2Q20归母净利+211%，维持“买入”评级1H20公司实现营收/归母净利/扣非归母净利25.5/1.3/1.3亿元，同比减少25%/48%/48%；2Q20实现营收/归母净利/扣非归母净利13.3/1.0/0.95亿元，同比变化-2%/+211%/+317%，疫情影响减弱。考虑到下半年发电量回升、电价下行、成本改善的综合影响，下调20-22年归母净利预测至4.9/5.7/6.0亿元，BPS4.0/4.5/4.9元，给予21年1.1x目标PB，目标价5元/股，维持“买入”评级。 电量：疫情影响逐步消退，2H20发电量有望正增长 1H20公司完成发电量66.8亿千瓦时/yoy-24%，因发电量下降而减利2.4亿元，是营业利润下降主因。受疫情影响，1H20湖北省全社会用电量/发电量分别同比下降11%/8%（长源电力20年中报披露），加之水电水情较好，进一步压制火电出力空间。随着疫情影响逐步消退，湖北省经济活动复苏，2Q公司发电量/售电量均同比增长1.7%，我们预计2H20公司发电量有望保持同比增长。 成本：煤价下行对冲电量利空，供给改善带来长期利好1H20公司入炉综合标煤单价685.9元/吨/yoy-8%，因煤价下降而增利1.2亿元，部分对冲电量下降影响。煤炭价格涨幅回落，6-7月及8月初至今秦港Q5500现货价平均为557/580/556元/吨。长期看，煤炭供应持续宽松局面不会改变，在天气趋于炎热与疫情趋缓后需求复苏等因素作用下，可能出现阶段性供应偏紧。浩吉铁路保障华中煤炭供给，伴随沿线配套煤源及集疏运设施完善，运能潜力逐渐释放，我们认为公司燃煤成本压缩的长期趋势不会改变。电价：让利扩大与市场化率提升，电价下行压力加大 1H20公司因售电均价下降而减利0.4亿元。上半年公司上网电量按一般电量结算，执行政府批复电价/火电基准电价，下半年市场交易协议签订后按交易合同结算电量。1H20湖北省交易电量平均让利1.2分以内，19年约为0.8分（长源电力IR档案20200709），公司披露让利幅度位于湖北省平均水平。受直接交易规模扩大、竞争力度加大和交易价格模式变化影响，公司预计20年火电市场化率将同比提升，市场交易电价下行压力增大。 下调盈利预测，维持“买入”评级考虑到下半年发电量回升、电价下行、成本改善的综合影响，下调20-22年归母净利预测至4.9/5.7/6.0亿元（前值5.2/6.1/6.4亿元）、归母权益至45/49/54亿元（前值47/52/57亿元），对应BPS为4.0/4.5/4.9元（前值4.2/4.7/5.1元）。参考可比公司21年P/B均值0.9x（Wind一致预期），考虑到公司煤价利润弹性可观，给予公司21年1.1x目标PB，目标价5元/股（前值4.65-5.08元/股），维持“买入”评级。 风险提示：煤价大幅上行；电价大幅调整；用电恢复程度不及预期。

Q2单季归母净利同比大增，中报业绩降幅较Q1明显收窄。2020上半年，公司实现营业收入25.45亿元，同比下降25.21%。实现归母净利润1.33亿元，同比下降47.74%；但相较一季度，降幅明显收窄。上半年业绩同比变动的主要因素为：燃煤价格同比下降增利约1.24亿元，二是财务费用同比下降增利约0.25亿元，三是发电量同比下降减利约2.42亿元，四是售电均价同比下降减利约0.41亿元。 Q2单季度实现营收13.27亿元，同比降幅仅为1.94%（Q1单季度降幅40.58%）。主要受益于燃煤价格同比下降，Q2单季度实现归母净利润1.02亿元，同比增加210.5%（Q1单季度下滑86.05%）。 受疫情影响，上半年发电量大幅下滑，但Q2单季度增速已转正。上半年湖北省经济受疫情影响较严重，全社会用电量同比下降11.06%、全省发电量同比下降7.64%；公司电力、热力业务受到较大负面影响。此外，湖北今年入梅时间早，梅雨期降水量大，水电出力明显增加，影响了火电机组发电出力。公司上半年完成发电量66.82亿千瓦时，同比下降24.44%；其中，Q1单季度同比下降40.68%，Q2单季度同比增长1.71%电力业务毛利率小幅下降，热力业务毛利率有所上升。上半年，公司实现电力业务毛利率13.18%，较上年同期下降1.66个百分点；热力业务毛利率0.15%，较上年同期上升2.96个百分点。电力业务毛利率下降的主要原因是发电量及售电均价下滑；热力业务毛利率上升的主要原因是燃料成本同比下降。上半年，公司累计入炉综合标煤单价685.9元/吨，同比下降8.18%。 盈利预测：我们预计公司2020~2022年归母净利润为5.3、6.5、7.3亿元，对应市盈率8.3、6.8、6倍，对应市净率0.97、0.88、0.8倍。 风险提示：宏观经济波动，用电需求低于预期，电价下滑，煤价高于预期

