事件:2019年6月13日,公司发布公告称公司拟竞买华能国际电力股份有限公司挂牌转让的山西西山晋兴能源有限责任公司10%股权,该股权挂牌价12.8亿元。 点评 测算挂牌估值7.73倍,较为便宜:据公告,2018年晋兴能源实现净利润16.57亿元,考虑10%股权比例以及12.8亿元的挂牌价,测算挂牌估值为7.73倍PE,而6月14日西山煤电PE-TTM为10.3倍。PB角度来看,晋兴能源2018年末净资产为105.37亿元,考虑10%股权与挂牌价,测算PB为1.2倍。收购价格无论与公司自身估值比还是与行业相比,挂牌价格均较低。 股权进一步集中,利润有望增厚:据公告,晋兴能源是西山煤电重要的控股子公司,持股比例80%,其下属斜沟矿是国家煤炭工业“十一五”规划建设项目和重点建设的10个千万吨矿井之一,有较强的竞争优势和发展潜力。目前斜沟矿产能1500万吨/年,收购10%股权后控股比例达到90%,权益产能增加150万吨/年,占公司在产总产能2590万吨的5.7%。据公告2018年晋兴能源实现净利润16.57亿元,假设完成10%股权收购后业绩理论增厚1.66亿元,增幅9.21%。以6月14日市值测算,西山煤电2018年PE为11倍,假设股权收购完成,对应PE为10倍,降低1倍PE。 二季度焦煤价格同比上涨,公司业绩改善确定性较强:据Wind数据,二季度(4月初-今)京唐港主焦煤均价为1776.86元/吨,较去年同期高1.36%,年初-今京唐港主焦煤均价为1825.41元/吨,较去年同时期高约75元/吨或4.27%。同时4月1日起增值税税率下调,公司采取“降税不降价”政策,提高不含税售价,因此在煤价走高与增值税下调的双重催化下s,公司业绩改善确定性较强。 山西国改有望加速:据山西日报报道,4月15日山西省深化国有企业改革大会召开,山西省委书记骆惠宁强调,“要善于用好用活上市公司,今年要大力实施“上市公司+”战略,力争实现整体上市、新股上市两个“零的突破”,现有上市公司要加强市值管理,逐步提升资产证券化率”。公司做为焦煤集团唯一煤炭上市公司,有望受益于山西国改。 投资建议:暂不考虑股权收购的背景下,预计2019-2021年公司归母净利为22.99/24.31/24.99亿元,折合EPS分别为0.73/0.77/0.79。公司目前估值较低,给予买入-A评级,6个月目标价8.76元,对应12倍PE。 风险提示:煤炭价格大幅下跌,国企改革进度低于预期,股权收购存在不确定性。

事件:公司2018年实现营收322.7亿元,同比增加12.6%,归母净利润18.02亿元,同比增加14.87%。2018年Q4营收88.99亿元,同比增加16.75%,环比增加9.64%;归母净利润2.80亿元,同比增加43.03%,环比减少31.32%。2019年Q1营收85.10亿元,同比增加16.59%,归母净利润5.94亿元,同比增加15.79%。 点评: 1、2018年煤炭板块毛利率小幅下滑,产销量增长总体板块利润增厚。 2018年公司实现原煤产量2745万吨,同比增加9.89%;洗精煤产量1170万吨,同比增加6.36%。从销量上看,2018年公司商品煤销量2561万吨,同比增加7.38%,瘦精煤、原煤同比增幅最大,分别为24.53%、49.32%;洗混煤1040万吨,同比减少1.42%。从售价来看,2018年公司商品煤综合售价674.68元/吨,同比增加1.73%,除气精煤、原煤小跌外,其余煤种售价不同幅度上涨,焦精煤、瘦精煤涨幅最大(除煤泥),对应涨幅分别为6.45%、5.26%。综合来看,煤炭业务量价齐增,全年实现营收172.79亿元,同比增长9.26%,不过成本增幅相对较大,毛利率同比下降2.02个百分点至55.61%,煤炭板块毛利润96.08亿,同比增长5.4%。 2.2018年每10股派3元,分红大超预期,关注集团国企改革进展。 公司拟以31.512亿股为基础派发2018年度末期股息现金人民币0.3元/股(含税),共计9.45亿元(含税),为公司归母净利润的52.45%,分红大超预期。2017年上市公司层面煤炭产量2498万吨,集团总产量9610万吨,上市公司产量仅占集团的26%,焦煤集团资产证券化率仅24%,集团优质资产有望证券化,关注国企改革进展。 3、2018年焦炭板块量价齐升,电力业务亏损依旧。 2018年公司焦炭产量438万吨,同比增加1.62%;焦炭销量448万吨,同比增加5.66%。2018年公司吨焦售价1756.86元/吨,同比增加95.73元/吨;吨焦生产成本1655.14元/吨,同比增长91.67元/吨,吨焦毛利101.72元/吨,同比增加4.06元/吨,焦炭板块毛利率同比小降0.09个百分点至5.79%。2018年公司发电量159亿度,同比增长21.37%,售电量143亿度,同比增长22.22%。2018年电力、热力板块毛利率同比上升3.11个百分点,但仍亏损。 4.经营效率提升,研发费用增加。 2018年公司期间费用率17.65%,同比下降0.78个百分点,其中销售费用率、财务费用率同比分别下降0.96、0.4个百分点至7.56%、2.78%;管理费用率、研发费用率同比分别上升0.54、0.04个百分点至6.52%、0.79%。2018年研发投入2.56亿元,为西山晋兴能源重点科研项目“斜沟选煤厂智能化改造”。综合来看2018年全年实现归母净利润18.02亿元,其中Q4实现2.80亿元(计提资产减值损失1.47亿),2019年Q1公司毛利环比下降3.81亿元,而费用控制较好,环比下降5.26亿元,致归母净利润增加至5.94亿元。投资建议:由于公司吨煤成本增加,我们向下调整对公司的盈利预测,2019-2020年净利润由21.03亿、22.23亿下调至19.56亿、20.11亿;预计2021年净利润为18.83亿元,此处暂不考虑集团资产证券化率的提高,我们认为公司有望受益国改,维持“买入”评级。 风险提示:山西国改进程不及预期,宏观经济大幅下滑,煤价大幅下跌

