移动版

京能电力:成本端下降助推18年业绩攀升,19年还看煤价下行及...

发布时间:2019-04-28    研究机构:太平洋证券

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(600578)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。

申请时请注明股票名称