拥有丰富煤炭资源,产销量居世界首位:公司煤炭保有资源量为237亿吨,分布于晋陕蒙省区,所属矿井正处于成熟稳定开采期。2017年中国神华核定产能3.47亿吨,近三年自产煤产量保持在2.8-2.9亿吨之间,外购煤量保持1亿吨以上,煤炭产销巨无霸地位稳固。 煤电纵向一体经营,有效平抑煤价波动:神华“煤电路港航化”纵向一体化经营的独特优势,在过去数年间保持相当的盈利水平,成为行业标杆。 中国神华电力分部年耗煤量1.13亿吨、拟成立的合资公司年耗煤量1.37亿吨,极大减轻了公司煤炭销售压力,其煤电联营模式下对煤价变动敏感性较纯煤炭业务或发电业务大幅降低。 若煤价大幅大跌,艰难时光不会再现:历史上2011年至2015年曾发生过煤价大跌,煤价从最高点下跌了47%,中国神华也经历了利润负增长的艰难时光。之后,神华加快了在华东华南等沿江沿海重点地区电力布局,建设储配煤设施并对运输网络的进行扩能。我们以2018年的预期煤价为基准,假设2019年煤价分别变动-50%、-30%、-10%、0%、10%、30%、50%共七种情形,分别进行测算。若未来煤价下跌,中国神华将通过各分部协同效应的发挥,保持盈利的相对稳定,即使煤价出现大幅下跌的极端情况,公司依旧能保持较高的ROE 水平。 投资策略:预计中国神华2018-2020年的EPS 分别为2.42元、2.49元、2.53元,对应2018年12月18日收盘价的PE 为7.9X、7.7X、7.6X,维持“审慎增持”评级。 风险提示:经济增长失速、政策调控风险、环保督察、煤价大幅下行、新矿井未能如期核准

中国神华是国内最大的综合性矿业集团,目前煤炭产能国内第一、火电装机国内第五、铁路运营里程国内第二。公司实行“煤电港运航化”一体化的运营策略,在产业链上纵向扩张,将外部风险不断内部化,有效抵御行业波动。当前公司主要的风险敞口在于煤价和电价,煤价由于长协煤的存在,弹性已经大幅降低,电价则受宏观调控影响,目前并没有调整迹象,公司未来盈利和现金流相对其他企业而言十分稳定,在当前经济下行压力较大,不确定增强的市场环境下值得重点关注和配置。预计2018-2020年公司EPS分别为2.29、2.34、2.38元/股,对应当前股价PE仅8.4倍,维持“强烈推荐-A”评级。 煤炭:产量和成本稳定,价格收敛。公司现有产能3.4亿吨,国内已无在建矿井,台格庙矿区作为神东接续基地还没有进入大规模开发期,未来几年产能保持平稳,产量还有小幅提升空间,主要是环保问题解决后的恢复。价格方面,神华自产煤都是年度长协定价,Q5500动力煤2018年均价仅558.5元/吨,远低于650的现货均价,未来现货价格波动对公司售价影响很小,煤炭板块盈利展望稳定。 电厂:在建装机1232万千瓦,发电量持续增长。公司火电装机5691万千瓦,年发电量接近2800亿度,在建1232万千瓦装机,集中在2019和2020年投产,发电量还有约30%的增长空间;电价受宏观调控影响,公司没有定价权,展望稳定;成本方面,90%燃煤是内部供应,按长协计价,展望稳定。 物流:铁路和港口盈利稳定。公司铁路里程2466公里,仅次于中国铁总,布局环绕晋陕蒙煤炭主产区,发运量持续增长,充分享受供改红利,未来黄大线投产后,还可向山东延伸。铁路板块ROE高达20%,优于14%的大秦铁路。港口方面,目前保持稳定,未来如果秦港退出煤炭吞吐业务,则天津南疆煤码头二期和黄骅港五期都可以启动。 盈利预测及评级:预计2018-2020年公司EPS分别为2.29、2.34、2.38元/股,对应当前股价PE仅8.4倍,维持“强烈推荐-A”评级。 风险提示:经济增速大幅下滑,需求萎缩,长协煤违约