18年归母净利同比增14.9%,19Q1业绩略超预期 公司披露年报以及一季报,公司18年实现归母净利润18.02亿元,同比增长14.9%(17年盈利15.69亿元),折合每股收益0.57元。分季度,第4季度业绩环比减少31.3%,主要源于四季度资产减值损失计提1.47亿元(主要对武乡西山发电厂计提商誉减值)。 19年第1季度实现归母净利润5.94亿元,同比增长15.8%。扣非后净利润5.96亿元,同比增长14.8%,略超预期,推算主要源于焦煤价格上涨(一季度柳林4号焦煤坑口价同比增0.81%)以及子公司减亏。 18年原煤产量增长10%,吨煤净利约115元 18年煤炭业务分部实现营业收入(未考虑合并抵消)276亿元,同比增10.3%,净利润31.6亿元,同比增15%。18年公司生产原煤2745万吨,同比上涨9.9%,洗精煤1170万吨,同比上涨6.4%,精煤洗出率约43%;销售商品煤2561万吨,同比上涨7.4%。商品煤综合售价为675元/吨,同比上涨1.75%;吨煤成本300元/吨,同比上涨6.6%;吨煤净利约123元(17年为115元)。 18年焦炭盈利0.63亿元,电力业务亏损 18年实现焦炭、电力业务营业收入分别为93.8、49.9亿元,分别同比增13.6%、48.7%,净利润分别为+0.63亿元、-6.18亿元,17年同期分别为0.62亿元、-5.77亿元。焦炭业务:18年净利润6251万元,全年焦炭产量为438万吨,同比增长1.6%。焦炭销量448万吨,同比增长5.7%。根据我们测算,吨焦价格为1757元,同比上涨5.76%。吨焦成本1655元,同比上涨5.86%。电力业务:18年亏损6.2亿元,总发电量为159亿度,同比增长21.4%;总售电量143亿度,同比增长22.2%。 山西国企改革稳步推进 根据山西省人民政府网,2019年4月15日召开的山西省深化国有企业改革大会提出,所有竞争性企业,原则上都要开展股权多元化和混合所有制改革,同时推进省属煤企集团公司面向全国引进战投,推出一批煤矿类子企业混改项目,允许民营企业控股,并将2019年明确为山西省国资国企改革“决胜年”。公司控股股东山西焦煤集团拥有煤炭产能1.74亿吨,年产量约1亿吨,而西山煤电煤炭产能为3020万吨,年产2745万吨,公司控股股东煤炭资源丰富,随着山西国国改持续推进,公司有望受益。 盈利预测与投资评级 公司是焦煤行业龙头,主焦煤煤种具有稀缺性,我们预计焦煤供给偏紧推动价格维持高位,同时公司焦炭业务景气度较高,电力、建材业务盈利有望改善。此外,随着山西国改推进,公司有望受益,预计2019-2021年EPS分别为0.59元、0.63元、0.68元,对应19年PE为12.4倍,参考历史估值给予19年PE14倍,合理价值8.26元/股,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济发展低于预期,下游需求超预期下跌,产量大幅增长,供需失衡,煤价超预期下滑,公司成本费用过快上涨。

事件:2019年4月22日,公司发布2018年年报和2019年一季报,2018年实现归属于上市公司股东的净利润18.02亿元,同比增长14.87%。2019年一季度实现归属于母公司所有者的净利润为5.94亿元,较上年同期增15.79% 点评 四季度实现净利润2.8亿元,全年业绩符合预期:根据年报测算,四季度公司实现归母净利润2.8亿元,同比增长43.03%,环比下降31.32%。业绩环比大幅下降的主要原因是1)三费环比增加4.07亿元或28.01%;2)计提资产减值损失1.47亿元。 煤炭业务量价齐升:煤炭业务产销两旺,2018年原煤产量2745万吨,同比增长9.88%,其中洗精煤1170万吨,同比增加6.36%,测算精煤洗出率为42.62%,较2017年下滑1.41个百分点。公司销售商品煤2561万吨,同比增长7.38%。公司煤炭综合售价同比提高1.73%至674.68元/吨,吨煤销售成本299.51元/吨,同比上涨6.6%。由于成本增速较高,2018年煤炭业务毛利率下降2.02个百分点至55.61%。 焦化业务盈利保持平稳,电力业务仍拖累业绩:而由于煤价上涨,电力业务与焦炭业务盈利能力下滑。公司焦炭产销量基本保持平稳,分别为438/448万吨,焦炭业务毛利率为5.79%,下滑0.09个百分点。电力业务方面,公司2018年累计供电143亿度,同比增长22.2%。但由于煤价上涨,电力业务毛利率为-3.18%,仍处于亏损状态。 一季度业绩超预期:公司一季度实现营业收入为85.1亿元,较上年同期增16.59%;归属于母公司所有者的净利润为5.94亿元,较上年同期增15.79%,超出市场预期。公司业绩同比改善的主要原因是焦煤价格上涨,据Wind数据,京唐港主焦煤一季度均价为1867元/吨,同比增长6.75%。由于公司长协煤比例高,一定程度上限制了公司的业绩弹性,但增值税下降利好公司业绩释放。近年来公司并无大型新建产能投产,预计产销量保持平稳。由于焦煤本身的稀缺性以及进口收紧,焦煤价格有望保持高位,公司业绩有望持续改善。 山西国改有望加速:据山西日报报道,4月15日山西省深化国有企业改革大会召开,山西省委书记骆惠宁强调,“要善于用好用活上市公司,今年要大力实施“上市公司+”战略,力争实现整体上市、新股上市两个“零的突破”,现有上市公司要加强市值管理,逐步提升资产证券化率”。公司做为焦煤集团唯一煤炭上市公司,有望受益于山西国改。 投资建议:预计2019-2021年公司归母净利为22.99/24.31/24.99亿元,折合EPS分别为0.73/0.77/0.79。考虑煤炭板块整体景气回升,公司目前估值处于低位,给予“买入-A”评级,6个月目标价8.76元。 风险提示:煤炭价格大幅下跌,国企改革进度低于预期