年报业绩基本符合预期,维持“买入”评级 2019年公司实现营收/归母净利同比+12.2%/+174.6%,基本符合预期(前期预测19年归母净利约6亿),20Q1公司实现营收/归母净利同比-40.6%/-86.1%,同比下滑较大,主因系发电量下滑。考虑到发电量下滑风险,我们下调20~21年归母净利为5.1/6.1亿元(前值:7.9/8.4亿元),预计22年有望达6.5亿元,对应BPS为4.23/4.66/5.11元,参考可比公司20年P/B均值0.9x,考虑到公司煤价利润弹性可观,给予公司20年1.1-1.2x目标PB,目标价4.65-5.08元(前值:5.77-6.49元),维持“买入”评级。 年报业绩基本符合预期,火电三因素共振好转 2019年公司实现营收/归母净利/扣非归母净利73.7/5.7/6.1亿元,同比+12.2%/+174.6%/+195.9%,年内火电三因素共振好转:1)电量:19年发/售电量为189/177亿度,综合利用小时同比+488小时至5120小时;2)电价:受益于增值税下调等利好,公司不含税电价有所上行;3)煤价:2019年入炉综合标煤单价同比-33.5元/吨至741.74元/吨。根据公司年报披露,燃煤价格同比下降增利2.01亿元,发电量同比上升增利1.97亿元,售电均价同比上升增利1.38亿元。 20Q1业绩下滑明显,电量走低为主因 根据公司季报,20Q1公司实现营收/归母净利/扣非归母净利12.2/0.3/0.3亿元,同比-40.6%/-86.1%/-86.2%,同比下滑较大。20Q1期间公司发/售电量为32.37/30.39亿度,较去年同期分别-40.7%/-41.0%,主因系受疫情影响,湖北省用电量出现断崖式下跌,部分时段用电同比下降35%以上,全省过半火电机组停运,加之20Q1水电水情较好,进一步压缩了公司火电出力空间。 此外,公司在疫情防控期间为确保电力供应,相关成本费用有所增加。 浩吉铁路正式通车,2020年煤价下行有望一定程度上对冲电量利空 根据新华社披露信息,浩吉铁路已于19年国庆节前开通,我们认为浩吉铁路有望显著增加华中煤炭供给,并且驱动“三西”煤炭运送湖北耗时由一个多月缩短至1-3天。19年下半年以来湖北煤价持续走低,根据Wind数据,4Q19湖北省电煤均价下滑63元/吨至581元/吨,1M20进一步下行62元/吨至578元/吨,公司煤电属性纯正,未来有望充分受益于煤价下行,进而在一定程度上对冲由于新冠疫情导致的电量下滑。 下调盈利预测,给予“买入”评级 考虑到年内电量下滑风险,我们下调20~21年归母净利润为5.1/6.1亿元(前值:7.9/8.4亿元),预计22年有望达6.5亿元,对应BPS为4.23/4.66/5.11元,参考可比公司20年P/B均值为0.9x,考虑到公司煤价利润弹性可观,给予公司20年1.1-1.2x目标PB,目标价4.65-5.08元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行,电价调整,来水挤压火电利用小时。

四季度电量微降,整体发电量受益于湖北火电高增长 公司火电机组集中于湖北省,盈利能力受区域电力及煤炭供需形势影响较大。公司四季度完成上网电量41.82亿千瓦时,同比微降4.19%,但得益于前三季度湖北省用电需求持续好转及省内水电出力大幅下降,公司全年完成上网电量177.15亿千瓦时,同比增速为10.4%。湖北省2019年1-11月份火电利用小时为4291,同比增速为6.6%,公司机组利用率改善情况好于全省平均水平。此外受市场煤价持续下行影响,湖北省2019年1-11月电煤价格指数为599.05元/吨,同比下降45.81元/吨。叠加增值税税率下调后火电不含税电价有所提升,公司火电业务盈利情况持续好转。 河南煤业破产带来非经常性损失,已反应在2019年业绩中 公司持股75%的子公司河南煤业因严重资不抵债,进入破产清算。2019年12月26日,河南煤业正式移交破产管理人,其资产减值损失纳入2019年公司合并利润表。考虑到计提河南煤业2019年度亏损、累计亏损转回及确认全部债权损失等三方面因素,公司预期河南煤业破产减少公司归母净利润0.74亿元。我们认为此次非经常性损失影响相对有限,不改变公司长期价值。 浩吉铁路通车有望改善湖北煤炭供应情况 9月28日,浩吉铁路正式通车,标志着国家北煤南运新的战略通道正式打通,将彻底改变过去中国煤炭资源由西至东,再经过海运江运才能到达华中、华南地区的状况。虽然浩吉铁路初期运价略高于之前预期,但我们测算仍较海进江有一定的经济优势和时间优势。我们认为随着浩吉铁路运能的逐步提升,未来其运价水平或将处于动态调整,湖北地区煤炭供应情况有望得到进一步改善,公司业绩弹性将逐步释放。 维持长源电力“买入”评级 此前市场预期“基准+浮动电价机制”会对公司业绩产生较大的负面影响,情绪较为悲观。根据我们测算,即使考虑公司超过标杆电价的机组电价下降至标杆电价,叠加市场化让利影响,公司综合电价降幅约为1.8分,我们判断2020年湖北地区市场煤价回落50元左右,基本抵消电价下降的影响,公司火电毛利率有望维持2019年水平。考虑到2020年公司火电利用小时不一定能继续维持在目前的较高水平,但资产减值的不利因素已经消除,我们预期公司2020年业绩仍有望继续提升。我们预计公司2019年-2021年营业收入分别为73.44亿元、67.03亿元、67.65亿元,归母净利润分别为5.89亿元、6.2亿元、7.77亿元,对应EPS分别为0.53、0.56和0.70元,维持“买入”评级。

