事件： 京能电力发布 2023年报及 2024年一季报。 公司 2023年实现营业收入 328.78亿元， 同比+7.85%， 实现归母净利润 8.78亿元， 同比+9.31%。2024Q1实现营业收入 91.14亿元， 同比+6.26%， 实现归母净利润 4.69亿元， 同比+15.01%。 2023年公司拟每 10股派发现金股利 1.05元（含税）， 分红金额占母公司可分配利润比例 71.19%。 结合公司经营数据， 我们点评如下： 点评： 减值影响短期业绩， 一季度盈利持续修复。 2023年公司新投产燃煤机组 198万千瓦（京宁二期 3号机组、 京泰二期 3&4机组）， 叠加利用小时数同比+225h 至 4855h， 公司完成火电上网电量 841.49亿千瓦时， 同比+15.30%。 受蒙西、 山西等区域电价下行影响， 公司平均交易电价同比下降 26元/兆瓦时， 且 2023年内陆坑口煤价较进口&港口煤降幅有限， 故公司售电业务毛利率小幅同比+0.97pct 至 14.79%； 公司主要子公司中， 岱海发电/宁东发电/锡林郭勒发电/涿州热电业绩改善明显， 2023年净利润同比+2.0/+1.4/+0.6/+0.8亿元， 度电净利分别为 0.018/0.025/0.026/0.037元/度。 由于华宁热电按照政策要求转为应急备用电源， 计提资产减值准备 5.10亿元， 短暂压制公司业绩释放。 此外， 融资成本下降带动公司财务费用同比-2.35亿元。 2024Q1受益于坑口煤价进一步下行， 公司毛利率同比+1.05pct， 同时新机组释放产能，一季度公司完成上网电量 215.68亿千瓦时， 同比+9.44%。 展望： 看好坑口煤价走低带来业绩弹性。 公司机组主要分布于内蒙、 山西等地， 今年以来坑口煤价较大幅度下降有望带来全年盈利弹性， 火电利润仍有较大提升空间。 此外， 截至 2023年底， 公司在建火电、 新能源项目各 35、180万千瓦， 资产持续扩张保障中期维度利润进一步增厚。 投资建议： 维持“增持” 评级。 区位优势&坑口煤价下行有望加速减轻成本端压力， 机组投产带动电量提升。 我们调整公司 2024-2026年归母净利润为12.97、 14.50、 16.97亿元， 分别同比+47.7%、 +11.8%、 +17.0%， 对应 4月26日收盘价的 PE 估值分别为 17.6x、 15.8x、 13.5x。 风险提示： 煤价大幅上行、 电力交易风险、 现货推进不及预期、 宏观经济波动

2Q20归母净利+75%，调整盈利预测，目标价4元/股 1H20公司实现营收/归母净利/扣非归母净利91/8.4/8.2亿元，同比+13%/+23%/+24%，归母净利增速位于业绩预告区间内（20%~40%）；2Q20实现营收/归母净利/扣非归母净利41/3.7/3.5亿元，同比+10%/+75%/+53%。发电量与供热量稳步增长，平均电价稳中有升，火电煤价弹性凸显。调整盈利预测，预计20-22年BPS为3.62/3.75/3.88元，给予20年1.1x目标PB，目标价4元/股，维持“买入”评级。 发电量与供热量稳步增长，煤电项目稳步推进 1H20公司累计发电量331亿千瓦时/yoy+7%，累计上网电量306亿千瓦时/yoy+8%。截至20年6月底公司控股装机容量1,529万千瓦/yoy+14%，在建443万千瓦，权益装机容量1,788万千瓦/yoy+8%。扩大供热面积、通过技改提升热电机组供热能力，1H20公司对企业供热面积达到1.37 亿平方米/yoy+35%，累计供热量3,301万吉焦/yoy+29%。公司在建项目进度按时间节点稳步推进，预计2020年内呂临发电、秦皇岛热电#2机组、宜春热电将陆续投产。 电量市场化营销获成效，平均电价稳中有升 公司约50%的发电量通过特高压和“点对网”直送北京、天津和山东等经济发达地区。1H20公司市场电成交151亿千瓦时/yoy+8%，占比达到49%（1H19：47%）；平均售电单价267.99元/兆瓦时，同比增长3.2%。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。 平均煤耗居行业领先水平，煤价更具成本优势 公司新增机组多为大型火电机组与热电联产机组，设备出力足，平均煤耗与厂用电率均处于行业领先水平。公司以坑口电站为主，约90%控股装机容量位于富煤区（内蒙/宁夏/山西），煤价具备成本优势。公司通过错峰采购和劣质煤掺烧等手段，进一步压降燃料成本。1H20入厂标煤单价396.46元/吨，同比降低1.06%。年初至今煤炭价累计降幅明显，我们预计2020年秦港Q5500动力末煤价格中枢约550元/吨，进一步利好公司成本管控。 调整盈利预测，目标价4元，“买入”评级 电力消费有望延续增长态势，调整盈利预测，预计20-22年归母净利润为16.2/18.3/19.7亿元（前值16.7/17.8/18.7亿元），对应BPS为3.62/3.75/3.88元，PB为0.88x/0.85x/0.82x。参考可比公司20年Wind一致预期PB均值0.9x，考虑到公司煤价弹性可观，给予公司20年1.1x目标PE，每股目标价4元（前值3.27-3.63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。