公司披露2018年度报告:实现营业收入322.71亿元(+12.62%),归属于上市公司股东净利润18.02亿元(+14.87%),其中Q1、Q2、Q3和Q4分别为5.13、6.02、4.07和2.80亿元,扣非后归属于上市公司股东净利润为17.40亿元(+10.72%),基本每股收益为0.57元/股(+14.88%),加权平均ROE达到9.54%(+0.4%) 煤炭产销量有所增长,单位价格、成本皆上升,单位毛利下降,吨煤利润约。报告期内,公司第一大收入来源(收入占比54%)煤炭产销量分别为2745万吨(+9.89%)、2561万吨(+7.38%),其中精煤产销量分别为1170万吨(+6.36%)、1198万吨(+8.22%),煤炭综合售价675元/吨(+2%),略高于2017全年的663元/吨,吨煤成本300元/吨(+7%),吨煤毛利为375元/吨(-1.82%),低于2017全年的382元/吨。其中,晋兴能源(即为1500万吨/年斜沟矿)实现净利润16.7亿元,权益净利润13.3亿元,占公司比重高达73.5%。 焦化业务产销量同比增长,盈利总额增加。报告期内,第二大收入来源(收入占比24%)焦炭产/销量438/448万吨,同比+1.62%/+5.66%,吨焦价格1757元/吨(+5.8%),吨焦成本1655元/吨(+5.9%)。合并报表的两家焦化企业净利润合计6251万元(+1.44%),吨焦净利润达到14元/吨(同比下降1元/吨)。 电力业务发电量大幅上升,受燃料价格上涨影响仍亏损。第三大收入来源(收入占比14%)电力业务发/售电量分别为164/148亿千瓦时,同比+25.19%/+26.50%,古交电厂三期正式投产运营,担负起省城供热任务,经济及社会效益凸显。度电售价0.30元(+6.53%),度电成本0.31元(+3.42%),系燃料价格同比上涨所致。合并报表的四家电力公司合计亏损3.18亿元(同比减少2.60亿元),度电约亏2分钱。 资源整合矿将贡献产量,集团资产证券化有望加快。2018-2019年,公司整合煤矿鸿兴煤业、登福康煤业(合计120万吨)有望逐渐投产,有助于增厚公司业绩。2019年4月15日,山西省再度召开深化国有企业改革大会,省委书记强调要以“非常之力、恒久之功”推动山西国资国企改革整体进入全国第一方阵,特别提到要善于用好用活上市公司,今年要大力实施“上市公司+”战略,力争实现整体上市、新股上市两个“零的突破”,现有上市公司要加强市值管理,逐步提升资产证券化率。截至2017年底,西山煤电资产总额578.56亿元,原煤产量2498万吨,而同期山西焦煤集团分别为2956.73亿元、9610万吨,前者占后者比重分别为19.6%、26.0%,集团外非上市资产规模较大。 管理费用大幅增长,销售费用和财务费用微降。报告期内,公司销售费用24.41亿元(-0.04%),与去年基本持平。管理费用21.04亿元(+22.83%),系职工薪酬、租赁费和无形资产摊销增加所致。财务费用8.96亿元(-1.78%),系利息收入增加所致。三项期间费用合计54.41亿元(+7.38%),期间费用率为16.86%,同比下滑0.82个pct。 2019Q1业绩增长15.79%。2019年一季度,公司实现收入85.1亿元,同比增加16.6%,归属于上市公司股东净利润5.94亿元,同比增加15.8%,我们判断公司业绩增长主要是因为一季度焦煤价格上涨所致。n盈利预测与估值:我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为20.3/22.4/24.3亿元,折合EPS分别是0.64/0.71/0.77元/股,当前7.27元股价对应PE分别为11.3X、10.2X、9.5X,维持公司“买入”评级。 风险提示:宏观经济低迷;行政性去产能的不确定性。

煤炭:产销两旺,业绩继续增长。2018年公司原煤产量2745万吨,同比增加10%,其中精煤产量1170万吨,增加6%,精煤率43%,保持稳定;煤炭销量2561万吨,同比增加7%。综合售价675元/吨,同比增加2%;测算生产成本300元/吨,增加7%,吨煤净利87元,增加3元/吨;测算煤炭板块实现净利22.2亿,增加11%。 电力:燃煤成本居高不下,电力板块继续亏损。2018年发电量159亿度,增加21%,售电量143亿度,增加22%,产销率90%,维持稳定,电量增长主要由于古交三期2*66万千瓦机组投产,该机组今年还将贡献增量电量,规划2019年发电量将达到170亿度;测算上网电价0.277元/度,增加10%,完全成本0.3元/度,持平,度电净亏损2分2,电力板块合计亏损3.2亿元,归母亏损2.4亿,成为拖累业绩的主要因素。 焦化:焦炭景气度维持,焦化板块保持盈利。2018年焦炭产量438万吨,销量448万吨,满朝满销,同比小幅增长;长期亏损的西山煤气化继续盈亏平衡,京唐焦化净利6246万元,保持稳定。 盈利预测与投资评级:盈利继续改善,叠加国改预期,维持“强烈推荐-A”评级。公司是山西焦煤旗舰,国改先锋,集团大量优质焦煤资产存在注入预期,当前正是配置国改煤炭股的最佳时机;预计公司2019年EPS为0.67元/股,当前估值11倍,维持“强烈推荐-A”评级。 风险提示:宏观宽松政策转向,地产和基建投资增速下滑。

2018年净利润增长14.48%:2018年公司实现收入322.71亿元,同比增长12.62%,实现归属股东净利润18.02亿元,同比增长14.48%;毛利率为12.62%,同比下降1.67个百分点,利润率为5.59%,同比微升0.11个百分点;EPS为0.572元,分配方案为每10股派发现金红利3.00元(含税),分红率52.45%,以报告日收盘价计算,股息率为4.13%。 2018年煤价涨幅放缓,产、销量的增长贡献盈利增长:2018公司煤炭产量、销量分别为2745万吨和2661万吨,同比分别增长9.89%和11.57%,增量品种主要来自瘦精煤和原煤,同比分别增长24.53%和49.32%。2019年煤炭销售均价为675元/吨,同比上涨1.81%,其中洗混煤价格涨幅最大,为24.99%;吨煤销售成本为288元,同比上涨2.49%,吨煤毛利387元,同比上涨1.31%。煤炭板块公司收入和毛利的比重分别为53.53%和93.69%。此外,公司费用控制较好,销售费率和管理费用率分别较2017年下降0.96和0.21个百分点,为盈利增长做出贡献。 跷跷板效应体现,焦化、电力板块增收不增利:2018年合并抵消前公司电力、焦化板块分别实现收入93.82亿元和49.88亿元,同比分别增长13.59%和48.69%,焦炭板块实现净利润6251.45万元,同比增长1.44%,电力板块则亏损-6.18亿元,体现了煤炭与下游的跷跷板效应。 2019年Q1净利润增长15.79%:2019年Q1公司实现收入85.10亿元,同比增长16.59%,环比下降4.36%,实现归属股东净利5.95亿元,同比增长15.79%,环比增长112.52%。毛利率为28.96%,同比下降2.27个百分点,环比下降3.00个百分点;净利率为6.99%,同比微降0.5个百分点,环比提升3.84个百分点。Q1实现EPS为0.19元。 山西国企改革推进,公司外延扩张空间大:山西省政府于2017年5月通过了《关于深化国企国资改革的指导意见》以及三个配套意见,2018年山西国企占全国1/10任务量的“三供一业”100%完成移交,4月15日山西省国资系统会议再次加压国企改革,年内有望进一步推动重点公司资产整合。公司股东山西焦煤集团是省国有独资企业,拥有6大矿区,下辖100座煤矿,产能1.74亿吨/年,其中西山煤电是唯一以优质焦煤为主业的上市平台,目前公司煤炭储量、产能、产量仅占集团公司比重不足30%。按照山西省国企整合思路,可能成为集团整合旗下优质焦煤资源的平台。 投资建议:我们预测公司2019年至2021年的每股收益分别为0.53、0.59和0.62元。净资产收益率分别为8.1%、8.3%和8.1%,我们判断2019年煤价前高后低,公司业绩有下行压力,但考虑到山西国改的推进和公司外延扩张潜力,仍对公司维持增持-A建议。 风险提示:煤价下跌幅度超预期、环保政策变动、重大安全事故、国改推进进度不及预期。