用电高增叠加来水偏枯,火电超发。2019年,公司发电量同比增长10.3%。主要得益于:1、湖北省用电需求高增,2019年1-11月,湖北省用电量增速为7.4%,高于全国平均水平2.9pct。11月,湖北省电子通信设备、汽车制造、石油煤炭及燃料加工、交运、信息服务、批发零售、公共服务等行业累计用电增速分别为32.3%、7.3%、10.1%、7.3%、18.7%、7.8%、12.2%,带动第二、三产业用电量分别高增4.9%、9.3%;2、长江干流和湖北省内清江、汉江等流域来水大幅下滑,水电出力降幅较大。用电量高增与水电发电量下滑产生的电量供应缺口需要火电扛鼎补齐。 电量增长、煤价及增值税率下调是公司业绩提升主因。2019年,公司业绩的增长主要归因于电量大幅增长、燃料成本下降及增值税率下调。1)公司全年累计上网电量为177.15亿千瓦时,同比增幅为17.68亿千瓦时;2)2019年4月1日增值税率下调3pct,公司不含税电价增加0.9分/千瓦时;3)2019年1-11月,湖北省电煤平均价格为579.3元/吨,同比下降7.4%,下降幅度为47.8元/吨,下降幅度位列全国各省第八。 市场化让利相对温和,汉川一发、长源一发仍执行核准价。2019年,湖北省内市场化交易合同电量623.62亿千瓦时,市场化占比约30%,较2018年提升10pct;2019年,交易电量平均降价幅度为0.75分/千瓦时,2018年平均降价幅度1.5分/千瓦时;2019年,综合度电让利0.225分/千瓦时,较2018年减少0.075分/千瓦时。虽然市场化比例在提高,但是折价收窄的幅度更大,使得含税综合电价有所提升。2019年12月31日,湖北省发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》,明确2020年非标杆电价燃煤发电机组非市场化电量,在执行同期政府核定上网电价的基础上,继续执行现行超低排放电价政策。即,汉川一发、长源一发仍执行核准价,不会降低到基准价。 浩吉铁路运价存在博弈空间,预期煤价持续回落。浩吉铁路到湖北运价较为0.2024元/吨公里,较预期偏高10%,下游对浩吉铁路运量需求减弱,后续运价博弈仍会持续,运价有下行空间。全国来看,10月,动力煤供需缺口-0.16亿吨,连续2个月动力煤供需缺口为负,供需持续宽松,预期煤价持续回落。 盈利预测、估值及投资评级:由于第四季度电量同比下滑,我们调整公司2019-2021年实现归母净利润预测至5.7亿元、7.2亿元、8.6亿元(原预测值5.9亿元、6.8亿元、8.8亿元),同比增长172.6%、26.2%、20.2%,对应PE为9.3、7.4、6.1倍,参考CS火电板块可比公司2020年平均PE值为11倍,给予公司2020年11倍PE,对应目标价为7.12元,维持“强推”评级。 风险提示:煤价大幅上涨;电价下调;发电量不及预期。

陆上风电项目陆续投产,有望夯实经营业绩:截至2019年6月底,公司已并网风电项目共9.35万千瓦,2019年上半年实现净利润2090万元。近日,公司发布公告,公司的吉阳山风电项目(5万千瓦)实现全部并网发电,预计年均上网电量1.1亿千瓦时;中华山二期风电项目(4.95万千瓦)实现首台机组并网发电,有望在2020年上半年实现全部并网发电,预计年均上网电量0.9亿千瓦时。公司积极开发盈利较好的风电项目,有望进一步夯实公司经营业绩。 随州火电启动前期工作,打开火电成长空间:根据公告,公司于2019年12月30日与湖北省随州市人民政府签署《随州火电项目开发协议》。根据《协议》,公司拟在湖北省随州市开展2×66万千瓦燃电项目的开发建设工作,公司承诺在开发的同类项目中优先考虑随州项目,双方约定于2020年底前开工建设。该项目被列入了《湖北省能源发展“十三五”规划》中的新增大型煤电项目名单,尚处于前期准备工作阶段。考虑到湖北省电力供需平衡偏紧,随州市目前没有大型电源支撑点。该项目有望在2020年获得湖北省发改委核准,并于2022年前后投产,有望改善改善区域电网结构,满足用电负荷增长需求,利用小时数值得期待。公司目前在运火电机组359万千瓦,随州项目投产后,有望增加37%的火电装机量,显著提升火电盈利能力。 电力供需格局持续改善,煤价同比大幅下行,四季度业绩有望超预期:受益于电力供给侧改革,湖北省电力供需格局显著改善。湖北省宏观经济运行态势较好,2019年用电量增长超预期,加之本地水电出力同比下降,火电机组利用率提升。根据中电联数据,2019年1-11月,湖北省全社会用电2017亿千瓦时,同比增长7.4%。其中:二产、三产和居民用电分别为1211.2亿千瓦时、379.7亿千瓦时、404.7亿千瓦时,同比增长5.6%、10.8%、9.6%。