六大板块协同效益显著。公司是世界领先的以煤炭为基础的一体化能源公司,是我国最大的煤炭生产企业和销售企业,全球第二大煤炭上市公司,并拥有中国最大规模的优质煤炭储量。主营业务是煤炭(清洁煤)、电力的生产和销售,铁路、港口和船舶运输,煤制烯烃等业务。六大业务一体化经营模式构筑公司强大的护城河,协同效应显著。 煤电一体,熨平周期。从动力煤、火电上市公司业绩来看,历年归母净利润呈现较为明显的周期性波动。从相关性来看,动力煤子版块业绩与煤价正相关,电力子版块业绩与煤价负相关。煤电一体化发展(电煤用量占产量约40%),可以降低煤价波动所带来的风险,促进煤炭和电力企业由周期波动趋于稳健。从业绩也可以看出,动力煤、火电(中信)子板块业绩之和与煤炭产量呈现正相关,而受煤炭价格影响较小。 煤价对公司业绩的影响相对行业较小。公司的煤电业务比例来看,业绩仍与煤价正相关,不像其他公司影响那么大,特别是在煤价下降的情况下,公司利润虽然也会下滑,但是与行业相比,仍具有较好的盈利能力。预计未来煤价将逐步回归绿色区间,以2017年经营数据为基准(EPS2.26),设定环渤海动力煤平均价格分别变化-100、-50、+50、+100元/吨的情况下,EPS分别为1.74、1.98、2.42、2.64元。 公司高股息,价值存低估。公司一直关注股东回报水平,坚持稳定的分红政策。自2010年以来,公司分红占净利润的比例一直保持在40%左右。2017年,对比A股前20家煤炭公司,神华的股息率位列第四。公司股息率与长江电力相当,同时公司以长协煤为主、板块协同高效运行模式使得公司盈利能力稳定,未来有望保持高分红。 盈利预测与投资建议:按照公司产量3-3.39亿吨、其他板块保持合理增长估算,预测煤价回归绿色区间后公司稳定运行的EPS范围2.15-2.53元。预计18年四季度产量继续恢复,吨煤成本环比或将有所下降,电力、运输等业务继续保持平稳增长。维持公司2018-2020年业绩预测,预计公司2018-2020年EPS分别为2.37、2.47、2.52元,对应PE分别为8.4、8.1、7.9倍。维持公司“推荐”评级。 风险提示:1、去产能不及预期、新能源发展较快、经济增速放缓等因素影响煤炭和电力需求;2、新增产能大幅增加,煤炭供大于求,煤价下跌影响公司业绩;3、露天煤矿产量不及预期,影响自产煤产量;4、国际油价下降对煤化工盈利影响较大。

事件:中国神华公告2018年三季报,公司前3季度实现营业收入1940.84亿元,同比增加6.3%,归母净利润352.78亿元,同比减少1.0%。2018年Q3公司实现营业收入667.04亿元,同比增加7.6%,环比增加3.6%;归母净利润123.01亿元,同比增加8.5%,环比增加8.4%,业绩超预期。 煤炭分部:产量环比上升、销量环比下降、售价环比上升、自产煤成本环比下降。2018年Q3煤炭分部实现营业收入507.24亿元,环比减少0.9%;煤炭分部实现营业成本366.52亿,环比增长1.8%;煤炭分部毛利润为140.72亿,环比下降7.4%。从产销量来看,Q3公司实现商品煤产量74.2百万吨,同比增加6.6%,环比增加0.7%;Q3实现煤炭销量114.7百万吨,同比增加6.4%,环比减少1.9%。从售价来看,2018年Q3公司综合平均售价428元/吨,同比上升10元/吨,环比上升约4.5元/吨;Q3公司自产煤单位平均成本106.3元/吨,环比减少约6元/吨,外购煤成本的增加导致Q3煤炭分部单位成本较Q2有所上升。 发电分部毛利率继续提升。2018年Q3发电分部实现营业收入245.10亿,同比上升10.6%,环比增加23.3%;Q3发电分部营业成本为187.33亿,同比上升7.1%,环比增加18.8%;总体来看,Q3发电分部毛利率23.6%,同比上升2.5个百分点,环比上升2.9个百分点。发电分部利润增厚主要原因为(1)发售电量增加。2018年Q3公司实现发电量80.07十亿千瓦时,同比增长7.3%,环比增长19.3%;总售电量75.06十亿千瓦时,同比增长7.6%,环比增长19.3%。