投资建议:综合考虑电量电价变化,上调2020/2021年,新增2022年eps预测为0.27/0.29/0.31元(调整前2020、2021年分别为0.24/0.26元),考虑到公司仍有机组在建,具备一定成长性,给予公司2020年略高于行业平均的15倍PE,维持目标价4.13元,维持“增持”。 事件:公司发布2019年报及2020年一季报,2019年营业收入184.38亿元,同比增长27.13%,归母净利13.62亿元,同比增长54.75%;2020Q1营业收入50.00亿元,同比增长16.53%,归母净利4.71亿元,同比下降0.13%。2020Q1业绩略低于预期。 量价齐升,2019年业绩显著增长。1)收入端量价齐升:2019年随着锡林郭勒、十堰发电投产,公司装机容量进一步增长,同时公司利用小时同比有所提升,因此2019年公司完成发电量694.22亿千瓦时,同比增加23.22%。同时受益于增值税率调整(16%降至13%),2019年不含税电价269.04元/兆瓦时,同比增长5.92%。量价齐升,公司营收同比增长27.13%。2)成本端煤价下降:2019年全年入厂标煤单价403.07元/吨,同比降低0.61%。电价提升叠加煤价下降,电力业务毛利率同比提升6.1个百分点至17.21%,电力业务毛利增加拉动2019年归母净利同比大幅增长54.75%。 2020Q1受煤价上涨影响业绩微降,预计全年将继续改善。2020Q1受益于新增机组投产,电量同比增长7.8%,同时售电单价同比增长3.98%,但由于一季度煤价上涨(Q1入场标煤单价427.14元/吨,同比上涨5.17%),Q1业绩微降。我们预计Q1煤价上涨与内蒙地区煤炭供给偏紧有关,全年来看2020年煤价中枢将进一步下移,预计公司受益于新机组投产及煤价下行,2020年盈利将继续改善。 风险因素:用电需求不达预期,煤价上涨超预期。

19年盈利持续复苏,维持“买入”评级2019年公司实现营收/归母净利184.4/13.6亿元,同比+27.1%/+54.8%,盈利持续复苏,但是低于预期(19年归母净利润预测前值:16.2亿),20Q1归母净利同比-0.1%,主因煤价走高+所得税率&少数股东权益占比提升。 考虑到新冠疫情对华北等地区用电需求产生一定抑制,我们下调2020-21年公司盈利预测为16.7/17.8亿元(前值:19.5/21.5亿),预计2022年有望达18.7亿,对应BPS为3.63/3.75/3.87元,给予公司2020年0.9-1.0x目标P/B,目标价3.27-3.63元/股,维持“买入”评级。 2019年业绩取得较好增长,电量/电价是亮点根据年报,2019年公司实现营收/归母净利/扣非归母净利184.4/13.6/13.1亿元,同比+27.1%/+54.8%/+57.1%。业绩较快增长,主因要素持续好转: 1)电量:公司控股电厂发电量达694亿度,同比+23.2%,总体利用小时达4893小时;2)电价:平均售电单价269.04元/千千瓦时(不含税),同比+5.92%;3)煤价:年内公司入厂标煤电价403.07元/吨,同比-0.61%,受益于三要素向好,报告期内公司15家控股发电运营企业中,13家企业盈利,其中锡林发电/岱海发电/宁东发电业绩同比+2.6/2.0/1.4亿元。 20Q1盈利微降主因系煤价走高+所得税率&少数股东权益占比提升根据一季报,20Q1公司实现营收/归母净利/扣非归母净利50.0/4.7/4.7亿元,同比+16.5%/-0.1%/+0.3%。电量电价继续好转驱动营收高增长,其中售电量同比+7.8%,售电价同比+4.0%,但受制于20Q1入炉煤价同比+5.2%,公司毛利率改善并不明显,一季度毛利率同比+2.4pct至19.9%,公司利润总额同比+10.7%。此外所得税率&少数股东权益占比提升进一步影响盈利表现:1)所得税率:20Q1公司同比+2.0pct至8.7%;2)少数股东权益占比:20Q1公司同比+3.3pct至17.7%。 