供给刚性,强议价+高长协景气有望延续 供给刚性资源稀缺性凸显,品牌集群与高长协比例对煤价形成支撑。我国炼焦煤资源较为稀缺,且焦煤肥煤储产占比较低,同需求端存在错配。受产能下降及安监环保等影响,焦煤产量逐年下降,而未来国内新增产能有限,国内供给刚性,澳洲焦煤进口限制加大供给紧张程度。焦煤供需面仍好,焦煤品牌集群提升煤企议价能力,高长协占比与长协价提涨对煤价形成支撑。 量价齐升提升业绩,煤炭板块业绩靓丽 产能增量空间仍存,高洗选低成本推升公司盈利。公司资源禀赋突出,近年通过产能置换释放斜沟矿等先进产能,以及推进整合矿投产等方式,在产优质煤炭资源逼近3000万吨大关,且后续产能增量空间仍存,2019年整合矿预计新增产能120万吨。2018年上半年公司量价齐升,商品煤销量1218万吨,同比提升6.01%。行业景气带来煤价中枢上移,较好的洗选能力提升公司获利能力,2018年上半年商品煤综合售价669元/吨,较2017年全年均价提涨6元/吨。公司成本控制得力,吨煤毛利领跑行业,2018年上半年达到388元,煤炭业务毛利率持续在50%以上。 焦化板块盈利改善,电热板块仍有拖累但长期边际向好 焦化盈利向好,电热板块业绩承压。公司注重多元化发展,除煤炭业务外,在焦化、发电产业链均有涉足。受益行业景气与契约化管理起实效,焦化板块整体盈利向好,2018上半年实现毛利1.80亿元。受原料成本提升及售电价格趋势下行影响,2018上半年公司电力热力板块亏损2.02亿元。煤价高位背景下,短期电热板块盈利整体难言乐观,但长期边际向好。此外,受益参股公司山西焦化成功资产重组,公司投资收益出现较大增量,预计全年山西焦化贡献收益近9000万元,同比提升近8300万元。 国改预期提升,低估值焦煤龙头值得布局 国改预期提升,集团优质资产注入可期。公司焦煤产量占集团比重不到30%,而要打造“全国乃至全世界炼焦煤市场上的龙头老大”,几近需集团焦煤资产全部注入。当前集团上市公司体外产能近5000万吨,且精煤洗出率超过公司。作为集团煤炭资源整合平台,优质资产注入预期推升公司价值。当前公司估值仅约历史2%分位水平,而测算核心煤矿重置成本下限近380亿元,远超公司市价,公司价值存在明显低估。我们预计2018、2019年公司EPS分别为0.59、0.64元,对应P/E分别为9.3X、8.5X,维持“增持”评级。

事件:10月30日公司发布2018年三季报,报告期内公司实现营业收入233.72亿元,同比增11.12%;利润总额26.40亿元,同比增20.88%;归母净利润15.23亿元,同比增10.86%;扣非后归母净利15.44亿元,同比增13.24%;经营活动产生的现金流净额50.99亿元,同比增112.33%;基本每股收益0.48元,同比增0.04元。 公司2018年三季度实现营业收入81.16亿元,同比增9.68%,环比增2.01%;利润总额8.55亿元,同比增24.31%,环比降9.14%;归母净利润4.07亿元,同比降10.72%,环比降32.39%;扣非后归母净利4.17亿元,同比降1.32%,环比降31.41%;经营活动产生的现金流净额13.55亿元,同比增1.79%,环比降23.71%;基本每股收益0.13元,同比降0.01元,环比降0.06元。 点评: 公司前三季度期间费用下降,盈利提升,关键经营指标持续改善。公司前三季度实现毛利74.11亿元,同比增1.23亿元(1.69%),毛利率31.71%,同比下降2.94个pct。期间费用(含研发费用)41.13亿元,同比降1.52亿元(3.6%);其中销售费用16.91亿元,同比降2.67亿元(13.64%);管理费用(含研发费用)18.07亿元,同比增2.3亿元(14.58%);财务费用6.15亿元,同比降1.15亿元(15.75%);期间费用率16.8%,同比降3.48个pct。公司前三季度所得税8.86亿元,同比增2.44亿元(38.01%),税率33.56%,同比增4.16个pct。ROE7.71%,同比提高0.15个pct,盈利能力继续提高,这主要得益于公司提高长协比例、降低负债率带来的公司销售费用和财务费用的降低。报告期内,公司负债率61.14%,较去年同期下降1.92个pct,,环比中报下降0.06个pct,资产负债表不断优化。公司营业周期(存货周转天数+营收账款周转天数)88.69天,连续9个季度下降,营运能力持续提升。 管理费用及所得税增加拖累三季度业绩。公司Q3实现毛利25.39亿元,同比增1.14亿元(4.7%),环比降0.53亿元(2.04%);单季毛利率31.28%,环比降1.3个pct,同比降1.49个pct。Q3期间费用(含研发费用)15.14亿元,同比增0.53亿元(3.63%),环比增1.55亿元(11.41%),期间费用率18.65%,同比降1.09个pct,环比增1.57个pct。Q3期间费用的增加主要来自管理费用,环比增1.31亿(23.73)至6.83亿(含研发费用),同比持平。公司Q3所得税3.8亿,同比增1.76亿元(86.27%),环比增1.2亿元(46.15%);所得税率44.44%,同比增14.79个pct,环比增16.81个pct。公司Q3管理费和所得税的大幅增加,拖累三季度业绩,Q3归母净利4.07亿元,同比降0.49亿元(10.72%),环比降1.95亿元(32.39%)。Q3单季ROE2.09%,同比降0.46个pct,环比降1.1个pct。 焦煤供给受抑、需求好转,价格上行利好公司四季度业绩。在山东“龙郓煤矿”矿难引发多矿停产整顿,安全监察进一步趋严以及山西治理超产的影响下,焦煤供给受限。下游焦炭生产企业利润高企,生产积极性高,焦煤库存量少,补库意愿强。供给受限、需求向好,焦煤价格走强,公司控股股东山西焦煤集团10月再一次上调了焦煤的长协与现货价格,公司四季度业绩有望好转,全年盈利或将继续改善。 盈利预测及评级:基于行业基本面向好以及逐步改善的公司经营指标,我们预计公司2018-2020年EPS分别为0.64元、0.74元、0.82元,当前股价6.60元(11月2日收盘价),对应市盈率分别为10、9和8倍。维持公司“买入”评级。 股价催化因素:经济增长超预期;煤炭行业供给侧改革超预期;公司国企改革进程超预期。 风险因素:宏观经济大幅失速下滑;安全事故风险。