(2)平均售电价格上涨。2018年Q3度电综合售价320元/兆瓦时,同比上涨2.2%,其中燃煤发电度电售价314元/兆瓦时,同比上涨2.3%。另外,由于售电量的上涨也摊薄了度电成本。 运输板块稳定向好。大物流战略下,运输板块毛利率维持高位:2018年上半年铁路运输实现毛利润61.92亿,毛利率61.6%;港口板块实现毛利润8.89亿,毛利率55.7%,航运实现毛利率1.93亿,毛利率19.2%。 所得税费用环比减少12.39亿是归母净利润变动主要原因。2018年Q3公司实现毛利润277.69亿,同比增加8.9%,环比增加1.0%(Q2为275.06亿)。2018年Q3公司实现归母净利润123.01亿,同比增加8.5%,环比增加8.4%(Q2为113.44亿)。归母净利润环比实现较大幅度增长的主要原因为Q3所得税费用大幅降低,2018年Q3公司所得税费用为40.89亿,环比减少12.39亿,同比增加0.69亿;Q3所得税费用率为21.2%,环比减少6.6个百分点,同比减少1.3个百分点。所得税费用环比大幅下降的原因可能为随着内蒙两矿的复产,享受优惠税率较多的煤炭分部利润上升。 盈利预测:我们维持2018~2020年公司净利润分别为489.83亿元、492.45亿元和486.95亿元,EPS分别2.46、2.48和2.45元/股,考虑到公司盈利能力稳定良好,现金流充裕,陕西煤业50亿回购给了市场龙头股大额分红预期,作为煤炭行业龙头,良好盈利能力下的分红值得期待,维持目标价为30元,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济大幅下滑、煤价大幅下跌、新增产能大量释放、进口煤政策放开、分红不及预期等。

事件:10月31日公司发布2018年三季度报告,报告期内公司实现营业收入1,940.84亿元,同比增6.33%;实现利润总额559.52亿元,同比增4.18%;归母净利润352.78亿元,同比降1.04%;扣除非经常性损益后的净利润为357.25亿元,同比增2.0%;经营活动产生的现金流净额为678.22亿元,同比降19.08%;基本每股收益1.77元,同比降1.0%。 公司2018年第三季度实现营业收入667.04亿元,同比增7.56%,环比增3.58%;利润总额192.88亿元,同比增5.84%,环比增0.55%;归母净利润123.01亿元,同比增8.53%,环比增8.44%;经营活动产生的现金流净额358.85亿元,同比降0.81%,环比增78.29%。 点评: 商品煤销量及价格齐增,公司三季度业绩好转。 2018年前三季度,公司实现商品煤产量2.20亿吨,同比下降0.6%,实现煤炭销量3.40亿吨,同比增加3.6%;实现平均煤炭销售价格431元/吨,同比增加2.1%,其中,自产煤及采购煤销售量3.2亿吨,同比增加3.4%,国内贸易煤销量1400万吨,同比增加13.8%,进口煤销售量250万吨,同比增加316.7%;出口销售150万吨,同比下降16.7%;境外销售200万吨,同比下降51.2%。受益于煤炭销售量及价格的提升,公司煤炭业务盈利好转,前三季度公司煤炭板块实现营业收入1507.03亿元,同比增加5.5%,营业成本1078.09亿元,同比增加7.6%,实现毛利率28.5%,较2017年前三季度减少1.4个百分点,公司毛利率小幅下滑主要包括三方面,一是受煤炭市场需求持续旺盛影响,公司外购煤销售量同比增长,外购煤采购成本增长较快,导致公司总成本有所提高;二是公司工资标准较上年同期有所提高;三是公司内蒙地区露天煤矿为恢复生产开展土方剥离耗用导致吨煤原材料、燃料及动力增加。另一方面,公司17年8月停产的哈尔乌素露天矿逐步恢复生产,公司煤炭产销量逐步恢复正常,成本费用趋于下降维稳,煤炭板块盈利能力逐渐恢复,公司业绩持续向好发展。 