报告导读
京津冀火电龙头,受益于装机高增长、利用小时提升以及煤价逐步回归合理区间,业绩有望显著提升,首次覆盖给予“增持”评级。
投资要点
投资建议:目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。公司是京津翼地区火电龙头,受益于18-20年装机容量高增长、主要供电地区利用小时提升以及煤价逐步回归合理区间,公司业绩有望显著改善。预测18-20年EPS分别为0.13、0.22、0.33元,综合PE与PB估值结果,给予19年目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。
与众不同的观点:市场认为公司主要供电区域为京津唐电网和蒙西电网,利用小时增长空间有限;我们认为受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司在蒙西电网内的机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升。
18-20年装机容量同比增加约55%,内生增长动力强劲。公司在建机组将于18-20年陆续投产,预计三年内新增装机容量579万千瓦,较17年底增长近55%(18年已投产202万千瓦),新增装机有望显著增厚公司业绩。
控股/参股优质火电业绩均有望显著改善。受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司蒙西电网内机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升,叠加煤价下降,公司控股电厂业绩改善可期;此外公司还参股9家京津唐电网内的优质火电企业,每年为公司贡献丰厚投资收益(近五年投资收益占利润总额的比例超过50%),参股火电也有望受益于煤价下跌实现业绩增长。
风险提示:用电需求疲软、煤价超预期上涨
投资故事
目标价4.24元,首次覆盖给予增持评级。公司是京津翼地区火电龙头,受益于18-20年装机容量高增长、主要供电地区利用小时提升以及煤价逐步回归合理区间,公司业绩有望显著增长。预测18-20年EPS分别为0.13、0.22、0.33元,综合PE与PB估值结果,给予19年目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。
与众不同的观点:市场认为公司主要供电区域为京津唐电网和蒙西电网,利用小时增长空间有限;我们认为受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司在蒙西电网内的机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升。
18-20年装机容量同比增加约55%,内生增长动力强劲。公司在建机组将于18-20年陆续投产,预计三年内新增装机容量579万千瓦,较17年底增长近55%(18年已投产202万千瓦),新增装机有望显著增厚公司业绩。
控股/参股优质火电业绩均有望显著改善。受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司蒙西电网内机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升,叠加煤价下降,公司控股电厂业绩改善可期;此外公司还参股9家京津唐电网内的优质火电企业,每年为公司贡献丰厚投资收益(近五年投资收益占利润总额的比例超过50%),参股火电也有望受益于煤价下跌实现业绩增长。
催化剂:在建机组投产、煤价下跌
风险因素:用电需求疲软、煤价超预期上涨
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京津唐区域电力龙头,北方电力供应重要支撑
2.1 京能集团旗下唯一煤电平台
京津翼火电龙头,区域优势显著。京能电力为京能集团旗下唯一的煤电平台(京能集团合计持股67%)。公司电力资产以坑口电站为主,主要供电区域为京津唐电网、蒙西电网、山西电网,部分主力电厂为"西电东送"重点项目,以点对网方式供应京津冀地区电力需求。截至 2018 年底,京能电力在运装机容量 1247 万千瓦,火电占比100%。
供电区域较为集中。公司控股发电机组分布在内蒙古、山西、宁夏、河北、湖北五省,主要向京津唐电网、蒙西电网、山东电网、山西电网供电。总装机容量1247万千瓦,其中供京津唐电网的装机436万千瓦,供蒙西电网的装机236万千瓦,供山东电网264万千瓦,供山西电网246万千瓦,此外,公司还有部分装机向东北电网、湖北电网供电。
1.2. 量价齐升,2018年归母净利同比增长65%
量价齐升,2018年归母净利同比增长65%。2016-2017年,由于煤价高企,公司业绩连续两年大幅下滑。2018年业绩拐点出现,根据公司发布的业绩预增公告,公司2018年归母净利8.86亿元,与上年同期5.34亿元相比,同比增幅增长65%左右。业绩大幅增长主要受益于量价齐升:1)电量增长:受益于利用小时增加,2018年公司发电量492.64亿千瓦时,同比增长3.1%;2)上网电价提升:2018年前三季度平均售价为0.3013元/千瓦时,同比增长4.9%。
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在建机组陆续投产,内生增长动力足
内生动力强劲,18-20年装机容量预计将同比增加55%。18年,公司在建机组涿州京源2号机组、京能五间房1号机组、锡林郭勒1号机组和十堰热电1号机组相继投产,合计增加装机202万千瓦。根据目前在建机组建设进度,我们预计19-20 年将有京能五间房2号机组(已于19年1月投产)、十堰热电2号机组、京能秦皇岛热电、京能双欣和吕临发电5个火电项目投产,合计增加装机377万千瓦。18-20年三年间公司装机容量增长约55%,装机容量的大幅增长有望为公司带来新的业绩增量。
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所在区域电力需求旺盛+煤价步入下行周期,业绩改善可期
4.1. 供需:供电区域需求旺盛,利用小时有望维持高位