煤价或将下移,未来需密切观察20Q1公司煤价上行,我们认为或与内蒙部分地区煤炭供给相对紧张有关,根据国家发改委相关数据,1M20蒙东/蒙西电煤价格指数分别同比+24.4/+11.0元/吨。根据内蒙古发改委披露信息,3月中下旬以来随着企业开复工逐步增加,煤矿产能逐渐释放,近期内蒙煤价已趋于回落。目前全国范围内的煤炭供需宽松格局确立,未来煤价有望逐步下行,我们预计2020年秦港Q5500动力末煤平仓价中枢在530元/吨左右,煤价中枢持续下移利好公司主营业务利润持续复苏。 下调盈利预测,维持“买入”评级考虑到新冠疫情影响,我们下调2020-21年公司盈利预测为16.7/17.8亿元(前值:19.5/21.5亿),预计2022年有望达18.7亿,对应BPS为3.63/3.75/3.87元,参考可比公司2020年平均P/B0.9x,考虑到公司煤价弹性可观,给予公司2020年0.9-1.0x目标P/B,目标价3.27-3.63元(前值:3.64-4.37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。

回购最高溢价率约30%,公司PB估值处于5年低点。公司3月5日公告回购方案,拟以不超过4元/股,以集中竞价方式回购股份,回购资金额度为2-3亿元。以公司3月5日收盘价3.09元/股计算,最高溢价率29%,回购股份占总股本的比例约1.0-1.4%;按4元/股的回购价格上限测算,占总股本比例约0.7-1.1%。根据万得,当前公司PB估值处于近5年低点。我们认为此次公司回购彰显管理层对公司业绩表现的信心。 管理层股权激励有望提振经营效率。公司于2019年12月向170名高管及核心业务人员授予股票期权激励,以3.17元/股的价格授予股票期权总数0.60亿份,占公司已发行股本的0.9%。股票期权分三个行权期实施,首个行权期为2021年12月起。我们认为本次股权激励方案的实施,有助于通过现代化的激励机制激发管理层的积极性,提升经营管理效率,长远来看有助于提升企业对于市值管理的重视程度。 热电联产机组占比高,有望降低疫情影响。根据我们的统计,公司热电联产机组占比约90%,且公司大部分机组分布在北方,供暖季期间以热定电有望缓解新冠疫情导致的利用小时挤压。全面复工后,随着新基建的推进,我们认为高耗能行业用电量有望回补。且公司90%的机组分布在内蒙、山西、宁夏等煤源地区,运输便利,煤价波动可控,有望降低疫情带来的成本变化。 装机密集投产提供业绩增速保障。公司2019年上网电量639亿千瓦时,YOY24%,主要受益于锡林郭勒、十堰热电的投产以及向母公司收购的京宁热电、京海煤电的并表。截至2019年底,公司在运控股、权益装机分别为1424万千瓦(YOY24%)、1652万千瓦(YOY13%)。我们预计公司2020年有望投产控股在建装机416万千瓦(对应权益部分320万千瓦),控股、权益装机增速分别为29%、19%,控股发电量有望保持20%左右的高增长。 盈利预测与估值。根据公司业绩预告,公司预计2019年归属净利12.7-14.3亿元,YOY45%-63%。我们预计公司2019-21年实现归属母公司所有者的净利润13.9、18.9、24.4亿元,对应EPS为0.21、0.28、0.36元。参考可比公司2020年10倍PE估值,考虑到公司装机规模扩大带来的电量增量以及机组区位分布带来的煤价优势,我们认为公司2020-2021年业绩将维持高增长,且管理层股权激励有望带来经营效率提升,给予公司2020年13-15倍PE,对应合理价值区间3.64-4.20元,维持优于大市评级。 风险提示。宏观经济下行带来全社会用电量承压;电力体制改革下市场电让利进一步扩大;煤价下行的时点存在不确定性。

投资建议:维持目标价4.13元,维持增持。公司拟使用自有资金回购公司股份,彰显了对于自身长期发展的信心。短期来看,受益于热电机组占比较高,公司电量受疫情影响较小;长期来看,公司在建机组即将投产,叠加煤价有望继续下行,公司盈利有望继续高增长。维持2019-2021年EPS预测为0.20/0.24/0.26元,考虑到公司成长性较好,给予公司2020年略高于行业平均的17倍PE,维持目标价4.13元,维持增持。 事件:3月4日公司公告,拟使用自有资金以集中竞价交易方式回购公司A股股份。回购资金总额预计为人民币2-3亿元,回购价格上限拟不超过4元/股,回购实施期限为自公司股东大会审议通过最终回购股份方案之日起不超过12个月。本次回购股份将依法予以注销,减少公司注册资本。 公司回购彰显信心。公司本次拟回购资金总额占公司当前市值的1%左右,回购价格上限为4元/股,远高于当前股价2.81元/股,本次回购彰显了公司对于自身发展的信心。 热电联产机组占比一半,电量受疫情影响较小。公司机组主要面向京津唐电网和蒙西电网,其中热电联产机组占比接近一半,由于一季度北方地区需要保障供热,因此在疫情导致全国用电量下滑的背景之下,公司的发电量受影响程度较小,春节后发电量同比降幅小于20%,远低于其他火电公司降幅(其他火电公司平均降幅在40%左右)。 风险因素:用电需求疲软,煤价超预期上涨。

