 风险提示1）疫情反复，全社会用电量需求减弱；2）新建特高压投运使河北省外购电增多；3）动力煤价格事件性上涨。

事件概述 公司发布2020年半年度报告：报告期内公司实现营业收入66.13亿元，较上年同期减少5.06%；营业成本为59.08亿元，较上年同期减少7.6%；归属于上市公司股东的净利润5.05亿元，同比增长28.7%，基本每股收益0.282元，较上年同期增长28.77%。 分析判断: 价升难抵量减，疫情下公司营收下滑 2020年上半年，疫情对用电需求冲击明显。公司积极应对疫情冲击，努力提高机组利用小时，电机组平均利用小时为2,124小时，高于全国火电平均利用小时130小时。但受制于用电需求减弱明显，公司控股运营的10家发电公司共完成发电量175.52亿千瓦时，同比下降11.91%；完成上网电量163.44亿千瓦时，同比减少12%。电价方面，上半年公司平均上网电价为322.96元/兆瓦时，同比增长1.69%。量减价增，公司营收出现下滑，期内实现营收66.13亿元，同比下滑5.06%。其中，公司售电服务同比下滑了78%，主要受制于疫情影响，河北区域市场化电量交易开展较晚。随着疫情恢复，下半年各地区市场化交易与组织恢复正常，公司售电量有望回升，届时公司业绩也有望回暖。 核心成本煤价下降，利润大幅增长 公司主营业务以燃煤火力发电和供热为主，主要成本则是来源于动力煤的消耗。上半年沿海5500大卡动力煤均价为541元/吨，较去年同期的609元/吨下跌68元/吨，今年上半年煤炭价格中枢明显下移。公司抓住电煤市场供需相对宽松的有利形势，积极增加长协煤和直供煤来煤量，紧跟市场价格走势，灵活制订市场煤采购策略，加强配煤掺烧管理，全流程降低燃料成本。上半年公司控股发电公司平均标煤单价551.58元/吨，同比降低61.73元/吨，致营业成本大幅下滑，期内实现营业成本48.92亿元，同比下滑11.41%，毛利率提高3.48pct。得益于成本降幅大于营收降幅，公司实现归属于上市公司股东的净利润5.05亿元，同比增长28.7%，增幅明显。下半年预计煤价整体趋势维稳，公司利润有望在用电需求回暖背景下，维持高增速。 积极优化业务结构，寻求可持续发展能力 上半年，持续做优做强火电主业的同时，积极优化调整产业结构，继续挖潜供热市场，进一步增加已有供热项目的集中供热接入面积，拓展工业蒸汽市场。同时积极开拓秦皇岛市和南和、承德等县域集中供热市场，增加项目储备。期内热力供应营收2.89亿元，同比增长127.34%，收入占总营收的比重为4.38%，比去年同期上升2.55个百分点。由于目前公司控股发电机组主要集中于河北南部电网，控制装机容量占河北南部电网23.98%，公司发电机组是河北重要的电力能源支持。在国家政府大力推行电力市场化改革的背景下，公司积极参与电力体制改革。上半年，公司控股子公司售电公司代理河北南网92家购电用户，代理交易电量63.23亿千瓦时，继续在区域内保持领先。以3.5%、3%的持股比例参与河北电力交易中心有限公司和冀北电力交易中心有限公司的股份制改造。在火电发展备受清洁能源挤压的情况下，绿色低碳为电力发展主线的前提下，公司积极优化产业结构，推进公司向综合能源服务商转型，有利于公司可持续发展。 投资建议 随着公司业务结构改善，坚持做优做强主业火电业务，积极发展供热板块，结合独特的地理区域优势，加速推进公司向综合能源服务商转型，不断提升核心竞争力，公司业绩将逐步好转。鉴于全国用电量增速的恢复，我们小幅上调公司盈利预测，2020-2022年营业收入分别从132.66亿元、139.29亿元、140.68亿元上调至142.43亿元、145.28亿元、146.73亿元，同比分别增长2%、2%、1%；归母净利润分别从7.99亿元、9.96亿元、10.03亿元上调至8.68亿元、10.35亿元、11.69亿元，同比分别增长35.7%、19.3%、12.9%。每股收益分别为0.48、0.58、0.65，维持公司“增持”评级。 风险提示 1）全社会用电量需求减弱； 2）新建特高压投运使河北省外购电增多； 3）动力煤价格事件性上涨；