主要供电区域电力需求旺盛,内蒙、山东用电量增速远高于全国平均水平。受工业生产较为旺盛及极端天气影响,全社会用电量增速8.5%,超出年初中电联5.5%的预期。而京能电力的主要供电区域内蒙、山东等省用电需求更为旺盛,增速分别为15.5%、9%,高于全国平均。
蒙西地区用电高增速有望持续,公司蒙西电网内机组利用小时有望持续提升。内蒙古用电需求高增长主要受益于重工业(铁合金、氯碱化工等高耗能产业)向内蒙地区转移,2018年内蒙古火电利用小时数5124小时,大幅增加496小时。公司供蒙西电网的四个电站中,康巴什、盛乐、京奉、华宁2018年利用小时分别同比变化611、1164、-212、-146小时,其中康巴什和盛乐提升显著,京奉、华宁略有下滑,但总的来看,蒙西电网区域内电站利用小时增长显著。我们预计未来内蒙地区电力需求高增长的趋势有望持续,公司蒙西电网内的四个电站利用小时仍有提升空间。
4.2. 煤价:步入下行周期,成本压力有望缓解
2019年煤价中枢有望下行,高煤价压力有望缓解。受市场煤价上涨影响,2017年公司入炉煤价同比大幅上涨,导致公司度电毛利显著下滑。我们认为2019年煤价中枢有望下行,公司的成本端压力有望缓解:1)从需求来看,2019年宏观经济下行压力较大,叠加沿海省内控煤趋严,我们预计2019、2020年动力煤需求将弱于2018;2)从供给来看,2017、2018投产的先进产能将在2019、2020年释放产量,2019年煤炭供给较2018年将更为充足。在煤炭供需偏紧局面逐步缓解的推动下,我们预计煤价中枢有望下行。从数据来看,2019年1-2月CCI5500K动力煤为587元/吨,同比下降23%(去年同期为764元/吨)。
4.3. 电价:市场电折价收窄,电价存上升空间
蒙西地区电价存上升空间。京能电力主要的供电网市场化程度不一,其中京津翼地区市场电占比较低,约为20%,折价较稳定,3-4分/千瓦时;而蒙西地区是全国电力市场化的先驱,我们认为未来蒙西地区电价有上行空间:1)市场电比例大概率不再上升:蒙西地区当前市场化比例已超过75%,不太可能继续上升;2)折价有望收窄:受益于用电需求强劲,以及电力市场逐步成熟,近年来蒙西地区折价逐年收窄,根据调研我们了解到,2017年蒙西地区市场电折价约7分/千瓦时,2018年收窄为4分/千瓦时,预计2019年有望收窄至4分/千瓦时以内。
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参股优质资产,寻求多元化发展
投资收益丰厚,重要业绩支撑。公司每年投资收益基本维持在10亿以上,2013-2017年投资收益占公司利润总额的比例超过50%。
5.1. 延伸上游,参股优质煤矿
向产业链上游延伸,参股优质煤矿。公司作为纯火电企业,积极向产业链上游煤炭延伸,参股优质煤矿伊泰京粤酸次沟矿业,持有其24%股权。2017、2018年受益于煤价上涨,伊泰京粤酸次沟矿业净利润显著上升,2018H1伊泰矿业净利润7.13亿元,为公司贡献了1.71亿投资收益,占公司总投资收益的20%以上,参股煤矿在煤价高位时对公司业绩起到了较好的平滑作用。
5.2. 发挥地域优势,参股京津冀优质火电
充分发挥地域优势,参股京津唐电网内优质火电资产。公司作为北京市电力企业,在京津唐电网内有较强的话语权。公司共参股9家送电京津唐电网的火电企业,包括大唐发电的托克托电厂、华能北京热电厂、国华三河发电、国电大同发电、内蒙华电的上都发电、京达发电以及蒙达发电,参股火电资产均较为优质,参股火电2017净利率水平大部分高于10%(除个别电厂较低),远高于火电行业平均净利率3.3%。我们预计随着煤价逐步回归合理区间,参股火电企业的盈利也有望进一步提升。
5.3. 积极开拓热力市场,强化京津翼火电龙头地位
积极开拓热力市场,为长远发展奠定根基。2012-2017年公司电力业务营收占比超过95%,热力营收仅占3%,而公司供电区域内的热力业务潜力巨大有待深度开发,公司未来欲进一步发展蒙西工业园区以及市区居民的供热业务,新市场有望打开新的增长空间,多元化公司收入来源。同时热力市场属于垄断市场,公司若能在热力市场取得一席之地,将提供较为稳定的收入,有利于公司的长远发展。
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盈利预测与估值
6.1. 盈利预测
核心假设:
1) 装机容量:假设双欣发电(70万千瓦)、吕临煤电(70万千瓦)、五间房2号机组(66万千瓦)、十堰热电2号机组(35万千瓦)于2019年投产,秦皇岛发电(70万千瓦)于2020年投产;
2) 利用小时:假设蒙西区域内机组2019-2020年利用小时分别提升100小时,其余地区机组利用小时与2018年持平;
3) 电价:假设电价维持不变;
其他:石景山热电厂于2018年被能源局正式列入煤电行业淘汰落后产能目标任务,公司将按88万千瓦装机容量享受2年(2019-2020年)发电计划补偿,年度补偿小时数为3750小时。
盈利预测:
我们预计公司2018-2020年归母净利润分别为8.86亿元、14.53亿元和22.37亿元,对应EPS 分别为0.13、0.22、0.33元。
6.2. 估值
PE估值法
我们选取上海电力、建投能源、内蒙华电、粤电力A作为可比公司,可比公司2019年平均PE为16.1倍。考虑到公司体量有望显著增长,给予公司一定估值溢价,给予19年18倍PE,2019年合理估值是3.96元。
PB估值法
预计公司2018-2020年BPS分别为3.38/3.47/3.6元,可比公司2019年平均PB为1.26倍,同样考虑到公司火电体量有望显著增长,给予公司一定估值溢价,给予19年1.3倍PB,2019年合理估值是4.51元。
综合两种估值方法,取二者平均值作为公司2019年目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。
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风险因素
煤炭价格上涨超预期。动力煤的价格受煤炭供给侧改革影响较大,若煤炭供给侧改革力度进一步加大,可能导致动力煤价格上涨超出预期。
电力需求疲软。区域经济增速不及预期、用电量下降将会导致公司机组利用水平降低,利用小时数进一步下滑。
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