煤价方面,湖北省煤价稳步下行,年初至今连续11个月电煤价格指数同比负增长。2019年7月至11月,湖北省月度电煤价格指数同比分别下降8.0%、7.9%、6.3%、7.3%和10.5%。截至11月末,全省统调火电厂电煤库存531.5万吨,按上年同期日均耗煤12.4万吨/日测算,可满足43天耗用,库存水平历史高位。加之近期处于水电枯水期,水电出力严重不足,12月电煤价格同比降幅有望进一步扩大,四季度火电业绩值得期待。 浩吉铁路如期投产,看好公司火电盈利的持续改善:截至2019年6月底,公司控股装机370.5万千瓦,其中火电359万千瓦,风电9.35万千瓦,生物质2.16万千瓦,火电占比高达97%,具备高煤价弹性特点。由于湖北省煤炭资源贫乏,燃煤主要来自外省长距离运输,燃料成本居高不下。考虑到2019年全国煤炭供需形势显著好转,浩吉铁路于2019年底投产,直接缓解华中地区“采购成本高、运输成本高”的双重难题。公司地处华中用电负荷中心,长源一发处于用电负荷中心武汉,荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点,汉川一发为江北重要大电源点,公司有望充分利用电厂的地理优势,积极争取计划电量。同时,通过梳理湖北省重点电源项目的施工进度可以看出,2019-2020年投产的大型发电项目较少,湖北省电力供需格局有望大幅改善。在用电量高增长的背景下,存量火电机组有望获得较大的利用小时数提升,看好公司火电盈利的持续改善。 投资建议:买入-A投资评级,6个月目标价5.5元。我们预计公司2019-2021年的收入增速分别为10.0%、0.4%、1.6%,净利润分别为5.9亿元、7.1亿元、7.9亿元,对应市盈率分别为8.8倍、7.3倍和6.5倍。 风险提示:煤价持续高位,电价下调风险,电力项目推进进度不及预期。

事件: 公司披露三季报, 19年前三季度公司实现营收 55.06亿元,同比增长 16.52%;实现归母净利润 4.95亿元,同比增长 191.70%。对此点评如下: 公司三季度单季实现归母净利润 2.40亿元, 同比增长 64.4%, 基本与上半年业绩持平。公司披露三季报,19年前三季度公司实现营收 55.06亿元,同比增长 16.52%;实现归母净利润 4.95亿元,同比增长 191.70%。第三季度公司实现营收 21.03亿元,同比增长 14.54%;实现归母净利润 2.40亿元,同比增长 64.4%。 湖北省 Q3水电偏枯, 公司火电发电量增速较高。 公司 Q3上网电量同比增长 14.8%,维持上半年 16.4%的快速增长。 这主要是由于湖北省 Q3用电量增速 6.5%,基本与 Q2用电量增速(6.7%) 持平, 保持快速增长。 而湖北 Q3水电发电量增速-12.5%, 比 Q2-3.0%的增速更枯。 湖北 Q3电煤价格环比下降, 降低单位燃料成本。 湖北省今年第三季度不含税电煤价格指数均值 520.69元/吨, 较 Q2环比下降 1.6%。 从去年基数情况来看, 2018Q2、 2018Q3、 2018Q4湖北电煤价格指数均值分别为534.25、 547.73、 554.68元/吨, 逐步上升; 因此 2019Q3煤价同比降幅更为明显。 公司 Q3单季度毛利率为 21.5%。 假设 Q4上网电量同比增长 13%,Q4标煤单价较 Q3环比略微下降 0.2%,则 Q4毛利 2.4亿元,同比增长 0.96亿元。 电量高增下业绩快速释放, 上调至强烈推荐评级。 预计公司 2019~2021年归母净利润分别达到 6.0、 6.7、 7.3亿元,对应市盈率 9.0、 8.1、 7.5倍。 公司当前市净率为 1.46倍。 公司三季度业绩表现优异。 浩吉铁路通车宽松煤炭供应,电量成长足以支撑业绩高增。 风险提示: 上网电价水平或低于预期, 煤价或超预期上升等

事件 长源电力发布2019年三季报 长源电力发布2019年三季报,公司前三季度累计实现营业收入55.62亿元,同比增长16.52%;归母净利润为4.95亿元,同比增长191.70%;加权平均ROE为13.11%,同比增长8.01%。第三季度单季实现营业收入21.03亿元,同比增长14.60%,归母净利润2.40亿元,同比增长65.01%。 简评 湖北用电需求较好,省内火电盈利改善,推动公司业绩增长 公司火电机组集中于湖北省,盈利能力受区域电力及煤炭供需形势影响较大。2019年前三季度湖北省用电增速为7.92%,增速位居全国前列。得益于用电需求持续好转及省内水电出力大幅下降,前三季度湖北省火电发电增速高达21.6%,利用小时同比增长300小时,产能利用率改善明显。受益于此,公司第三季度共计完成发电量55.74亿千瓦时,上网电量52.2亿千瓦时,较去年同期分别增长14.73%、14.82%,本季度发电量创历年同期最好水平。此外受市场煤价持续下行影响,湖北省前三季度电煤价格指数为602.95元/吨,同比下降45.78元/吨。叠加增值税税率下调后火电不含税电价有所提升,湖北省内火电盈利改善明显。