2Q20归母净利+36%，维持盈利预测，上调目标价至6.77元/股1H20公司实现营收/归母净利/扣非归母净利66/5.0/4.9亿元，同比变化-5%/+29%/+30%，得益于煤价下行及市场电交易延后；2Q20实现营收/归母净利/扣非归母净利27/1.1/1.0亿元，同比变化-8%/+36%/+37%。关注区域火电龙头盈利弹性与估值修复，维持20-22年盈利预测，EPS为0.47/0.51/0.53元，BPS为6.77/7.15/7.54元，给予20年1.0x目标P/B，目标价上调至6.77元/股，维持“买入”评级。1H20煤价下行及市场电交易延后，对冲发电量下滑冲击公司发电量下滑较为明显，1H20公司控股子公司发电量为176亿千瓦时/yoy-12%，参股子公司发电量为193亿千瓦时/yoy-14%，降幅高于全国规模以上火电机组发电量整体水平（yoy-1.6%）。但1H20公司发电业务毛利率为21%/yoy+3.5pct，主因是：1）河北区域市场电交易延后，电价略有增长：1H20公司平均上网电价为323元/兆瓦时，同比增长1.7%；2）煤价下行，成本端弹性凸显：入炉煤价与秦港煤价（5500K）价格走势较为同步，1H20年公司入炉煤价约552元/吨，同比降低62元/吨，降幅为10%。煤价中枢有望下移，火电业绩弹性凸显我们预计全年煤价中枢有望降低至550元/吨左右，煤价下行区间，优质火电利润弹性凸显，根据我们测算，公司2020年归母净利对煤价下跌（10元/吨）敏感性为+12%。目前多省已相继披露“基准+浮动”电价政策，总体与中央政策精神相承，我们判断价格机制的形成有助于驱动火电回归公用事业属性。2019年公司市场电比例已超40%，公司预计2020年市场化比率进一步大幅提升空间有限。考虑到在市场电比例大幅增长背景下，发电公司更多基于全成本角度去进行报价，未来市场电折价有望总体稳定甚至收窄，电价下浮风险总体可控。维持盈利预测，目标价6.77元，“买入”评级我们预计公司20-22年归母净利润为8.5/9.2/9.4亿元；EPS为0.47/0.51/0.53元，PE为12.2x/11.2x/10.9x；BPS为6.77/7.15/7.54元，PB为0.85x/0.80x/0.76x。参考可比公司20年wind一致预期平均P/B0.9x，公司作为区域火电龙头，煤价下行时盈利向上弹性更高，给予公司20年1.0xP/B，对应目标价6.77元（前值5.42-6.09元），维持“买入”评级。风险提示：煤价上行风险；电价下行风险；市场电交易比例上升。

事件：公司发布2020年半年报，实现营业收入为66.13亿元，同比下降5.06%；实现归母净利润5.05亿元，同比增长28.70%。 点评：电价走高部分抵消发电量下滑影响，营收同比略降5%上半年受疫情影响，公司发电量明显下挫，控股运营的10家发电公司共完成发电量175.52亿千瓦时，同比降低11.9%，上网电量163.44亿千瓦时，同比降低12.1%。公司上半年发电机组平均利用小时为2124小时，虽高于全国火电平均利用小时130小时，但仍存16.9%的同比降幅。公司发电量虽受疫情压制，但上半年整体上网均价有所抬升，因此整体收入仅有5.06%的小幅走低，上半年公司控股发电公司平均上网电价为322.96元/兆瓦时，同比增长1.69%，我们认为一方面原因在于增值税3个点的下调，另一方面原因在于疫情影响下河北市场化交易的受阻。 煤价优化抬升盈利水平，上半年毛利率同比提升3.41个百分点上半年公司毛利率21.53%，同比抬升3.41个百分点，主要原因在于煤价低位运行以及平均上网电价的抬升。上半年动力煤价格呈“V型”走势，虽5月以来有所抬升，但整体降幅明显，以秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价为例，上半年均价同比降低11.6%，二季度均价同比降低15.5%。受益于煤价低位运行，公司成本优化明显，上半年控股发电公司平均标煤单价551.58元/吨，同比降低61.73元/吨，同比降幅达10.1%。 