事件: 公司发布2018年半年度业绩公告,报告期内公司实现营业收入152.56亿元,同比增长11.91%;实现归属于母公司的净利润11.15亿元,同比增长21.59%;每股收益0.35元,同比增长21.61%。 观点: 煤炭板块产、销、价齐升助力业绩增长。公司拥有煤矿11座,煤炭资源储量41.06亿吨,可采储量23.16亿吨,其中在产煤矿7座,核定产能2960万吨/年。2018年上半年煤炭板块实现收入81.46亿元,同比增长7.9%;实现毛利47.2亿元,同比下降0.66%。上半年原煤产量1337万吨,同比增长2.53%;商品煤销量1218万吨,同比增长6.01%;商品煤综合售价668.81元,同比增长1.76%。 积极开展产能置换,巩固龙头地位。为贯彻落实产能置换政策,公司下属斜沟煤矿以相对低廉的价格向山西焦煤集团下属煤矿购置产能共计210万吨/年,收购西山庆兴煤业置换指标90万吨/年。通过产能置换后,斜沟煤矿产能可提升至1500万吨/年,为2018年煤炭板块带来确定性增量,预计2018年公司 煤炭产量2650万吨,同比增长6.08%。 焦化产能稳定,获利水平仍低。公司目前拥有540万吨/年的焦炭产能,受焦化行业景气度提升、下游钢厂需求增加带动,公司2018年上半年焦炭产量220万吨,同比增加5.26%;实现收入37.11亿元,同比增长13.09%。但受煤价提升影响,成本较去年同期上升14%,实现毛利仅1.8亿元,较去年同期下降1.1%。 煤价高位运行,热电难言盈利。公司目前发电机组总装机容量为3150兆瓦,2018年上半年发电量72亿度,同比增长20%;售电量64亿度,同比增长18.52度。实现收入20.12亿元,同比增长30%,但由于煤价高企,成本显著抬升,热电业务亏损约2亿元。 债券发行、现金流改善促使债务结构优化。受2017年公司成功发行共计30亿元债券,现金流大幅改善的影响,债务结构不断优化的。2018年上半年公司财务费用3.88亿元,同比减少21.8%。 盈利预测与投资评级:我们预计公司2018年-2020年实现营业收入分别为305.1亿元、309.6亿元和313.7亿元;归母净利润分别为20.1亿元、21.5亿元和22.3亿元;EPS分别为0.65元、0.68元和0.71,对应PE分别为10X、10X和9X,首次给予“推荐”评级。 风险提示: 煤价大幅下跌,宏观经济下滑,环保限产加剧。

事件:2019年5月30日,国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,《2019年风电项目建设工作方案》和《2019年光伏发电项目建设工作方案》落定。 分类管理、竞价机制、30亿补贴保障和新老项目衔接等与征求意见稿一致,新增与电网沟通进行消纳论证和明确本年度并网项目可竞价。2019年光伏建设的管理办法发布,项目分类管理、竞价机制、30亿补贴保障、项目过渡期安排等跟4月底的征求意见报基本一致,1)光伏项目分为5类项目;2)户用项目采取固定电价0.18元/kWh,7.5亿补贴;3)竞价项目22.5亿补贴,分三类地区竞价,2类比1类地区高5分钱、3类地区比1类地区高1毛5;4)竞价的机制上,首先各省确定消纳方案和竞价的方案,省内优选竞争性配置项目,明确上网时间,确定后再申报国家能源局进行全国统一排序,并网晚一个季度退坡1分钱;5)新老项目衔接,对于已有指标的项目执行之前的价格政策,要求19年和20年并网。此次有小幅修改的地方在于:各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通,对于新增光伏装机容量的接网和消纳进行论证;对于本年度建成并网的项目只要电网提供今年并网时间证明的材料即可以参与竞价。 7月1日各省竞价项目申报完毕,三季度光伏旺季开启,年内光伏装机有望达到45-50GW。此次文件明确7月1日各省截止申报竞价项目,前期已经进行了足够多的准备,预计7月中旬左右有望出来项目竞价的结果,申报并网日期估计都在12月31日,项目建设在7、8月份就要全面的启动。根据我们推算,今年扶贫项目在5GW左右,领跑者在3-5GW,户用在3.5-4GW,竞价项目在30GW左右,其中少部分可能留到明年并网,平价项目可能也有3-5GW,有指标的享受之前电价政策的项目预计在2-5GW,我们预计今年光伏装机有望达到45-50GW,上半年光伏装机在8-10GW,下半年预计在35-40GW,三季度旺季行情开启,部分光伏产品价格将出现一定程度的上涨。 风电总体上按照规划发展,存量项目7月1前组织申报完毕,优先级排序是存量项目>平价项目>竞价项目,明显强调存量项目的执行。风电因为并没有超纲发展,所以2019年风电建设的思路总体是遵照十三五规划,各省参照十三五规划确定项目余量,优先发展平价项目,然后再省内各自组织竞价配置资源,上网电价权重40%,持续支持分散式风电项目,海上风电项目进行梳理。对于存量项目,实施当时的项目电价,但是此次特别提出要求在7月1日前组织申报完已核准建设的风电项目,预计为了更准确的预测各省跟十三五规划的余量项目规模,为下一步有效组织竞价,并确保十三五规划的完成。此次与征求意见稿的差异在于强调存量项目的合理性,在之前的风电电价政策中已有说明。 投资建议:此次光伏竞价办法与此前预期一致,明确了国内市场启动时间,今年国内预计45-50GW装机,海外预计90GW左右装机,全球130GW+,中国三季度旺季大行情开启在即,部分产品价格将上涨,继续看好光伏制造龙头,继续推荐:通威股份、隆基股份、阳光电源、ST新梅,关注福莱特、中环股份、捷佳伟创、迈为股份等;风电今年存量项目抢装,预计装机28-30GW,同比增长30%,风电零部件盈利能力持续提升、风电整机盈利拐点待三季度,推荐:金风科技、天顺风能、泰胜风能;关注:日月股份、金雷风电、恒润股份等。 风险提示:政策不达预期,竞争加剧。