售电及发电小时数持续增加,受益于电价上涨,公司电力板块毛利率继续提升。 2018年前三季度,受全社会用电量累积同比增长8.9%,叠加水电增速偏弱影响,全国火电设备发电量同比增加6.93%,前三季度公司完成发电量2136.6亿千瓦时,同比增长8.6%;完成总售电量2004.4亿千瓦时,同比增长8.8%。 截至2018年9月,公司发电总装机容量达到60469兆瓦,较17年末增加2614兆瓦;其中:燃煤发电机组总装机容量55984兆瓦,占公司总装机容量的96.77%。公司燃煤机组平均利用小时数达到3684小时,同比增加214小时,增幅6.17%,较全国火电设备平均利用小时数3276小时高408小时。前三季度公司实现综合售电价315元/兆瓦时,同比增加6元/兆瓦时,增幅1.6%;发电分部平均售电成本为253.7元/兆瓦时,同比下降1.4%,主要原因是售电量增加摊薄了人工、折旧等固定成本。前三季度公司电力板块实现营业收入652.78亿元,同比增加11.4%,营业成本510.12亿元,同比增加6.8%,毛利率21.9%,较2017年同期增加3.4个百分点。受益于电价上涨以及售电及发电小时数增加,公司电力板块毛利率增加较快,盈利能力进一步提升。 路港航高效协作发展,板块盈利能力得到持续增强。 铁路方面:2018年前三季度公司自有铁路运输周转量2114亿吨公里,同比增加2.8%,受益于铁路运输周转量增长,公司铁路板块实现营业收入291.91亿元,较2017年同期增加4.4%,实现营业成本111.16亿元,同比增加6.5%,主要由于铁路运输周转量增加以及外部机车上线率提高导致联运费增加,实现毛利率61.9%,较17年前三季度减少0.8个百分点,公司铁路运输服务盈利能力仍较强,毛利率处于较高水平。港口方面:2018年前三季度公司港口下水煤量1.99亿吨,同比增加1.7%,其中,通过黄骅港下水煤量1.43亿吨,同比增加4.1%,通过神华天津煤码头下水煤量0.34亿吨,同比增加3.4%。前三季度公司港口板块实现营业收入45.79亿元,同比增加8.1%,营业成本19.24亿元,同比增加11%,实现毛利率58%,较17年前三季度减少1.1个百分点。航运分部:2018年前三季度受益于海运价上涨及航运周转量增加,公司航运板块盈利能力大幅提高,18年前三季度实现航运货运量7810万吨,同比增加11.4%,实现航运周转量676亿吨海里,同比增加12.1%。前三季度公司航运板块实现营业收入30.37亿元,同比增加31.9%,营业成本23.10亿元,同比增加31.8%,毛利率达到23.9%,较17年前三季度持平。我们预计未来伴随煤炭行业的企稳发展,公司运输业务持续发力,板块协同效应进一步突显,板块盈利能力将得到持续增强。 经营性现金流净额阶段性降低,公司现金流仍较为强劲,盈利能力逐步恢复,未来高分红可期。 从经营活动产生的现金流情况来看,18年前三季度公司经营活动现金流量净额678.22亿元,同比下降19.08%。其中,神华财务公司经营活动产生的现金流量净额95.89亿元,同比下降24.9%,公司经营活动产生的现金流量净额下滑的主要原因是神华财务公司吸收的存款减少以及公司支付的外购煤及电厂燃煤成本、所得税等税费较上年同期增加所致,剔除神华财务公司影响后经营活动产生的现金流量净额582.33亿元,同比下降18%。截至18年前三季度公司资产负债率33.06%,较17年末下降0.88个百分点,公司资产负债率水平较低,负债结构合理,叠加煤价持续高位运行,公司盈利较为稳健,现金流依然充沛,按照我们的盈利预测模型,假设以40%的分红率来计算,以10月31日的收盘价20.04元/股计算公司18年股息率为4.8%,公司现金流强劲未来高分红可期。 