公司三季度单季毛利率为21.46%,较去年同期增长5.99个百分点,毛利润为4.51亿,同比增长1.67亿元。湖北省内火电量价齐升叠加煤价下行,推动公司业绩高增长。 浩吉铁路通车有望改善湖北煤炭供应情况 9月28日,浩吉铁路正式通车,标志着国家北煤南运新的战略通道正式打通,将彻底改变过去中国煤炭资源由西至东,再经过海运江运才能到达华中、华南地区的状况。虽然浩吉铁路初期运价略高于之前预期,但我们测算仍较海进江有一定的经济优势和时间优势。我们认为随着浩吉铁路运能的逐步提升,湖北地区煤炭供应情况有望得到进一步改善,公司业绩弹性将逐步释放。 河南煤业破产可能带来非经常性损失,不改公司长期价值 公司持股75%的子公司河南煤业进入破产清算,此事项预计将带来非经常性损失,减少公司归母净利润不超过0.78亿元。我们认为公司此前已针对河南煤业相关事项做了充分的坏账计提和减值准备,此次非经常性损失影响相对有限,不改变公司长期价值。 看好蒙华铁路投产带来的业绩弹性,维持长源电力“买入”评级 考虑公司发电量有望稳中有升,未来湖北地区煤炭供应格局有望进一步好转,叠加资产减值因素后,我们预计公司2019年-2021年营业收入分别为72.03亿元、67.53亿元、69.36亿元,归母净利润分别为5.18亿元、7.05亿元、8.51亿元,对应EPS分别为0.47、0.64和0.77元,维持“买入”评级。

电量增长、煤价及增值税率下调是公司业绩提升主因。前三季度,公司业绩的增长主要归因于电量大幅增长、燃料成本下降及增值税率下调,三项增加营业利润约4.8亿元。1)电量增加贡献利润总额2.4亿元:2019年前三季度,公司累计上网电量为135.33亿千瓦时,同比增幅为18.45亿千瓦时,增加营业收入6.7亿元,增加燃料费用4.3亿元。2)增值税率下调贡献利润总额1亿元:2019年4月1日增值税率下调3pct,公司度电营业利润增加0.9分/千瓦时,带动上半年营业利润增加约1亿元。3)煤价回落贡献利润总额1.4亿元:2019年前三季度,公司煤机入炉标煤单价约为739元/吨,同比去年降幅为38元/吨,较去年节约燃料成本约1.4亿元。 用电高增叠加来水偏枯,火电超发。2019年前三季度,公司发电量同比增长15.7%。主要得益于:1、湖北省用电需求高增,湖北省用电量增速为7.92%,高于全国平均水平3.52pct。湖北省上半年,非金属矿物制品、电气设备、通用设备、通信设备、高能耗制造业增加值累计增速分别为9.8%、11.6%、10.4%、21.1%、8.5%,带动第二产业用电量增速高增6.7%;2、长江干流和湖北省内清江、汉江等流域来水大幅下滑,水电出力降幅较大。用电量高增与水电发电量下滑产生的电量供应缺口需要火电扛鼎补齐。 预期煤价持续回落,浩吉铁路运价存在博弈空间。2019年前三季度,湖北电煤均价603元/吨,同比下降-7.1%。1-9月,原煤产量27.4亿吨,同比增长4.5%;进口煤2.5亿吨,同比增长9.8%;动力煤总消费量同比增长3.4%,其中电力煤炭消耗量同比增长2.8%,火电发电量同比增长0.5%。煤炭供给增速大于需求增速,供需向宽松发展,预期煤价继续回落。浩吉铁路到湖北运价为0.2024元/吨公里,较预期偏高10%,下游对浩吉铁路运量需求减弱,料后续运价博弈仍会持续,运价有下行空间。 盈利预测、估值及投资评级:由于电量增长超预期,浩吉铁路定价较高,我们调整公司2019-2021年实现归母净利润5.9亿元、6.7亿元、8.8亿元(原预测值5.7亿元、8.9亿元、10.3亿元),同比增长183.1%、13.2%、32.1%,对应PE为9.2、8.1、6.2倍,参考CS火电板块可比公司2019年平均PE值为12倍,给予公司19年12倍PE,对应目标价为7.46元,维持“强推”评级。 风险提示:煤价大幅上涨;电价下调;发电量不及预期。

投资要点应包括公司基本特点、主要业务看点、研究员的投资逻辑和推荐依据、业绩预期、投资评级、估值分析、风险提示等核心内容。 要点应区分先后次序,重要的放在前面。要点 3-5个,总字数不超过 1000字。 风险提示: 事件: 10月 29日,公司发布 2019年三季报,公司 2019年前三季度营业收入 55.06亿元,同比+16.52%;归母净利润 4.95亿元,同比+191.70%。公司 2019Q3营业收入 21.03亿元,同比+14.60%;归母净利润 2.40亿元,同比+65.01%。对此我们点评如下: 发电量增长叠加煤价下跌推动业绩大幅增长。 公司业绩大幅增长有三方面原因: 1)发电量大幅增长:19年 1~9月,公司完成发电量 144.18亿度,同比+15.71%,发电量大幅提升主要驱动力是公司机组所在湖北省用电需求强劲,19年 1~9月湖北省用电量 1,685亿千瓦时,同比+7.92%,增速远高于同期全社会用电量增速 4.4%。 