事件:国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新源〔2019〕49号,以下简称《通知》),明确了2019年风电和光伏发电项目建设政策,也标志着2019年新能源发电的主要政策全部落地,整体符合预期。 光伏:市场发令枪打响,供需边际变化启动。《通知》对2019年光伏建设工作进行明确,核心内容有以下三点: (1)超预期点在于竞价项目的建设时间限制:《通知》指出2019年新建光伏发电项目才可以参与补贴,其中《通知》印发前已并网的本年度新建项目须提供电网企业出具的并网时间证明,这是与征求意见稿不同的地方;考虑到目前建设的项目大多是可以拿到2018年电价的有指标的项目,因此影响不大;同时也明确了已并网无指标项目不纳入国家补贴,通过转为平价上网项目、绿证交易等措施逐步解决。 (2)国内装机规模符合预期:《通知》指出30亿补贴中7.5亿用于户用(3.5GW)、22.5亿用于竞价项目,符合预期,维持2019年国内光伏新增装机或达50.9GW的判断,具体拆分如下:1)上半年并网存量项目13.6GW:22省公布的“十二五”以来存量有指标光伏项目总数,其中包含领跑者、扶贫等有指标项目;2)户用光伏3.5GW:2019年建设方案征求意见中指出7.5亿元用于户用光伏(折合3.5GW);3)竞争规模28.8GW:2019年建设方案征求意见中指出22.5亿元用于竞价,按照竞价项目平均度电补贴0.07元、利用小时数为2018年全国光伏平均利用小时1115小时测算;4)无补贴平价项目5GW:目前第一批平价项目中明确要求2019年前并网项目达到4.57GW,再考虑其他省份等未进入目录的,我们预计2019年无补贴量为5GW以上。 (3)国内竞价项目有望7月启动:各省需要将竞价项目在7月1日前上报到能源局,我们认为国内需求7月有望启动,三四季度需求环比向上明显。 风电:明确超规划地区仅暂停核准,已核准项目仍可继续建设。征求意见稿中指出“2018年底前已并网和已核准建设的风电项目(扣除应废止或其他原因不具备建设条件的项目),总规模已超过本省级区域2020年规划并网目标的,除平价上网风电项目外,暂停新增陆上集中式风电项目建设”,针对“暂停新增”的说法引起市场分歧,《通知》对此进行明确,“暂停新增”是指暂停核准,具体要点如下: (1)核准规模确定方法:本地区可以通过竞争配置方式分配的需国家补贴项目的总量规模的确定方法为:以本地区并网目标为基准,减去2018年底已累计并网装机容量和已核准有效且企业承诺继续建设的项目总规模; (2)再次强调存量项目可以继续建设:已核准存量风电项目已开展前期工作且有部分资金投入,符合国家风电建设管理要求且在项目核准有效期内的风电项目,执行国家有关价格政策,不要求重新参与竞争配置。 投资建议: (1)光伏:国内拐点带动全球需求三季度起环比向上,产业链季度供需偏紧,产业链迎来量价齐升,当前主要龙头估值约20倍,性价比高,重点推荐:隆基股份、通威股份、福斯特、阳光电源、正泰电器、福莱特、林洋能源等; (2)风电:预计2019-2020年风电新增装机28/33GW,同增33%/18%,行业景气高,同时风机招标价格企稳回升,制造端年度周期毛利率处于上升通道,中观行业景气或将传递至微观企业盈利,板块估值中位数约12倍,重点推荐:金雷股份、日月股份、金风科技、天顺风能、泰胜风能等。 风险提示:新能源装机和消纳不及预期,原材料波动超预期。

【煤炭】沿海电厂高库存低日耗状态延续。高库存低日耗背景下电厂多以兑现长协煤合同为主,对市场煤采购意愿较差,港口煤炭价格存在回落压力。供给端,主产地安监严格叠加煤管票紧张,产能释放相对平缓。整体看,产地煤在供给增量有限的背景下价格维持韧性,发运至港口成本保持倒挂,现阶段产地煤价格对港口煤的支撑仍存,若后续坑口煤价格受需求拖累出现回落,港口煤价格下跌压力将继续加大。焦炭方面,焦炭期货涨幅较大,现货层面焦企第三轮提涨也基本落地。焦炭供需趋紧,短期内焦炭价格仍将维持强势,继续看好产区不在环保检查区域内、产能规模较大、环保设施完善的上市焦企。 【石油化工】近期EIA原油库存增加,美国石油钻机数减少,布伦特及WTI原油价格均大幅下跌。近期油价因地缘政治等多因素出现大幅下跌,印证前期观点。油价短期波动加大,长期仍处于上行空间。近期恒力“2000万吨/年炼化一体化项目”及浙石化在舟山绿色石化基地投资建设的“4000万吨/年炼化一体化项目(一期)”都已经投产,提高了国内成品油及部分石化产品的供应,提高了国内炼化产品竞争力,扩大了对应产品的销量,同时也加大了国内原油的进口量,提高了原油的对外依存度。从保障国内能源安全的角度,国内石油开采企业溢价得到提升。

2019年第一批光伏、风电平价上网项目发布: 5月22日,发改委公布了首批风电、光伏发电平价上网项目,共16个省(自治区、直辖市)能源主管部门向国家能源局报送了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单,本次名单共公布了250个项目试点,总装机规模达20.76GW,其中光伏14.78GW、风电4.51GW、分布式交易试点1.47GW。此次平价项目的审核主要从两个维度进行:1)消纳是否经由特高压外送通道;2)是否存在潜在消纳问题。 按地域来看,第一批平价项目主要分布在东部地区和中部地区:其中,光伏平价项目主要位于广东、陕西、广西等地区;风电平价项目则以东三省和河南为主。根据光伏平价项目公司对应的股东情况来看,国家电投(1100MW)、通威(890MW)、隆基(860MW)是本次光伏平价项目获批规模前三的企业。排名TOP10企业持有规模近7GW,几乎占到总规模的一半。 在本次公布的评价项目中,有4.57GW的光伏项目预计在2019年并网,10.05GW的光伏项目预计在2019年后并网,剩余0.16GW为存量项目转平价项目。我们认为伴随着“发电侧平价上网”时代的到来,光伏行业龙头企业受益于低成本优势,市场份额将进一步扩大;光伏行业整体的盈利能力也会随之提高。影响光伏行业估值的影响因素也将由原先的政策端转为公司的盈利水平(即发电成本)和产品竞争力。