盈利预测及评级:公司与国电电力组建合资公司交易所涉标的资产相关的全部资产划分至持有待售资产,导致公司三季度固定资产同比下滑21.71%,因为公司尚未公布详细情况,我们暂时忽略该部分资产的划拨对公司业绩带来的影响。我们预计公司18-20年营业收入分别为2605.52、2653.61、2703.49亿元,归母净利润分别为474.45、484.48、489.67亿元,摊薄每股收益分别为2.39元、2.44元、2.46元。我们看好公司煤电路港航化的纵向一体化经营模式,在煤价高位震荡运行的大背景下,公司煤炭及运输板块协同效应逐步显现,公司盈利能力将大幅提升,维持公司“增持”评级。 风险因素:一是宏观经济低于预期,二是煤价超预期下跌;三是公司矿井开采安全影响。

前三季度盈利小幅下滑:前三季度公司实现收入1940.84亿元,同比增长6.3%,实现归属股东净利润352.78亿元,同比下降1.0%;毛利率为41.49%,同比下降0.2个百分点,净利润率为18.18%,同比下降1.35个百分点;前三季度实现EPS1.77元。 煤炭量价保持平稳:前三季度公司煤炭产量为2.2亿吨,同比微降0.59%,销量为3.4亿吨,同比增长3.56%;煤炭平均销售价格为431元/吨,同比增长2.13%。吨煤成本为111元,同比上升3.9%。合并前煤炭板块实现收入1507.03亿元,同比增长5.47&%;毛利率为28.5%,同比下降1.4个百分点。 电力板块各要素温和改善,提升毛利率:前三撒季度公司的售电量为195.48十亿千瓦时,同比增长6.77%;平均售电价格315元/兆瓦时,同比增长1.94%。机组利用小时数为3528小时,同比提高2.56%;合并抵消前电力板块实现收入652.78亿元,同比增长11.40%,毛利率为21.9%,同比提升3.4个百分点。 Q3煤炭板块盈利环比下滑,电力板块毛利提升:Q3公司实现收入667.04亿元,环比增长3.58%,实现归母净利123.01亿元,环比提升8.44个百分点;Q3公司的毛利率为41.63%,环比下降1个百分点;净利润率为18.44%,环比提升0.83个百分点,公司利润率提升的主要原因是有效税率环比Q2下降6.5个百分点。分业务板块来看,Q3公司煤炭销量为1.15亿吨,环比下降1.88%,吨煤销售价格428元/吨,环比提升0.81%;单季度实现煤炭收入507.24亿元,环比增长0.92%,实现毛利140.72亿元,环比下降7.37%。电力板块实现245.10亿元,环比提升23.27%,实现毛利5777亿元,环比增长40.25%。 投资建议:公司煤、电、路、港、运一体化的业务协同模式和高比例合同煤的销售模式决定了公司业绩的稳健性和防御性,高分红提升公司的长期配置价值。我们根据三季报情况小幅调高公司盈利预测,调整后2018年至2020年每股收益分别为2.32元、2.35元和2.46元的预期。净资产收益率分别为14.6%、13.6%、13.1%,维持增持-A的投资评级。 风险提示:经济增长低于预期,环保管制影响超预期。

中国神华18年前三季度净利润同比微跌1% 中国神华(601857)30日晚间公布了2018年三季报,公司实现营业收入1940.84亿元,同比增长6.3%,归属于上市公司股东净利润352.78亿元,同比下跌1.0%;扣非净利357.25%,同比增长2%;基本每股收益1.774元,加权平均净资产收益率11.02%。第三季度实现营业收入667.04亿元,同比增长7.6%,归属于母公司股东净利润123.01亿元,同比增长8.5%;扣非净利127.08亿元,同比增长12.9%。 部分矿停减产压缩利润空间成本下降提升电力板块毛利水平 前三季度公司部分矿停产减产影响自产煤产量,外购煤增加压缩利润空间。公司整体毛利率下降0.20pct至41.49%,公司整体费用率下降0.27pct,净利率下降0.98pct至22.27%。