参股电厂业绩改善明显，投资收益同比高增47.6%公司上半年实现投资收益6857万，同比高增47.6%，其中对联营企业和合营企业的投资收益5486万，同比增加45.7%。主要原因在于成本优化驱动下参股电厂业绩的大幅改善，例如邯峰公司上半年实现净利润5006万，同比扭亏；衡丰公司上半年实现净利润4531万，同比增长123%；王滩发电上半年实现净利润6534万，同比大增217%。 盈利预测与估值：公司业绩维持了一季度的稳定增长态势，我们维持公司盈利预测，预计公司2020-2022年归母净利润为8.90、10.87和11.87亿元，EPS为0.5、0.61和0.66元，对应PE为11.57、9.48和8.68倍。公司业绩向好叠加火电估值修复，我们给予2021年1倍PB目标值，目标价7.57元，维持“增持”评级。 风险提示：用电量大幅下滑的风险、煤价大幅提高的风险、电价下调的风

电价上涨叠加用煤成本下降,助推盈利增长:2019年由于增值税下调3pct且河北省电力供需紧张,公司平均上网电价为319.76元/兆瓦时,同比增长0.71%。同时公司售热量4510万吉焦,同比增长20%,供热业务收入增长16%。虽然由于特高压投产挤压,公司全年发电量398亿千瓦时同比下滑3%,但供热收入及电价的增长有效对冲发电量下滑,2019年公司营收基本持平。成本端,2019年公司平均标煤单价606元/吨,同比降低32元/吨,降幅5%,发电燃料费用减少2%。受益于用煤成本下降,公司19年电力毛利率21%,提高2.4pct,系利润增长主因。1Q2020虽然由于疫情影响公司发电量再次下滑,但是持续降低的成本保证了公司归母净利润的增长。 区域龙头利用小时优势显著:公司是河北省最大的独立发电公司,控股发电机组主要集中于河北南部电网,控股装机容量占河北南部电网23%。河北南网由于装机和外送电增长滞后负荷增长,电力供需趋紧,市场电折价空间小,据河北省政府预计2020年河北南网电力缺口615万千瓦,市场电折价有望继续收窄。2019年河北用电增速5.2%,高于全国平均0.7pct,电力供需格局紧张使得利用小时数高企,2019年公司平均利用小时4996小时,虽同比下滑238小时,仍远高于全国火电平均利用小时703小时。 煤价下行有望驱动业绩持续改善,公司估值处于历史低位:2Q2019以来,煤价进入下行通道,秦皇岛Q5500动力煤全年均价同比下降60元/吨,进入2Q2020甚至跌破500元/吨,疫情加剧了煤炭供给宽松。我们预计2020年煤价将继续下行,全年煤价中枢520-540元/吨,煤价下行有望驱动业绩持续改善。当前公司PB估值仅为0.7倍,处于历史低位。 投资建议 考虑到疫情影响,我们分别下调公司营业收入、归母净利预期14%、13%,预计公司2020-2022年营收为139.91/148.12/150.89亿元,归母净利为8.43/10.21/10.50亿元,EPS为0.47/0.57/0.59元,对应2020-2022年PE为10/8/8倍,维持“买入”评级。 风险提示 疫情影响超出预期;煤价下降幅度不达预期;河北省外购电大幅增大。

年报盈利符合预期,下调盈利预测 19年公司营收和归母净利为139.6/6.4亿,同比-0.1%/+48.1%,符合1月16日发布的业绩预告。19年公司发电量和上网电量同比-3.3%/-3.3%,但入炉煤价同比下降32元/吨,提振盈利。考虑到年初至今煤价继续走低,我们将20年秦港煤价(5500K)假设下调至535元/吨,因国内用电需求疲软,将利用小时数假设下调至-3%。下调20-21年归母净利至8.5/9.2亿(调整前为11.0/13.4亿),引入22年归母净利9.5亿。参考可比公司20年平均P/B0.7x,因公司所处河北南/北网电力供需格局较好,给予20年0.75-0.85xP/B,对应目标价5.08-5.75元,维持“买入”评级。 19年煤价下行盈利改善,供热业务盈利改善 2019年公司实现发电量和上网电量398/371亿千瓦时,同比-3.3%/-3.3%,公司平均上网电价持平为0.320元/千瓦时(同比+0.7%,不含税)。