陆上风电分2年退坡,有序迈向平价。根据5月24日发改委发布风电标杆电价调整政策,2019年陆上标杆电价调整为0.34元、0.39元、0.43元、0.52元,相较于2018年I-III类地区下调0.06元、IV类地区下调0.05元;2020年标杆电价调整为0.29元、0.34元、0.38元、0.47元,I-IV类地区下调0.05元。标杆电价为各区当年新增核准风电项目竞价上限,2021年之后新增核准陆上风电项目全面平价上网,不再补贴。同时文件确定2018年底前核准的陆上风电项目2020年底前仍未并网的国家不再补贴,2019-2020年底前核准的项目,2021年底前仍未完成并网,国家不再补贴。此次风电标杆逐年退坡,不设补贴资金上限,将有序推动国内陆上风电迈向平价,2021年之后国内风电将全面步入平价时代,行业长期成长空间开启。 海上风电标杆未来2年每年降0.05元,存量项目认可。文件同时规定海上风电2019年标杆电价为0.8元,2020年标杆电价为0.75元,逐年下调0.05元;19-20年新增核准海上风电,标杆电价为竞价上限。对于2018年底前已核准项目,2021年底前全部并网可以享受核准电价;2022年之后完成并网,执行并网年份的指导价格。海上风电相较4月12日的征求意见稿有较大的边际调整,对于存量审批的项目予以认可,无需重新竞价,边际向好显著。 存量项目未来2-3年将加速转化,风电高行业景气开启。此次“通知”对于补贴项目明确并网节点,将有力推动带补贴项目的转化。根据彭博新能源财经的统计,截至2018年末符合固定上网电价项目容量总计88GW,即使考虑到部分项目由于电网等因素存在装机困难,未来2-3年新增装机规模仍非常可观。海上风电政策的边际改善显著,对于广东、江苏、福建等省已批复的30GW项目将带来极大的转换催化,行业高景气可期。 看好风电行业复苏大周期,建议积极布局产业链。此次风电标杆电价退坡节奏的确立,以及存量带补贴项目的管理办法将对于国内存量项目的转化带来积极的促进作用。预计陆上风电2019-2020年新增项目主要以存量带补贴项目为主;2021年新增项目主要以2019-2020年核准的竞价项目为主;2021年之后陆上风电将全面迈入平价。根据目前国内申报的乌兰察布6GW平价项目以及兴安盟3GW平价项目,国内“三北”区域平价潜力巨大。而海上风电预计未来3年将进入加速并网期,同时预计2021年之后标杆电价仍将有序退坡,海上风电扶持力度依旧。陆上建议关注:金风科技、天顺风能。海上风电建议关注:东方电缆、振江股份。 风险提示:电网接入不及预期,存量项目转化不及预期。

投资要点 一周市场回顾 本周上证综指下跌1.02%,中证内地新能源主题指数下跌1.91%。本周锂电池板块表现弱于大市,指数下跌2.51%;新能源汽车板块表现弱于大市,指数下跌3.02%。 恩捷股份斩获LG化学大单,龙头地位有望进一步巩固 5月20日,恩捷股份发布重大合同公告,LG化学与公司签订6.17亿美元为期5年的锂离子电池隔膜的采购合同。我们认为,该合同释放几大重要信号:1)国际巨头动力电池企业一般采取与其供应商合作开发的模式,并且不会轻易跟换供应商,LG化学选择与上海恩捷合作,将进一步提升恩捷隔膜产品力,进一步拉大与中小隔膜企业的距离;2)区别于国内动力电池龙头企业宁德时代,LG化学走的是软包电池封装路线,LG化学在国内市场的布局势必带动软包电池的活跃;3)我国电池材料行业经历从国产替代到行业竞争洗牌再到走向国际市场三大阶段,目前正处在行业竞争洗牌到走向国际市场的过渡阶段,国内补贴退坡对材料公司盈利的影响将减弱,建议密切关注其他动力电池材料板块公司的国际合作进展。 原材料涨价,电解液行业洗牌望加速 近期电解液原材料溶剂碳酸乙烯酯价格持续上涨,周五报价2.3万元/吨,主要原因是因环保问题关停产能导致碳酸乙烯酯供应紧张的局面。目前下游电解液仍处于需求上升阶段,我们认为这部分涨价将由电解液厂商消化,这将导致二三线电解液厂商更加困难。另外,在供应紧张的情况下,溶剂供应商更倾向与大厂保持稳定的供应关系,行业洗牌将进一步加速,建议关注电解液标的新宙邦、天赐材料。 投资建议:推荐关注:动力电池标的宁德时代;正极材料标的当升科技;电解液标的天赐材料。 风险提示:新能源汽车19年产销不达预期,产业政策调整。

投资建议 风电方面,近日,国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》(以下简称“《通知》”),其中明确了今明两年国内风电上网指导价、风电项目并网期限条件等事项,推动风电产业健康可持续发展。我们认为,(1)电价执行的时间标准改为以并网时间为结点,有望推动核准后的风电项目开发建设节奏,促进今明两年装机需求,产业链景气度预计提升。(2)今明两年稳步下调指导价、以竞争方式配置风电项目,将利于推动度电成本下降,助力未来全面实现平价上网。(3)长期来看,2021年新核准陆上集中式风电项目将全面实现平价上网,国内风电行业发展将由政策驱动向市场驱动转变,运营商将更加注重项目度电成本以及风电设备制造商提供整体服务的能力,具有技术、成本、规模优势的供应商将持续受益行业发展。 光伏方面,(1)通威太阳能上调6月多晶电池片价格。我们认为,由于单多晶产能转换,多晶产能有限,随着市场对性价比需求提升,未来单多晶电池片价差有望缩窄。(2)国内项目建设陆续启动,将支撑下半年产品需求。 建议关注:隆基股份、通威股份、天顺风能、金风科技、中材科技。 风险提示 新能源装机、限电改善不达预期;产品价格大幅下降风险。