事件概述2019 年 10 月 28 日,公司发布 2019 年第三季度报告:公司2019 年前三季度实现营业收入 133.39 亿元,同比增长31.89%。归属于上市公司股东的净利润约为 11.07 亿元,同比增长 91.69%。加权平均净资产收益率 4.49%,同比增加 2.06 个百分点。基本每股收益 0.16 元。 分析判断? 并购及新增机组投产,公司发电量显著增长并购及新机组投产促进发电量增长。2019 年前三季度,公司完成收购京宁热电(2×35 万千瓦)、京海热电(2×33 万千瓦),增加装机容量 136 万千瓦;2019 年前三季度,锡林发电#2号机组(66 万千瓦)、十堰热电#2 号机组(35 万千瓦)通过试运行投产,新增装机容量 101 万千瓦。前三季度,公司通过并购及项目投产累计新增机组 237 万千瓦,装机容量扩大至 1383 万千瓦。同时,内蒙古岱海发电公司 2×63 万千瓦机组改造完成恢复商业运行。受装机容量增加及机组复工影响,上半年,公司实现发电量 309.04 亿千瓦,同比增长 22.44%。上半年,公司实现上网电价(不含税)259.74 元/千瓦时,同比增长 2.94%。 成本下行贡献利润增长,内蒙经济企稳提升电力消纳公司电源项目主要分布在内蒙古、山西、宁夏等煤炭资源丰富地区,多为坑口电厂,无需支付大量燃料运输费用,具有成本优势。公司积极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,提前调增供暖季库存,科学开展劣质煤掺烧,另一方面,近年来,大型煤矿陆续投产释放充足煤炭供应,下游水泥、钢铁等高能耗产业错峰生产降低了对煤炭的采购需求,动力煤呈供过于求的弱势运行态势,与2018 年相比,2019 年秦皇岛 Q5500 平仓价均值偏低。多因素驱动下,上半年,公司实现入厂标煤单价同比降低 16.05 元/吨,降幅达到 3.9%。燃料成本降低,公司实现净利润显著增长,2019年前三季度,公司实现净利润 12.97 亿元,同比增长 154.64%。 公司主要售电区域包括京津唐区域、蒙西区域、山西区域等。 2019 年上半年,京津唐电网区域发电量为 125.44 亿千瓦,同比增长 62.05%,蒙西电网区域发电量为 94.39 亿千瓦,同比增长3.56%,山西电网区域发电量为 45.78 亿千瓦,同比下滑 8.01%。 由于区域电价较低,部分高耗能产业向内蒙古地区转移,前三季度,内蒙古地区固定资产投资增速同比提高 4.4 个百分点,规模以上工业增加值增速同比提升 0.6 个百分点,较全国平均增速高出 2.1 个百分点。由于工业经济相对较快发展,内蒙古地区电力消纳能力快速提高。1-9 月,内蒙古地区全社会用电量为 2695 亿千瓦时,同比增长 10.57%,较全国全社会用电量增速(4.4%)高6.17 个百分点。作为除京津唐高负荷区域外的第二大售电区域,内蒙古全社会用电量的增长在一定程度上保障了公司电力的消纳。 近两年迎来机组密集投产,公司业绩或将持续增长根据公司公告,2019 年预计吕临发电厂(2×35 万千瓦)、京欣发电项目(2×35 万千瓦)将陆续投产,秦皇岛热电项目(2×35 万千瓦)2020 年投产,届时,公司装机容量将有大幅提升。京津唐为公司供电最大区域,作为国内的经济相对发达的地区,京津唐属于高电力负荷中心,同时,京津唐区域受到较为严格的大气污染防治环境政策管制,预计随着京津唐地区的全社会用电量的增加,其外购电量也会相应增加;同时,内蒙经济企稳,工业增加值增速高于全过水平,预计公司未来有足够的电力消纳保障,公司业绩或将持续高速增长。 投资建议考虑到公司装机容量的提升及燃料成本下降,我们预计 2019-21 年公司发电量分别为 700.79 亿千瓦时/843.99 亿千瓦时/923.30 亿千瓦时,假设电价及燃料成本均保持不变,预计营业收入同比增速为 23.01%/20.40%/9.94%。归母净利润为17.39 亿元/21.21 亿元/22.67 亿元,同比增速分别为95.01%/21.98%/6.88%。从估值的角度来看,电力行业属于重资产行业,我们采用 PB 估值法,选择同行业三家火电公司,求得平均 PB 值为 1.10,考虑到公司未来两年机组密集投产,京津唐区域、内蒙区域高负荷电力中心用电需求的增长,我们给予公司 2019 年每股净资产 3.65 元以 1.1 倍 PB 的目标价,即 4.02 元/股的目标价,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示1)电力上网价格下降;2)动力煤价格下行不及预期;3)全社会用电增速不及预期;4)公司新建机组投产不及预期。