但受益于煤价下降,公司在收入端相对稳定的情况下实现高盈利增长,2019年公司入炉煤价下降至606元/吨(同比-32元/吨,标煤不含税)。此外,年报披露公司继续加大供热市场开发力度,累计完成售热量4,510万吉焦,同比+19.67%,实现供热面积14,362万平米,同比+13.80%。供热业务受益于煤价下行毛利率有所提振(同比提升1.5pct),我们判断20-21年煤价继续下行,供热业务盈利有望不断回升。 20年煤价预计继续走低,用电疲软或拖累利用小时 20年年初至今煤价同比继续走低,1月1日至3月23日秦港煤价(5500K)均价为560元/吨,同比下降40元/吨(-7%)。考虑煤炭供给侧改革接近尾声,我们判断煤价中长期下滑趋势未改,预计20-21年秦港煤价(5500K)均价分别为535/535元/吨。受疫情影响,1-2月全国用电需求相对疲软,全社会用电量同比下降7.8%,同时1-2月全国发电量同比下降-8.2%,其中火电发电量同比下降8.9%。虽3月以来火电日耗显著恢复,但全年整体发电量或较我们此前预期有所下降,我们将20年公司火电机组利用小时数假设从同比+2%下调至-3%。 下调盈利预测,维持“买入”评级 虽然我们预计2020年煤价继续下行应能提振业绩,但受疫情影响全年发电量或较我们此前预期有所下降,我们下调盈利预测,预计2020-21年EPS0.47/0.51元(调整前0.61/0.75元),引入2022年EPS0.53元。我们预计20-22年公司每股净资产分别为6.77/7.15/7.54元,当前股价对应公司20-22年P/B分别为0.66/0.63/0.59x。参考可比公司20年平均P/B0.7x,由于公司所处河北南/北网电力供需格局较好,公司应享受适当溢价,给予公司20年0.75-0.85xP/B,对应目标价5.08-5.75元,因目前火电整体估值处于相对低位,我们维持“买入”评级。 风险提示:煤价下降程度不及预期,公司三项费用率大幅提升。

公司发布2019年年报,全年实现营业总收入139.64亿元,同比微降0.12亿元或0.09%;营业成本114.45亿元,同比下降2.76亿元或2.36%;归母净利6.40亿元,同比增长2.08亿元或48.10%。全年加权平均净资产收益率5.72%,同比提高1.73个百分点。分红预案为每10股派发现金红利1.20元(含税),分红金额占净利润比例为33.62%。 煤价下降及售热量增加共同推动业绩大幅增长 全年公司控股运营的10家发电公司共完成发电量398.11亿千瓦时,同比下降3.25%。发电机组平均利用小时为4996小时,高于全国火电平均水平703小时。2019年,公司控股发电公司平均上网电价为319.76元/兆瓦时,同比增长0.71%。n公司坚持以长协煤为核心、直供煤为辅助、市场煤为补充的采购思路,通过保证长协煤到货比例、扩大直供煤采购量、实施错峰采购策略、加大经济煤掺烧力度等一系列措施降低燃料成本。2019年,公司控股发电公司平均标煤单价605.75元/吨,同比降低32.13元/吨或5%。2019年,公司继续加大供热市场开发力度,累计完成售热量4510万吉焦,同比增长19.67%;实现供热面积14362万平方米,同比增加13.80%。受益于上述因素,2019年公司发电行业毛利率由2018年的15.33%提高至17.09%,带动整体毛利率由2018年的16.14%提高至18.04%。 看好煤价下行驱动业绩持续改善 截至2019年末,公司控制运营装机容量815万千瓦,控制在建装机容量35万千瓦,权益运营装机容量867万千瓦。公司是河北省最大的独立发电公司,参控股发电机组为区域电网的重要电源支撑;目前公司控股发电机组主要集中于河北南部电网,控制装机容量占河北南部电网23.16%。2020年一季度的二、三产业用电需求因受疫情影响预计会有显著下滑,河北省1-2月用电量同比下降7.6%。但我们认为负面影响主要集中于一季度,随着近期各行业生产运行逐渐复苏,部分之前被压抑的用电需求(主要是工业用电需求)有望在年内剩余月份形成一定的补偿效应。 