京能电力(600578)：发电量增长及成本端下降带动业绩增长 动力煤走弱业绩将持续改善

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。