事件:公司披露2019年三季报,前三季度公司总收入133.4亿元,同比增长31.9%;归母净利润11.1亿元,同比增长91.7%对此点评如下: 发电业务量价齐升,前三季度公司收入同比增长31.9%至133.4亿元,归母净利润11.1亿元,同比增长91.7%。第三季度收入同比增长40.7%至53.1亿元,归母净利润同比增长55.2%至4.3亿元。1)前三季度可控装机容量同比增长31.9%,上网电量同比增长23.5%。前三季度,公司控制装机容量1,424万千瓦,同比增加344万千瓦,增幅31.9%;权益装机容量1,652万千瓦,同比增加241.6万千瓦,增幅17.1%。前三季度装机容量增长主要来源于:锡林发电2号66万机组2019年1月24日投产;2019年6月末完成对京海发电51%股权(66万千瓦)、京宁热电100%股权(70万千瓦)的同一控制企业合并;十堰热电(70万千瓦)2019年3月8日投产。2019年前三季度累计完成发电量518.8亿千瓦时,同比增幅为26.1%;累计完成上网电量477.4亿千瓦时,同比增幅为26.8%。2)享受增值税下调红利,前三季度不含税电价同比增长4.8%;发电收入同比增长32.8%。前三季度,公司实现平均售电单价263.99元/千千瓦时(不含税),同比增幅为4.8%。根据上网电价、不含税电价数据计算,前三季度发电收入同比增长32.8%至126.0亿元。3)其他收入以供热为主,前三季度同比增长47.4%。 标煤单价同比下降4.4%,毛利率从去年同期的7.8%上升到14.5%。公司下属控股各运行发电企业2019年前三季度累计综合标煤价格为423.6元/吨,较去年同期累计降低19.4元/吨,同比降幅为5.6%。由此,公司前三季度营业成本同比增长21.8%,低于上网电量26.8%的同比增速。公司毛利从同期的7.4亿元上升到21.4亿元,毛利率从同期的8.3%上升到16.1%。 n 公司在建项目储备充足,预计年内还将投产175万千瓦机组。公司控股在建装机容量454万千瓦,预计2019年内吕临发电(70万千瓦)、京欣发电(70万千瓦)、秦皇岛热电#1机组(35万千瓦),宜春热电将陆续投产,京泰发电二期项目于下半年开工建设。 公司在9月份推出股权激励计划。本激励计划的激励额度为6,746.7万份股票期权,约占已发行股本总额的1%。计划首次授予公司股本总额的90%,预留授予10%。每份股票期权在满足行权条件的情况下,拥有在有效期内以行权价格购买1股公司股票的权利。股票来源为公司向激励对象定向发行公司A股普通股。此次激励计划授予的首期股票期权的行权价格为3.17元/股。本次计划首期授予的拟激励对象共计174名,具体包括:董事、高级管理人员、分子公司高级管理人员、中层管理人员、核心骨干和核心业务人员。 低估值火电标的,上调至强烈推荐评级。假设全年上网电量同比增长45%(未经追溯调整)至656亿千瓦时,售电均价、标煤单价基本与前三季持平,则预计全年净利润16.0亿元,同比增长79%。预计公司2019~2021年EPS分别为0.24、0.27、0.29元,对应市盈率14、13、12倍。公司当前市净率为0.87倍。去年岱海机组检修,叠加蒙西用电需求两位数高增,公司今年电量增速高于装机容量增速。市场电折让幅度收窄,公司电价、煤价数据向好。公司业绩处于高速成长期,估值优势显著。 风险提示:煤价或维持高位;上网电量增速或低于预期。

以京津唐为基础辐射东北、华北,股权激励催化发展潜力。公司是北京国资委下属的煤电公司,截至 2019H1控股、权益装机容量分别为 1424万千瓦、1652万千瓦,装机主要分布在内蒙古(55%) 、山西(27%)及宁夏(12%)等煤源丰富、煤价较低的地区。公司近期以 3.17元/股的价格向管理层授出0.67亿份股票期权,成为 A 股第一家使用股权激励的电力公司,我们认为股权激励体现了管理制度的灵活创新,也将激励管理层更加重视经营效率,公司的变化值得重视。 积极收购集团资产,在建装机有望密集投产。公司通过自建和向集团收购机组,2014-18年增速为 8.9%,比同期全国火电装机增速高 1.6pct。公司 2018年末在建装机 478万千瓦, 叠加 18年底和 19年 4月注入的合计 210万千瓦机组以及 19年恢复商运的 126万千瓦机组,我们测算公司 2019、2020年新增装机增速为 47%和 16%;对应发电量增速分别为 32.9%、48.6%。 