国电电力:计提减值拖累业绩,煤价回落有望减轻成本压力

量价双升助推公司收入稳步增长

    受到异常气候及年初国内“电代煤”的影响,2018年我国全社会用电量达到6.85万亿千瓦时,同比大幅增长8.5%,增速比17年提高了1.9个百分点。在用电需求较好的情况下,公司2018年实现发电量2132.2亿千瓦时,同比增长5.5%,其中火电发电量1488.5亿千瓦时,水电发电量508.4亿千瓦时,风电发电量132.2亿千瓦时,光伏发电量3.1亿千瓦时,分别同比增长3.19%、9.62%、18.51%、-2.5%。同时,17年7月1日起发改委上调燃煤机组标杆上网电价,导致18年上半年电价同比提升,公司全年平均上网电价提升0.8分/千瓦时,量价双升助推公司18年收入同比增长9.45%。

    多因素抵消高煤价影响,财务费用及资产减值致利润下滑

    2018年,国内煤炭行业供需持续偏紧,煤价仍然维持高位,全国电煤价格指数全年均值为531元/吨,同比提升15.1元/吨,公司入炉标煤单价达到609.5元/吨,同比提升24.2元/吨。但由于公司电价明显提升,高毛利率的风电、水电电量大幅增长,因此在煤价略微增长的情况下公司的毛利率反而由17年的17.0%提升至18.6%,同时毛利润由17年的101.9亿元提升至121.9亿元。但是,公司18年新增投产项目,借款利息费用化导致公司的财务费用同比增加10.6亿元,叠加资产减值损失同比17年增加21.8亿元,公司归母净利润同比下滑38.4%至13.7亿元。

    合资公司正式落地,成本控制能力有望增强

    19年1月,公司与中国神华合资组建的北京国电电力有限公司正式完成工商注册和资产交割,国电电力控股装机容量达到8585.99万千瓦。同时集团明确将国电电力作为集团常规能源(包括水电、火电)发电业务整合平台,并承诺在合并完成后5年内将集团常规能源发电业务(不包括其它上市公司资产)择机注入国电电力。我们认为,未来公司可加强与国家能源集团在煤炭板块上的合作,从而更为有效的控制煤炭成本。

    19年煤价中枢有望下移,维持公司“增持”评级

    2019年1-2月,受到去年同期高基数的影响,我国火电发电量增速下滑至1.7%,增速与去年同期相比降低了8.1个百分点,导致煤炭下游需求增速明显放缓,1-3月全国电煤价格指数均值为507.6元/吨,同比下降56.8元/吨。虽然年初内蒙、陕西的矿难对国内煤炭供给造成一定冲击,但我们认为随着国内煤炭有效产能的逐步释放以及下游需求增长放缓,2019年我国煤价中枢将进一步向绿色区间靠拢。

    在不考虑合资公司影响的情况下,我们预计2019-2021年公司收入水平将分别达到728.57亿元、765.96亿元、780.08亿元,归属于母公司所有者的净利润分别为35.87亿元、45.67亿元、50.30亿元,对应EPS为0.18元、0.23元、0.26元,维持公司“增持”评级。