随着未来停产减产矿逐步恢复生产,自产煤产量回升将提升公司盈利空间,煤炭、发电、物流、煤化工全产业链一体化运作持续发挥效应,协同效果将持续提升公司经营效率,增强行业竞争实力。 煤炭业务:报告期内实现收入1507.03亿元,同比增长5.5%。煤炭销售量340百万吨,+3.6%;煤炭平均销售价格431元/吨,+2.1%。但由于公司宝日希勒、哈尔乌素露天矿暂时停止或减少煤炭生产,公司自产煤炭下降0.6%至220百万吨,自产煤产量下降、外购煤增加以及哈尔乌素等露天矿加大土方剥离耗用的材料增加压缩公司利润空间。煤炭成本111元/吨,+3.9%;毛利率下降1.4pct至28.5%。 发电业务:发电业务实现652.78亿元,+11.4。前三季度实现售电量200.44十亿千瓦时,+8.8%;平均售电价格315元/兆瓦时,+1.6%。全社会用电量增速同比提高,加上政策层面引导煤炭价格下行后发电业务板块成本下降,毛利上升3.4pct至21.9%。 运输业务及煤化工业务:报告期内煤炭运量及海运价格同比上升,铁路周转量+2.8%,收入+4.4%,毛利减少0.8pct;港口下水煤量+1.7%,收入+8.1%,毛利下降1.1pct;航运货运量+11.4%,航运周转量+12.1%,收入+31.9%,毛利率较同期持平。煤化工方面,聚乙烯销量-4.9%,聚丙烯销量-7.1%。 投资策略 中国神华作为国内最大的煤炭上市公司,集煤炭、发电、港口、航运、煤化工一体化全产业链布局,煤炭、发电、运输已经成为公司业绩的三大支柱板块。公司具有成本优势,在行业中具备一体化经营优势和规模效应,并显著增强公司抵御周期性波动及风险的能力。在供给侧改革的大背景下,先进产能加速置换,公司有望持续持续受益于先进产能释放带来的政策利好,进一步巩固神华在煤炭行业的龙头地位。公司股利政策较为稳定,估值相对较低,国企改革持续推进中,在煤炭板块中值得长期关注。 风险提示:宏观经济下行,煤炭价格大幅下跌

事项: 公司公布2018年三季度财报,截止18年三季度,公司实现营收1940.84亿元(6.3% YoY),归母净利润352.78亿元(-1.0% YoY),每股收益1.774元。 平安观点: 煤炭产能逐步恢复,电力增速略有下降。前三季度,煤炭产量同比下降0.6%,环比降幅缩小(1H,-3.9%),煤炭销售同比增长3.6%;电力生产和销售仍然保持高速,同比分别增长8.6%、8.8%;煤化工产量同比有所下降,聚乙烯同比下降4.9%,聚丙烯同比下降7.1%;自有铁路运输周转量、港口下水煤量、航运货运量、航运周转量同比分别增长2.8%、1.7%、11.4%、12.1%。单看三季度,煤炭生产环比增长0.68%,同比增长6.6%,产能逐步恢复;发电和售电增速有所下滑,分别为7.3%、7.6%;煤化工产品下降较多,聚乙烯、聚丙烯同比分别下降15.1%、9.9%;自有铁路运输周转量、港口下水煤量、航运货运量、航运周转量同比分别增长5.1%、8.9%、10%、10.3%。 营业收入稳健增长,盈利能力显著改善。前三季度,公司营业收入为1940.84亿元,同比增长6.3%;归母净利润352.78亿元,同比下降1%。 单看第三季度,公司营业收入为667.04亿元,同比增长7.6%;归母净利润123.01亿元,同比增长8.5%,环比、同比来看,公司盈利能力三季度显著改善。主要因为公司自产煤产能逐步恢复以及运输板块快速增长等。 盈利预测与投资建议:18Q3,公司产能逐步恢复,发电、运输仍保持较大幅度增长,公司营收稳健增长、盈利能力显著改善。维持业绩预测,预计公司2018-2020年EPS 分别为2.37、2.47、2.52元,对应PE 分别为8.2、7.9、7.7倍,维持公司“推荐”评级。 风险提示:1、去产能不及预期、新能源发展较快、经济增速放缓等因素影响煤炭和电力需求;2、国家可能会进一步核增产能,如果增幅过高可能会导致供大于求,煤价下跌影响公司业绩;3、冬季天气偏暖,影响动力煤需求和价格,对公司全年业绩造成一定影响;4、国际油价下降,煤化工的经济性显著下降,国际油价若低于50美元/桶,公司煤制烯烃项目盈利能力会产生较大影响。