联营和合营电厂和煤矿是公司盈利的主要来源。公司参股火电的权益为 568万千瓦,占 19H1权益总装机的 34%。2018年公司合联营企业投资收益为15.7亿元,同比增长 37%,成为当年 8.9亿元归母净利润的主要来源。参股煤矿年产能 1800万吨,公司持股 24%,2018年度实现投资收益 3.9亿元。 供给加速释放,煤价下跌趋势已现。2019年 1-8月,全国原煤产量 24.1亿吨,同比增长 4.5%。2019年 1-8月,CCI5500动力煤价格指数(606元/吨)对比 2017年(644元/吨)、2018年(653元/吨)分别下降 5.9%及 7.2%。 由于煤炭行业仍然维持着较高的投资增速,我们预计煤炭供给释放仍将加快。 而需求端较为疲软,煤价未来下行可能持续,有望带动公司控股及参股机组业绩改善。 控股参股机组较多,煤价弹性大。按照 19H1控股装机 1424万千瓦,测算公司年标煤消耗量近 2000万吨,假设按照合同煤比例 30%测算,标煤价格下跌 10元将为公司带来净利润增厚约 0.9亿元。 盈利预测与估值。 我们预计 2019-21年实现归属母公司所有者的净利润 16.6、25.5、30.6亿元,对应 EPS 为 0.25、0.38、0.45元。参考可比公司 2019年 13倍 PE 估值,考虑到公司装机规模扩大带来的发电量增量以及机组区位分布带来的煤价优势,给予公司 2019年 14-16倍 PE,对应合理价值区间3.50-4.00元,首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示:宏观经济下行带来全社会用电量承压;电力体制改革下市场电让利进一步扩大;煤价下行的时点存在不确定性。

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。

发电业务量价齐升,上半年公司收入同比增长26.6%至80.3亿元。1)上半年可控装机容量同比增长31.9%,上网电量同比增长23.5%。上半年,公司控制装机容量1,424万千瓦,同比增加344万千瓦,增幅31.85%;权益装机容量1,652万千瓦,同比增加241.6万千瓦,增幅17.14%。上半年装机容量增长主要来源于:锡林发电2号66万机组2019年1月24日投产;2019年6月末完成对京海发电51%股权(66万千瓦)、京宁热电100%股权(70万千瓦)的同一控制企业合并;十堰热电(70万千瓦)2019年3月8日投产。2019年上半年累计完成发电量309.04亿千瓦时,同比增幅为22.44%;2019年上半年累计完成上网电量284.09亿千瓦时,同比增幅为23.52%。2)享受增值税下调红利,上半年不含税电价同比增长2.9%;发电收入同比增长27.2%。上半年,公司下属控股各运行发电企业2019年上半年实现平均售电单价259.74元/千千瓦时(不含税),同比增幅为2.94%。根据上网电价、不含税电价数据计算,上半年发电收入同比增长27.2%至73.8亿元。3)其他收入以供热为主,上半年同比增长21.1%。上半年累计完成供热量2532万吉焦,同比增长19.99%。 标煤单价下降5.6%,毛利率从去年同期的7.8%上升到14.5%。公司下属控股各运行发电企业2019年上半年累计综合标煤价格为422.18元/吨,较去年同期累计降低25元/吨,同比降幅为5.6%。由此,公司上半年营业成本同比增长17.4%,低于上网电价23.5%的同比增速。公司毛利从同期的4.9亿元上升到11.7亿元,毛利率从同期的7.8%上升到14.5%。 公司2019年上半年投资收益7.2亿元,基本和去年同期持平。其中,上半年权益法核算的长期股权投资为7.1亿元,基本和去年同期持平。公司参股发电公司9家(主要是火电企业),参股煤矿1家,整体盈利和去年同期持平。 在建项目储备充足,预计年内还将投产175万千瓦机组。公司控股在建装机容量454万千瓦,预计2019年内吕临发电(70万千瓦)、京欣发电(70万千瓦)、秦皇岛热电#1机组(35万千瓦),宜春热电将陆续投产,预计京泰发电二期项目于下半年开工建设。 7月火电发电量同比增速-1.6%,而原煤产量增速12.2%,煤炭供应趋向宽松,后续煤价有望下行。1)工业用电需求走弱、房地产产业链增速放缓,火电增速承压。7月工业增加值增速下降到4.8%,PMI反弹至49.7但仍低于50。2019年棚改计划285万套,较2018年588万套的计划改造套数减少近51%;棚改退坡致1~7月商品房销售面积同比下降1.3%,给新开工、地产投资带来压力。