另外,近期河北多地明确了延长供暖的时间,有望对公司一季度业绩形成一定支撑。 公司2019年业绩大幅增长的主要因素为燃料成本的显著改善,平均标煤单价同比降低5%。冀南电煤价格指数自2019年起逐月单边下行,2020年1月同比下降10.4%。当前动力煤价格较前期高点虽有一定幅度下调,但仍运行于高位,我们预计中短期内动力煤走势仍将偏弱,有望成为公司释放业绩弹性的关键要素。 投资建议:首次覆盖,给予推荐评级。我们预计公司2020-2022年归母净利分别为7.96、8.92、10.36亿元,对应EPS为0.44、0.50、0.58元/股,对应PE分别为10.0、8.9、7.6倍,对应PB分别为0.66、0.63、0.60倍。 风险提示:新冠肺炎疫情持续,煤价下降幅度不及预期,电价下降超预期

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 公司披露2019年度业绩预告:公司2019年度预计实现归属于上市公司股东的净利润约63,000.00万元,同比增长约45.89%。 事件评论 利用小时下滑明显,营收增长或将承压。2019年河北省用电需求增长有所放缓,根据最新数据1-11月份河北省用电需求同比增速仅为4.38%,增速相较上年同期(6.63%)下降2.25个百分点。受此影响,同期省内火电累计发电量仅实现2496亿千瓦时,同比下滑1.20%。虽然河北省火电机组利用效率在全国范围内仍高居第三位,但在全国火电平均利用小时同比下滑90小时的背景下,河北省前11个月火电平均利用小时同比下降210个小时的降幅显然让当地火电企业收入增长面临一定压力。就四季度来看,10-11月份河北省火电平均利用小时747小时,同比下滑65小时,降幅较此前有所收窄,或主要受益于供暖季来临,一定程度提振公司生产和营收规模。 煤价下行修复盈利能力,全年业绩实现同比增长。年初至今全国煤价中枢显著下移,1-12月冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为460.71元/吨和485.50元/吨,同比分别减少24.37元/吨和26.26元/吨,降幅分别达到5.02%和5.13%。其中,四季度冀北、冀南地区电煤价格指数均值分别为455.53元/吨和466.97元/吨,同比分别减少32.82元/吨和42.53元/吨,降幅分别达到6.72%和8.35%。因此,可以预见四季度公司电量有所表现的同时,还深度受益于煤价显著下行,从而助力全年业绩实现概算盈利63,000.00万元,同比增长45.89%。 供热面积持续稳步扩张,未来有望助力业绩表现。公司90%以上的机组均为高效热电联产机组,目前公司积极扩张供热区域面积,西电公司和西二公司已成为石家庄市区最大热源点,在当前京津冀加大环保督察的背景下,北方集中供热需求有望保持稳定增长,供热业务有望在未来进一步为公司贡献利润增长。 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0.35元、0.48元和0.59元,对应PE分别为14.14倍、10.33倍和8.37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。

19Q3符合市场预期,看好煤价加速下行 19Q3公司实现营收32.14亿(同比-5.1%),实现归母净利润0.72亿(同比-24.4%),扣非归母净利润0.60亿(同比-33.5%),与此前业绩预告盈利0.716亿基本一致,业绩符合市场预期。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司作为河北区域火电龙头企业,有望充分受益于煤价下行。基于公司前三季度利用小时数略不及我们预期,我们适当下调公司全年利用小时数假设,并适当下调公司盈利预测,预计2019-2021年公司EPS分别为0.39/0.61/0.75元(调整前为0.48/0.65/0.76元),给予公司19年目标价6.41-7.69元,维持“买入”评级。 