三季度净利润同比环比皆增长:三季度创造归母净利润123.01亿元,同比增8.53%,环比增8.44%。我们认为业绩同比提升应当主要归功于煤炭、电力业务的量价齐升,环比增加的原因则由于所得税下降与资产减值的冲回。 所得税较二季度环比下降:三季度公司缴纳所得税40.89亿元,较去年同期增长7.63%,较二季度降低12.39亿元,降幅23.25% 冲回减值损失约3亿元:据公告,公司冲回部分以前年度计提的应收款项减值准备;以及部分存货跌价准备转回,冲回的资产减值损失累计约3亿元。 期间费用率基本保持稳定:测算三季度期间费用率为8.98%,较二季度的9.22%下降0.24个百分点,较去年同时期增加0.07个百分点。 电力业务量价齐升:据公告,三季度公司发、售电量分别为800.7/75.06亿千瓦时,同比分别增长7.3%与7.6%,环比增长19.35%与19.33%,上升明显。三季度售电价格为320元/兆瓦时,同比增长2.23%,环比上涨8%。测算每兆瓦时毛利环比提高近7.5元,则电力业务贡献毛利增量约5.62亿元。电力业务毛利率为23.57%,环比提高2.35个百分点。1-3季度的发电成本为253.7元/兆瓦时,同比下降1.44%。随着宏观经济呈现稳中有升的局面,公司电力业务也有望持续改善。 商品煤销售量同比增长,环比微降:1-3季度,公司生产商品煤2.2亿吨,同比下降0.6%,销售商品煤3.4亿吨,同比增长3.6%。单季度来看,三季度商品煤产量为7420万吨,同比增长6.6%,环比增加0.68%。 商品煤销量为1.14亿吨,同比增加6.4%,环比降低1.88%。销售均价为428元/吨,同比增加2.4%,环比下降1元/吨,降幅0.23%。1-9月自产煤单位成本微服上升至111元/吨,同比增幅为3.9%,较上半年113元下降1.77%。成本上升主要由于哈尔乌素等露天矿加大土方剥离耗用的材料导致。三季度毛利率为28%,较二季度下将1.54个百分点。 运输业务可圈可点:运输业务方面,铁路运量呈现同比环比双增长的局面,三季度自有铁路周转量为728亿吨公里,同比增长5.1%,环比增3.3%。1-9月铁路业务实现毛利率61.9%,较上半年下降0.2个百分点。港口方面,黄骅港三季度下水煤量为5070万吨,同比增11.7%,环比增1.4%,天津煤码头下水煤量负增长,同比降3.5%,环比降低11.9%。港口业务1-9月实现毛利率58%,同比持平较上半年提高10.3个百分点。三季度航运货运量2650万吨,同比增10%,环比下降0.75%;航运周转量225亿吨海里,同比增10.3%,环比降低6.64%。1-3季度毛利率为23.9%,较上半年增加21.7个百分点。 煤化工业务产销下滑:三季度公司销售聚乙烯6.78万吨,同比下降15.1%,环比下降14.83%。销售聚丙烯6.07万吨,同比下降9.9%,环比下降22.58%。 公司业绩稳定,公用事业属性提升:公司长协占比高,在煤价中枢稳定上移的背景下盈利稳定性逐步增强,且公司坚持分红,2007年上市以来累计分红11次,近年来分红比率均在40%左右,2016年还派发了特别股息,公用事业属性逐步凸显。 投资建议:维持买入-A投资评级,6个月目标价22.7元。考虑公司长协签订时间较长(三年)以及未来经营计划,我们预计公司2018年-2020年的收入分别为2711亿元、2738亿元、2766亿元,净利润分别为452.28亿元、462.61亿元、470.21亿元,对应EPS分别为2.27元、2.33元、2.36元,相当于2018年10倍的动态市盈率。 风险提示:煤炭价格大幅下降,火电需求不及预期。