同时湖北省火电供需格局趋势向好, 19年 1~9月湖北火电设备平均利用小时 3,626小时,同比增长 300小时(+9.02%),同期全国火电设备利用小时 3,174小时,同比-101小时(-3.08%) 。2)煤价同比下降:19年 1~9月秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价均价为 598元/吨,同比-8.32%。公司燃料成本/营业成本约 60% (18年 64%),业绩对煤价敏感度高。煤价下跌推动公司毛利率大幅提升:公司前三季度毛利率17.65%,同比提升 6.87pct。3)上半年上网电价同比回升:经测算公司 19H1不含税综合上网电价为 0.370元/千瓦时,同比回升 0.009元/千瓦时。 市场电比标杆电折价呈收敛趋势,市场化电价使得火电盈利预期更加稳定。电力市场化推行以来,竞价逐渐趋于理性,市场电比标杆电折价呈收敛趋势。10月 24日,发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,将现行燃煤标杆上网电价机制,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。从中长期角度看,取消标杆电价,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,并非单边压制电价,而是保障电价在一个合理范围内波动(上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%)。未来电价市场化使得火电盈利预期更加稳定。 煤价波动主导火电板块行情,预计煤价中长期存在下行压力。从行情复盘来看,火电上涨行情通常由煤价下行驱动。中长期来看,在“房住不炒”叠加地产融资监管收紧背景下预计煤价趋势向下,同时煤炭产能向优质产地集中趋势下煤价承压。 投资建议:维持审慎增持评级。公司火电机组位于湖北省,区域用电增速及火电供需格局优于全国,煤价下行趋势下公司业绩有望进一步改善。我们预计公司2019-2021年归母净利润为 6.17、8.05、8.74亿元,同比增速为 195.6%、30.4%、8.7%,对应 10月 29日 PE 估值 8.8、6.8、6.2倍,维持“审慎增持”评级。 风险提示:电价下调风险,利用小时下降风险,煤炭价格波动风险。

业绩合乎预期,维持“买入”评级 1-9M19公司归母净利同比+178%~237%,合乎预期,主因系发电量高增长+入炉煤价下行,19Q3公司发电量/售电量分别为55.7/52.2亿千瓦时,同比+14.7%/14.8%,Q3电量持续高增长主因系用电需求旺盛+水电挤出效应有所弱化。考虑到发电量持续向好,上调19~21年归母净利润为6.0/7.9/8.4亿元(前值:4.6/7.8/8.3亿元),19-21年BPS预计为3.61/4.19/4.76元(前值:3.48/4.08/4.65元),考虑到浩吉铁路投运有望推动业绩向好,给予19年1.6-1.8x目标PB,目标价5.77-6.49元,维持“买入”评级。 Q3发电量同比+14.7%,主因系水电枯季来临+用电需求高增长 根据公司公告,19Q3公司完成发电量/上网电量55.7/52.2亿千瓦时,较去年同期+14.7%/14.8%,我们认为Q3电量持续高增长主因系用电需求旺盛+水电挤出效应有所弱化,根据国家统计局数据,7-8M19湖北全社会用电量/水电发电量同比+6.8%/-16.5%。根据我们测算,19Q1-3公司火电机组利用小时约3978小时,其中19Q1/19Q2/19Q3为1507/932/1539小时,分别同比增长约284/61/199小时。我们判断未来湖北电量高增长趋势有望持续,适当上调2019/20年利用小时为5132/5182(前值:4812/4862)。 Q3业绩合乎预期,公司未来有望充分受益煤价下行 根据公司公告,1-9M19公司归母净利同比+178%~237%,业绩合乎预期,主因系发电量高增长+入炉煤价下行。根据国家发改委数据,7-8M19湖北电煤价格均价590元/吨,较18Q3/19Q2均价变动-46/-8元/吨(vs秦皇岛Q5500煤炭7-8M19均价588元/吨,较18Q3/19Q2变动-45/-21元/吨),湖北因煤炭资源有限+运输不便致使煤价处于高位,我们判断未来湖北有望受益于浩吉铁路投运+国内煤炭供需趋于宽松等利好,煤价有望持续走低。 浩吉铁路正式通车,2020年开始有望显著降低公司燃料成本 根据新华社披露信息,浩吉铁路已于国庆节前开通,虽然最终运输定价高于市场预期,但我们认为浩吉铁路有望显著增加华中煤炭供给,并且驱动“三西”煤炭运送湖北耗时由一个多月缩短至1-3天,从而利好当地煤炭成本管控。公司煤电属性纯正,未来有望充分受益于煤价下行,根据我们测算,如果秦港Q5500现货价-10元/吨,则公司入炉煤价有望-12.4元/吨,驱动2019-20年归母净利润增厚5525/5636万元,增幅分别为12%/7%。 上调盈利预测,给予“买入”评级 考虑到发电量持续向好,我们上调19~21年归母净利润为6.0/7.9/8.4亿元(前值:4.6/7.8/8.3亿元),对应EPS为0.55/0.72/0.76元(前值:0.42/0.70/0.75元),BPS为3.61/4.19/4.76元(前值:3.48/4.08/4.65元)。当前股价对应19~21年P/E为9/7/7x,P/B为1.4/1.2/1.1x。参考可比公司19年P/B均值为1.2x,考虑到浩吉铁路投运有望推动业绩向好,给予公司19年1.6-1.8x目标PB,目标价5.77-6.49元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行,电价调整,来水挤压火电利用小时。