三季度收入承压,煤价下行推动毛利率改善 19Q3公司实现营收32.14亿(同比-5.1%),实现归母净利润0.72亿(同比-24.4%),扣非归母净利润0.60亿(同比-33.5%),我们认为19Q3业绩下滑主要受以下因素影响:1)19Q3公司营收同比-5.1%,我们判断主要系发电量同比下降;2)受益于煤价下行,公司Q3在营收下滑情况下毛利率同比+3pct至17.6%,带动公司毛利润同比增加0.67亿元,利用小时下行过程中煤价下行幅度更大,逆周期属性显现;3)参股公司净利润下滑致使投资收益同比减少0.53亿元,此外期间费用增长约0.26亿。 煤炭价格或将低位运行,看好盈利改善 2019年以来煤价显著走低,2019Q1/Q2/Q3秦港煤价(5500K)均价分别为602/609/586元/吨,同比走低14%/3%/7%,煤价旺季不旺,我们坚定认为煤炭长期供需依旧向宽松演变,未来煤价或将持平或继续走低。我们判断公司19Q4业绩有望随煤价下行持续改善。截至19年9月末,公司资产负债率为56.7%,同比下降1.1pct,保持经营稳健。此外,公司9月15日公告,公司计划继续推进收购集团电力资产事项,完成收购后公司控股及权益装机容量将有效增加,议价能力有望进一步提升。 维持盈利预测,维持“买入”评级 我们看好19Q4煤价加速下行,公司利润有望持续改善。基于公司前三季度业绩情况,我们适当下调公司盈利预测,预计2019-2021年公司归母净利润分别为7.0/11.0/13.4亿元(调整前为8.6/11.6/13.6亿元),预计公司19年BPS6.41元,参考可比公司19年平均P/B1.1x,给予公司19年1.0-1.2x目标P/B,对应目标价6.41-7.69元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价降幅不及预期、利用小时数下滑/电价下降风险。

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 101.79亿元,较上年同期下滑 0.68%;营业成本为 83.52亿元,较上年同期下降 4.01%;归属于上市公司股东的净利润4.64亿元,同比上期增长 63.85%,基本每股收益 0.26元,同比上期增长 63.92%。 分析判断? 外来电量增多以及河北省一般工商业电价下调或为公司前三季度营收下滑原因据 Wind 数据显示, 随着新能源消纳政策及特高压送电河北线路的落地, 2019年 1-9月,河北省外来输入电量为 959.48亿千瓦时,同比增长 11.10%。电力消纳方面, 2019年 1-9月,河北省全社会用电量为 2869亿千瓦时,同比增长 5.47%,仅高出全国全社会用量同比增速( 4.4%) 1.03pct。外来电量增速超过本省用电需求增速,对本省机组发电量产生挤出效应。近年来,河北省多次下调单一制工商业电价。 2018年 7月和 9月累计下调河北南网单一制工商业电价 6.22分。 2019年,为完成政府工作报告提出“一般工商业电价平均降低 10%” 的任务,河北省前三季度连续进行四次电价调整,南网单一制工商业用户电价合计降低6.79分( 4月 1日下调 0.22分、 5月 1日下调 0.35分、 7月 1日下调 0.54分、 9月 1日下调 5.68分)。近年来多次频繁电价下调也成为主要影响公司营收的因素之一。 ? 多因素推动燃料成本下行,归母利润同比大幅提高公司供电及供热所需煤炭主要来自山西和河北省。一方面,公司地处河北省,距离河北、山西煤炭产地较近,具有明显区位优势;另一方面,公司积极采取多举措降低公司燃料成本,包括:通过深化与国有大型煤企集团合作,着力开发直供煤煤源,推广煤矿+第三方物流到场模式,优化燃煤结构;提高经济煤掺烧比例,强化燃料对标考核等。从外部因素来看, 2019年,主要产区新增煤炭产能释放,下游钢铁、水泥等高耗能行业错峰生产,动力煤市场供需情势偏宽松,动力煤弱势运行,价格出现明显下滑。以秦皇岛 Q5500(山西产)为例, 2019年 10月 25日,秦皇岛 Q5500报收于 565元/吨,同比降低 14.69%。