2)煤矿新增产能储备充足,二季度矿难影响消退后,产量快速增长。根据国家能源局公布的煤炭产能数据,2018年年底煤炭在产产能35.3亿吨,同比增长5.8%,核准在建产能10.3亿吨,同比增长1.1%(其中联合试运转产能3.7亿元,同比增长3.6%)。一季度煤矿产能受到矿难影响,产量增速有限;今年5月、6月、7月原煤产量同比增长3.5%、10.4%、12.2%,产量快速恢复。3)煤矿产能释放快于下游需求,煤矿库存增速达到供给侧改革后的最高水平:2019年6月末,国有重点煤矿库存达到2216万吨,同比增长7.5%。这个同比增速是煤炭供给侧改革后的最高水平。 低估值火电标的,维持强烈推荐评级。预计公司2019~2021年EPS分别为0.23、0.26、0.28元,对应市盈率14.6、12.8、11.9倍。公司当前市净率为0.97倍。假设2019年股利分配率维持在60%水平,则预计2019年分红对应当前股价股息率为4.1%。公司在建项目储备充足,预计年底装机容量近1600万千瓦,同比增长40%。 风险提示:煤价或维持高位;上网电量增速或低于预期。

延续高增长,19H1符合预期 19H1公司实现营收80.3亿(同比+26.6%),归母净利润6.80亿(同比+124.8%),扣非归母净利润6.64亿(同比+146.4%)。公司营收及净利润延续Q1高增长趋势,业绩符合预期。报告期内公司入厂标煤单价同比减3.9%,不含税电价同比增2.94%,多数区域利用小时改善。报告期内7家控股电厂扭亏为盈,新投产锡林郭勒电厂投产即盈利。公司装机高成长(控股在建机组占存量机组32%),盈利有望随煤价下行不断改善。维持19-21年盈利预测16.2/19.5/21.5亿,预计19BPS3.64元,参考可比公司估值给予公司19年1.0-1.2x目标P/B,目标价3.64-4.37元/股,维持“买入”。 三要素整体向好,存量机组大幅扭亏 根据公司中报,报告期内公司入厂标煤单价同比降低16.05元/吨,降幅达到3.9%;平均售电单价259.74元/千千瓦时(不含税),较去年同期增幅2.94%;京津唐/蒙西/东北/宁夏区域机组分别实现利用小时2148/2536/2731/2670小时,分别同比+217/88/28/703小时,仅山西区域利用小时小幅下滑,煤价、电价、利用小时三要素整体向好。受益于三要素向好,报告期内7家控股电厂扭亏为盈,宁东发电(持股65%)同比增利1.2亿,盛乐(持股100%)/京隆(持股100%)/岱海(持股51%)分别增利6870/5658/5377万元。我们看好存量机组全年盈利持续改善。 装机高增长,新增机组盈利可期 截至19H1,公司控股装机达到1424万千瓦,同比提升344万千瓦(+32%),新增机组分别为湖北十堰2*35万千瓦机组、锡林郭勒2*66万千瓦机组、京隆电厂新增6万千瓦装机、以及报告期新收购的滑洲热电70万千瓦装机和京海热电66万千瓦装机。其中新投产的锡林郭勒电厂19H1实现净利润2400万元,有效贡献增量利润。19H1公司控股在建机组454万千瓦,占当期公司控股运营机组的32%,公司装机高增长在火电板块中相对稀缺。我们认为,在19-21年煤炭供需格局逐渐宽松背景下,公司有望通过自身优秀管理能力有效使新投产机组不断贡献利润增量。 看好2H煤价持续下行,参股电厂盈利有望显著改善 19H1公司实现对联营及合营企业的投资收益7.10亿,同比-0.51%,及公司参股资产整体利润并未出现显著好转。公司参股电厂主要为其他上市公司送京津冀地区主力机组,煤价弹性相对较高。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松演变,看好2H煤价持续下行,7月1日至8月20日,秦皇岛港动力末煤(5500K)平仓价均值590元/吨,同比下滑7.7%,看好2H煤价维持同比下降趋势,我们认为公司参股电厂19H2盈利有望显著改善。 维持盈利预测,维持“买入”评级 公司19H1业绩符合预期。维持19-21年盈利预测16.2/19.5/21.5亿,预计19BPS3.64元,参考可比公司19年平均P/B 1.1x。给予公司19年1.0-1.2x目标P/B,目标价3.64-4.37元/股,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。

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。

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。