投资建议:给予审慎增持评级。公司火电机组位于湖北省,区域用电增速及火电供需格局优于全国,煤价下行趋势下公司业绩有望进一步改善。我们预计公司2019-2021年归母净利润为6.17、8.05、8.74亿元,同比增速为195.63%、30.41%、8.67%,对应10月10日PE估值9.0、6.9、6.3倍,给予“审慎增持”评级。 风险提示:电价下调风险,利用小时下降风险,煤炭价格波动风险。

事件:公司披露前三季业绩预告,归母净利润4.7~5.7亿元,同比增长178%~237%。对此点评如下: 第三季度业绩同比增长49%~118%,超过上半年业绩。公司披露前三季业绩预告,前三季度归母净利润4.72~5.72亿元,同比增长178%~237%;第三季度归母净利润2.17~3.17亿元,同比增长49%~118%。第三季度公司归母净利润中位数为2.67亿元,超过上半年归母净利润(2.55亿元)。 湖北省Q3水电偏枯,公司火电发电量增速较高;假设Q3度电收入维持Q2水平,测算Q3电力收入同比增长18%。公司Q3上网电量同比增长14.8%,维持上半年16.4%的快速增长。这主要是由于湖北省7~8月用电量增速6.8%,略高于Q2用电量增速(6.7%),保持快速增长。而湖北省7~8月水电发电量增速-16.5%,比Q2 -3.0%的增速更枯。 湖北Q3电煤价格环比下降,降低单位燃料成本。湖北省今年7~8月不含税电煤价格指数均值521.71元/吨,较Q2环比下降1.4%。从去年基数情况来看,2018Q2、2018Q3、2018Q4湖北电煤价格指数均值分别为534.25、547.73、554.68元/吨,逐步上升;因此2019Q3煤价同比降幅更为明显。假设今年Q3公司标煤单价较Q2环比下降1%,则测算Q3毛利4.42亿元,同比增长1.58亿元;而根据业绩预告中位数计算,今年Q3归母净利润同比增长1.22亿元。 浩吉铁路正式通车,运价略高于此前市场预期;通车后,湖北煤炭供应进一步宽松。9月28日,随着万吨煤炭重载列车71001次一声鸣笛,缓缓驶出内蒙古鄂尔多斯浩勒报吉南站,世界上一次性建成并开通运营里程最长的重载铁路--浩吉铁路(浩勒报吉至江西吉安铁路)正式开通运营,从此,我国铁路版图新增一条纵贯南北的能源运输大通道。1)规划年运输能力2亿吨。作为一条以煤运为主的重载货运线,浩吉铁路开通初期开办车站77座,设计时速120公里,规划年运输能力2亿吨以上,并同步建成集疏运项目21个。开通运营后,可以衔接沿线各地的多条煤炭集疏运线路,并实现铁水联运功能。2)按照规划,浩吉铁路承担的煤炭供应主要来自呼吉尔特、宁东、翰林等地,其中50%以上到达湖北,湖南、江西各占30%、20%。为实现较大的起始运输量,国家提出修建“靖边-神木”支线等要求,相关配套同步建设、同步接轨。到2020年,确保浩吉铁路至少完成运量6000万吨。这两条南北、东西向铁路大动脉在江西新余河下站交汇,随着9月24日浩吉铁路的投入运行,国家北煤南运新的战略通道正式打通,将彻底改变过去中国煤炭资源由西至东,再经过海运江运才能到达华中、华南地区的状况。3)目前正式运价公布,江陵以北0.2024元/吨公里,江陵到岳阳0.184元/吨公里,岳阳以南0.174元/吨公里;该运价水平略高于此前市场预期。此前市场预期参考蒙华铁路可行性报告中披露的运价0.18元/吨公里。 电量高增下业绩快速释放,维持推荐评级。预计公司2019~2021年归母净利润分别达到6.0、6.7、7.3亿元,对应市盈率9.2、8.2、7.6倍。公司当前市净率为1.6倍。公司三季度业绩表现优异。浩吉铁路通车宽松煤炭供应,电量成长足以支撑业绩高增。 风险提示:上网电价水平或低于预期,煤价或超预期上升等。