在内外双重因素推动下,公司前三季度燃料成本有所下行。其中, 上半年公司控股发电公司平均标煤单价 613.31元/吨,同比降低 35.29元/吨。由于构成营业成本重要部分的燃料成本下行,公司归母净 利润有较大提升。前三季度公司实现归母净利润 4.64亿元,同比增长 63.85%。 ? 供热业务或为业绩新增长点,仍看好京津冀区位优势上半年,公司完成售热量 2508万吉焦,同比增长 23.6%,售热收入 7.53亿元,同比增长 15.11%。 公司现有供热机组供热规模持续扩大,根据公司公告,上半年西电公司和西二公司向石家庄区域供热面积增加到 3180万平方米,成为石家庄市集中供热最大热源点。邢台热电工业热网项目、任丘热电工业开发区热网项目已实现供热。热力公司南和县集中供热项目、衡水桃城区集中供热项目工程建设持续推进,预计 2019年供暖实现供热。公司供暖业务快速发展未来或将成为公司业绩的新增长点。公司地处京津冀高负荷中心,河北省作为京津冀协同发展战略省份之一,也承接了大量来自北京、天津的转移产业。未来随着京津冀以及雄安新区进一步发展,电力需求将进一步释放。同时,公司控股发电项目遵化热电项目#1号机组于 2019年 7月顺利完成试运营转商业运营,预计 2019年将完全投产,届时,公司火电机组控股装机容量将增加至 850万千瓦,供电能力进一步增强。 投资建议公司作为河北省最大的独立发电公司,参控股发电机组为区域电网的重要电源支撑,尽管当前受外来电挤出以及电价下调致使营收有所下滑,我们认为公司供暖业务的持续发展或将成为公司业绩新增长点。同时,公司地处京津冀腹地,具有明显的区位优势。因此, 预计 2019-2021年营业收入分别为 142.61亿元、146.89亿元、 151.30亿元;每股收益分别为 0.36、 0.53、0.55。 首次覆盖,给予公司“增持”评级。 风险提示1) 京津冀环保政策趋严; 2)新建特高压投运使河北省外购电增多; 3)动力煤价格下跌不及预期; 4)全社会用电需求增速不及预期。

业绩简评公司 3Q2019实现营业收入 101.79亿元, 同比降低 0.68%, 归母净利为4.64亿元, 同比增长 63.89%。经营分析煤价继续下跌,利润弹性逐渐释放: 2019年煤价在一季度小幅反弹之后不断下跌,目前秦皇岛动力煤价格已跌至 572元/吨,比去年四季度均价低 13元/吨,比今年一季度均价低 17元/吨。公司是河北省主要火电发电企业,河北省火电第四季度处于旺季,为公司主要业绩释放时期, 虽然三季度公司参股公司净利润同比减少导致公司投资收益降低, 三季度归母净利润增速放缓,但公司主营火电业务并未受到显著影响,预计四季度煤价将继续走低,燃料成本的持续缩减将进一步增厚公司利润。 独特区位优势带来良好供需格局: 1H2019公司控股运营的 9家发电公司共完成发电量 199.26亿千瓦时,完成上网电量 185.88亿千瓦时,发电机组平均利用小时为 2,555小时,高于全国火电平均利用小时 489小时。公司控股发电公司平均上网电价为 317.59元/兆瓦时,同比增长 0.20%。 河北省独特的区位优势带来良好的供需格局,进一步转化为公司在平均发电时长的优势和平均上网电价的增长。 市场化+浮动价增强盈利确定性,助力火电板块估值回归:“市场煤、管制电”双轨制下,火电板块 PE 水平在 8-38倍之间波动波动性导致 PE 估值对火电板块整体的指引性较弱。我们认为, 在煤电改革政策出台后, 电力市场化+浮动价的定价机制将有利于火电盈利波动平滑,增强公用事业属性,板块投资逻辑发生转变,板块 PB 有望从当前 0.99倍提高到 PB 估值 1.4-1.7倍。投资建议我们预计公司 2019-2021年营收为 150、 162、 171亿元,归母净利为8. 11、 9.69和 11.86亿元, EPS 为 0.45、 0.54和 0.66元,对应 2019-2021年 PE 为 11、 9和 8倍,维持“买入”评级。风险提示煤价下降幅度不达预期;标杆电价下调;河北省外购电大规模上涨。