一、事件概述 1)公司发布2018年年度报告:报告期内公司实现营业收入126.95亿元,较2017年同期增长3.88%;实现归属于上市公司股东的净利润为8.92亿元,较上年同期增长66.93%;每股收益0.13元,同比增长62.50%。2)同时公司发布2019年一季报:报告期内公司实现营业收入37.38亿元,较2017年同期增长30.92%;实现归属于上市公司股东的净利润为4.32亿元,较上年同期增长193.51%;每股收益0.06元,同比增长200.00%。 二、分析与判断 高利用小时及成本有效控制保障18年业绩增速。1)2018年,公司控股运营燃煤火电厂12家,装机容量1,146万千瓦,权益装机容量1,456.7万千瓦,累计完成发电量492.64亿千瓦时,同比增加3.10%;上网电量441.42亿千瓦时,同比增加2.04%。全年机组平均利用小时达到4,581小时,高于全国火电平均利用小时(4,361小时)220小时。完成供热量2,923.84万吉焦,同比增长62.7%。公司控股电厂主要为分布在内蒙、山西、宁夏、河北等地的坑口电厂,主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、山东电网、东北电网供电,其中55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区,直送北京电量占北京用电量34%以上。18年给以上电网供电的控股电厂利用小时数分别为5768、5216、4534、5108、5374小时,均远高于全国火电利用小时水平,高利用小时保证了公司在18年发电量增速。2)2018年全年入厂标煤单价385.9元/吨,同比降低5.6%,要远低于各港口价格。控股企业93%的容量布局在煤源丰富的内蒙、宁夏和山西地区,55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区,这使得公司在燃料价格及利用小时数两方面占据优势。2018年公司综合供电煤耗328.17克/千瓦时,同比降低3.83克/千瓦。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域供电煤耗分别下降31.87克/千瓦、4.45克/千瓦时、-3.72克/千瓦、-1.4克/千瓦时、-34.85克/千瓦时。2018年公司综合厂用电率8.28%,同比降低0.51%。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域厂用电率分别下降0.82%、-0.9%、0.58%、-0.5%、2.01%。公司自2018年1月1日起对发电相关固定资产采用工作量法计提折旧,会计估计变更导致固定资产增加299,676,856.53元,营业成本减少299,676,856.53元,营业利润增加299,676,856.53元。2018年在发电量增速不高为3.10%的情况下,严格控制成本端支出,使得归母净利润达到了66.93%的高增速。19年业绩增速还看燃料端价格下行及新投产机组贡献发电量。1)公司机组多位于内蒙古地区,发电机组也多为坑口电厂,动力煤采购成本基本等于燃料入炉价格,假设19年燃煤价格下降10%,发电量与18年持平且不考虑新投产机组,发电综合成本将下降7%,预计归母净利润将增厚2.8亿元,同比增长32%。2)截至2018年末,京能电力控股运营燃煤火电厂12家,装机容量1,146万千瓦,控制在建装机容量478万千瓦,权益装机容量1,456.7万千瓦。其中涿州热电2#机组(35万千瓦)、锡林发电1#(66万千瓦)于18年投产,预计19年可以实现满产,可增加发电量60亿千瓦时以上。19年3月十堰热电2*35万千瓦实现投产,吕临发电2*35万千瓦、京欣发电2*35万千瓦预计于下半年投产,京秦热电2*35万千瓦预计于年底投产。19年可新增投产机组210万千瓦,预计增发电量55亿千瓦时。结合18年投产机组实现产能爬坡,19年预计共可增加发电量115亿千瓦时,占18年累计发电量的23.37%。无论19年对燃料成本下降的预计,还是对新投产机组贡献发电量的预计,都将分别从成本端和收入端增厚公司业绩。 三、盈利预测与投资建议 公司作为被市场低估的火电企业,截至4月26日收盘价P/B低于净资产,仅为0.97,公司上市以来历史PB中位数为2.06,目前处于估值低位。未来看好煤炭价格下降和电力需求增加使得公司盈利能力持续提升,估值有望迎来修复。预计2019-2021年EPS为0.22/0.28/0.33元,当前PB为0.97,目前A股火电企业PB均值为1.43,首次覆盖,给予“买入”评级。 四、风险提示 1、煤价下降不及预期;2、新机组投产不及预期;3、用电量需求不及预期。