三季度业绩略超预期:根据业绩预告, 2019年前三季度,公司预计实现归母净利润 4.72-5.72亿元,同比增长 178.2%-237.2%;单看三季度,公司预计实现归母净利润 2.17-3.17亿元,同比增长 49.2%-117.9%。 公司业绩实现高增长, 略超预期。 利用小时数提升和煤价下行助推三季度业绩高增长:受益于湖北省宏观经济运行态势较好, 全社会用电量保持高增长。根据中电联数据,2019年 1-8月,湖北省全社会用电量 1495亿千瓦时( +8.2%),用电增速远高于全国平均水平( +4.5%)。受益于电力供给侧改革,湖北省电力供需格局持续改善,加之水电来水不及预期, 公司火电机组利用小时数同比大幅增加。 受益于煤价下行,公司入炉综合标煤单价同比有所下降。 根据煤炭资源网数据, 湖北省煤价稳步下行,年初至今连续8个月电煤价格指数同比负增长。 2019年 8月份,电煤价格指数为 588元/吨,同比下降 7.9%。 浩吉铁路(原蒙华铁路) 如期投产, 继续看好公司盈利大幅改善: 截至 2019年 6月底, 公司控股装机为 370.5万千瓦,其中火电 359万千瓦,风电 9.35万千瓦,生物质 2.16万千瓦,火电占比高达 97%,具备煤价高弹性特点,且全部火电机组具备供热能力。由于湖北省煤炭资源贫乏,燃煤主要来自外省长距离运输,燃料成本居高不下。考虑到 2019年全国煤炭供需形势显著好转,浩吉铁路于 2019年国庆前夕顺利投产,直接缓解华中地区“采购成本高、运输成本高”的双重难题。 公司地处华中用电负荷中心, 长源一发处于用电负荷中心武汉,荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点,汉川一发为江北重要大电源点,公司有望充分利用电厂的地理优势,积极争取计划电量。 同时,通过梳理湖北省重点电源工程项目的施工进度可以看出, 2019年投产的大型发电项目较少, 湖北省电力供需格局有望持续改善。在用电量高增长的背景下,存量火电机组有望获得较大的利用小时数提升。 湖北省旺季更旺,高库存、高调入有效满足高耗用需求: 根据湖北省发改委数据, 2019年 1-8月份,全省统调电厂累计调运电煤 3708万吨,增加 734.5万吨;累计耗煤 3648.5万吨,增加 718.7万吨,调运量和耗煤量增幅均超过 20%。 8月份电煤调运量、消耗量和库存量呈“三高”态势,全省统调电厂调入电煤 494万吨,同比增加 134万吨;消耗电煤 585.5万吨,增加 128.6万吨;月末库存 497.7万吨,增加 134.3万吨,按上年同期日均耗煤测算,可满足 34天耗用。 虽然火电发电量高增长,但高调入、高库存有效保障电煤高耗用需求。 投资建议:买入-A 投资评级,6个月目标价 6.0元。我们预计公司 2019年-2021年的收入增速分别为 14.0%、 1.9%、 1.5%,净利润分别为 7.0亿元、 9.0亿元、 10.5亿元,对应市盈率分别为 7.9倍、 6.2倍和 5.3倍。 风险提示: 煤价持续高位,电价下调风险,风电项目推进进度不及预期。

湖北省用电增长叠加水电出力下降,长源电力业绩大幅改善:2019年H1,长源电力实现归母净利润2.55亿元(同比+955.17%),业绩大幅增长主要系:1)湖北省用电量增加。2019年H1,湖北省全社会用电量同比增长8.83%,公司发电量同比增长16.34%;2)水电出力下降,火电保供增发。2019年H1,因流域来水偏枯,湖北省内主力水电厂发电量总体下降2成;3)煤炭价格下行。2019年H1,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。2019年H1,“发电量同比上升,煤价下降”净增加营业利润约2.90亿元。 尚未达减持价格,2020年风电业绩可期:湖北能源集团虽然计划减持2%股份。但长源电力在2019.09.30收盘价为4.58元/股,距离湖北能源减持价格底线(5.5元/股)尚有一定空间。2019年H1,公司在运风电装机达到9.35万千瓦,风电实现净利润2090.3万元。预计吉阳山项目(5万千瓦装机)2019年内投产发电,中华山二期项目(4.95万千瓦装机)2020年投产发电,2020年风电项目将较大程度贡献公司业绩。 浩吉铁路开通,长源电力煤炭采购成本有望降低:浩吉铁路于2019.09.28日正式运营,可显著提升华中地区煤炭的供应保障。根据财新报道,浩吉铁路运费暂定执行价为:1)江陵以北(含江陵)为0.2024元/吨公里;2)江陵-岳阳(含岳阳)为0.184元/吨公里;3)岳阳以南为0.174元/吨公里;4)既有线按原价。浩吉铁路运价水平高于此前预期(0.184元/吨公里),预计“湖北、湖南、江西等火电企业电煤采购成本”降低幅度有所缩窄。我们预计浩吉铁路开通将降低湖北省火电的采购成本在10-30元/吨之间,一定程度利好长源电力未来业绩表现。 投资建议:预计2019-2021年净利润分别为4.63/6.09/6.63亿元,对应EPS分别为0.42/0.55/0.60元,当前股价对应PE分别为11.0/8.34/7.66X。预计2019-2021年BVPS分别为3.38/3.85/4.31元,当前股价对应PB分别为1.35/1.19/1.06X,火电行业PB在1.1X,考虑公司盈利能力强于行业水平,给予1.2-1.4XPB估值,对应股价合理区间在4.06-4.73元,下调至【谨慎推荐】评级。 风险提示:煤价采购成本下降不及预期的风险;电价大幅下调风险。