标杆电价改为指导电价,竞价上网有利于资源优化配置,同时鼓励成本下降。2019年5月24日,国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》,将陆上风电和海上风电的标杆上网电价改为指导价,新核准的集中式陆上风电和海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定,各资源区的指导价为竞价的上限,给予了行业清晰的价格信号,适应了电力市场化改革的要求,符合全面实施竞争配置的政策导向,有利于资源的优化配置,同时鼓励成本下降。 新核准陆上风电项目指导电价符合预期,明确2年内并网将加快存量和增量项目建设。2019年I~Ⅳ类资源区新核准的陆上风电指导价分别为0.34、0.39、0.43、0.52元/kWh。2020年指导价为0.29、0.34、0.38、0.47元/kWh,指导价低于当地燃煤标杆电价的地区,以燃煤标杆电价作为指导价。2021年新核准项目全面实现平价上网,国家不再补贴。2019年和2020年指导电价下浮4-5分钱/kWh,电价下降的幅度和速度符合预期。之前是核准+开工的模式,此次要求核准+并网的模式,2018年底之前核准但2020年底前未完成并网的,以及2019年、2020年核准但2021年底前未完成并网的,国家不再补贴。此外,对于2018年底之前核准的项目,2020年底前并网即可按照之前电价实施,体现了风电电价政策的平稳过渡,略超此前预期,存量项目抢装力度较大,新项目建设速度也会加快。 海上风电上网电价首次调整实施指导电价,下降幅度符合预期、给未来留有空间,支持海上风电的可持续发展。《通知》首次下调海上风电上网电价(2017年前投运电价为0.85元/kWh),2019年近海风电指导价调整为0.80元/kWh,2020年为0.75元/kWh。对于潮间带地区的海上风电,执行所在区域的指导电价。沿海地区风资源条件差距较大,目前条件好的地区近海风电成本加成水平约0.65/kWh,条件一般的地区约0.80元/kWh。对于资源条件较好的地区则是通过充分竞争激发企业的内在动力降低成本。对于海上风电,考虑建设周期相对较长,对2018年底前已核准的海上风电项目,给予三年建设期,但在2021年底前,必须全部机组完成并网,才可享0.85元/kWh上网电价,2022年及以后并网的,执行并网年份的指导价。海上风电十四五期间仍将有望享受指导电价,强度待定,支持海上风电的可持续发展。 分散式风电项目支持力度继续加码。《通知》对于分散式风电的规定分为参与和不参与市场化交易。其中,不参与分布式市场化交易的项目,执行项目所在资源区指导电价。参与分布式市场化交易的项目上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成,不享受国家补贴。分散式风电在海外非常普遍,国内一直持续支持分散式风电项目。 投资建议:此次风电指导电价符合预期,核准+并网机制的建设节奏合理,预计今年风电抢装明确,装机在28-30GW之间,同比增长30%左右,2020年也有望维持,零部件毛利率自去年3Q拐点今年延续,整机去年3Q价格企稳略回升,今年3Q毛利率拐点,推荐:金风科技、泰顺风能、天顺风能,同时关注日月股份、金雷风电、恒润股份等。 风险提示:政策不达预期,竞争加剧

事项: 4月10日,国家能源局发布了《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》,要求各省先行确定一批2019年度可开工建设的平价上网风电、光伏发电项目,于4月25日前报送第一批项目名单。5月22日,国家能源局公示了各省上报的第一批平价上网项目,总规模20.76GW,其中风电4.51GW,光伏14.78GW,后续经论证具备建设条件的平价上网项目可以继续报送。 国信电新观点:2019年光伏平价新政的最大的亮点在于划清理顺了2019年平价项目与非平价项目的申报顺序。在“平价先行”政策发布之前,行业内始终存在一种套利预期,即运营商或开发商可以将已经平价的项目拿来用作竞价项目,这必将导致行业内平价的项目与补贴项目的撞车,而“平价先行”政策将大幅减少撞车现象,且运营商为了抢占消纳,势必优先申报平价项目。 目前,国内平价项目政策已出,第一批平价项目申报落地,平价项目预计二季度率先放量,竞价项目紧跟其后;同时,海外订单饱满,2019年全球光伏高增长无虞,关注业绩估值全面超预期带来的戴维斯双击,建议重点关注阳光电源、通威股份、捷佳伟创、太阳能,关注林洋能源。此次风电项目申报为试水阶段,待内蒙、河北、新疆等限电区域打开平价项目申报限制后,在2020年的申报规模上将有巨大的飞跃。建议重点关注天能重工、天顺风能、泰胜风能、金风科技。

2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目公布,总量20.76GW:5月22日,国家发改委、国家能源局发布《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》(以下称“《通知》”)。共有16个省(自治区、直辖市)能源主管部门向国家能源局报送了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单,总装机规模20.76GW。其中光伏发电总量14.78GW、风电总量4.51GW、分布式交易试点项目1.47GW。 平价项目确保优先消纳和20年固定电价:《通知》明确,国家电网、南方电网组织所属有关省级电网企业认真落实电网企业接网工程建设责任,确保平价上网项目优先发电和全额保障性收购,按项目核准(备案)时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与平价上网项目单位签订长期固定电价购售电合同(不少于20年)。有关省级能源主管部门和派出能源监管机构协调推进有关项目建设,加强对有关支持政策的督促落实。 存量转平价项目以风电为主,主要集中在东北地区:今年平价上网政策的主要思路之一是鼓励存量需补贴项目自愿转为平价项目。我们统计,在20.76GW的首批平价项目中共有990MW风电项目、155MW光伏发电项目为存量转平价项目,其中990MW风电项目全部位于吉林省,105MW光伏项目位于辽宁省,40MW光伏项目位于安徽省。 首批项目贡献超19GW增量需求,2020年为并网高峰:我们统计,拟建平价上网项目中,明确给出预计于2019年内投产的项目总容量约5.5GW,其中风电约1GW,我们判断这些项目前期工作开展较早,目前应已有较好的开工基础或已部分开工;亦有少量项目给出的投产时间为2021年,大部分项目的预计投产时间在2020年内。考虑前述存量转平价项目的影响,预计首批平价项目为2019-2020年贡献的需求总增量超过19GW。 国内光伏需求开始释放:随着平价项目名单与补贴项目指导电价的落地, 2019年国内光伏政策体系已基本确定。我们预计规模管理政策的正式文件将于近期印发,需补贴的光伏电站竞价配置工作有望于6月展开,预计2019年内投产的约4GW平价项目和今年的竞价项目将对下半年光伏需求端形成有力支撑,且随着平价项目并网高峰的到来和补贴项目的进一步竞价,2020年国内光伏需求有望实现进一步增长。 投资建议:随着平价项目确定与政策逐步落地,国内光伏需求大规模启动在即,且海外需求持续景气,行业2019年有望量利齐升,2020年需求有望持续增长;国内风电需求有望持续高增长,大宗原材料价格预期下滑,将显著增厚中游产业链盈利。建议关注光伏制造龙头隆基股份、通威股份、中环股份、东方日升,同时建议关注电站龙头林洋能源、阳光电源、正泰电器,以及光伏设备龙头捷佳伟创、迈为股份、晶盛机电等;风电方面建议关注零部件龙头日月股份、天顺风能,风机龙头金风科技。 风险提示:国内政策落地情况不达预期;海外光伏需求低于预期;产业链价格降幅超预期。