事件:10月31日公司公告称,公司前三季度实现营收1940.84亿元,同比6.3%;其中三季度实现营收667.04亿元,同比增长7.6%,环比二季度增长3.58%。前三季度实现归母净利润352.78亿元,同比减少1%;其中三季度实现归母净利润123.01亿元,同比增长7.8%,环比二季度增长8.44%。前三季度每股收益1.77元。 投资要点: 三季度单季业绩同比上涨缩窄前三季度业绩累计降幅。公司三季度单季业绩实现123.01亿元,创近五年来单季度业绩高点。直接促使前三季度业绩同比降幅由中报的5.5%缩窄至1%。首先公司三季度煤炭产量和售价均同比小幅增长,使得公司煤炭业务收益212.47亿元,同比去年同期增长4.67%,促使前三季度业绩降幅收窄。其次公司电力业务三季度单季售电量增长7.6%,售电价增长2.24%,促使公司三季度电力业务收益88.72亿元,同比76.08亿元增长16.61%。煤电业务尤其是电力分部业务的额收益大幅增长促使公司前三季度业绩同比降幅收窄,预计进入四季度受益于煤价高位盘整和冬季用电增加,预计涨势保持,公司全年业绩实现小幅增长。 煤炭分部业务三季度单季自产煤产量小幅增长,哈尔乌素煤矿产量逐步恢复。前三季度煤炭产量2.2亿吨,同比减少0.6%,但是三季度单季产量7420万吨,环比二季度增长50万吨,三季度哈尔乌素煤矿逐步恢复生产,于此同时受益于哈尔乌素矿的陆续完成剥采工作同时使得公司前三季度生产升本较上半年下降2元/吨,降至111元/吨。公司前三季度煤炭销量3.36亿吨,其中三季度单季1.14亿吨同比增长7.8%。公司前三季度平均售价431元/吨,同比增长2.1%。公司受益于长协比例较影响,公司售价基本稳定。 新增170万千瓦机组集中投产,电力分部业务量价齐增。受益于富平热电和九江二期的投产,公司三季度单季新增装机170万千瓦,前三季度合计净增装机216.4万千瓦。叠加前三季度社会用电量高增,公司电力平均利用小时数增长140小时至3528小时,售电量同比增长8.8%,售电价增长2.24%,量价齐增促使公司前三季度电力业务收益142.66亿元,同比增长31.5%。 运输业务板块运营基本平稳,航运业务盈利有所增长。公司铁路业务、港口业务经营相对稳定,分别实现收益180.75亿元、26.55亿元,分别同比增长3.1%和6.2%。航宇业务受益于航运货运量增加,海运费价格上涨,使得航运业务收益7.27亿元,同比增长31.9%。 盈利预测与评级:公司三季报业绩基本符合预期,因此不做盈利预测调整。预计公司2018-2020年分别实现归母净利润为分别为451亿元、459亿元和499亿元,EPS分别为2.27元、2.31元和2.51元。公司18年PE9倍。截至三季报公司货币资金高达1147亿元,公司内生成长性叠加提高分红预期具有稀缺性,维持公司“买入”评级。

【石油化工】近期EIA原油库存下降,美国石油钻机数减少,布伦特和WTI原油价格连续上涨,连续两周涨幅接近15%。发改委解释了土库曼斯坦对我国供应管道天然气出现间歇性气量下降的问题来自当地供电故障,我们认为此事件仅小幅影响LNG现货价格;冬季影响天然气供需最大的因素仍来自气温变化,目前天然气供需仍然偏紧;后期若气温下降,LNG现货价格仍有继续上行机会。近期原油价格实现7连涨,但距离我们对今年原油均价65-70美元的判断仍有上涨空间,建议关注石油天然气开采及管道生产建设标的。 【电力】近日内蒙古发布《关于进一步推进蒙东电网大工业用电输配电价改革和市场化交易的通知》,蒙东地区大工业用电全部进入电力交易市场。2018年7月国家能源局要求各省份逐渐放开用电计划,并形成“基准电价+浮动机制”的定价模式,电力企业盈利有望趋于稳定。近期沿海主要电厂日均耗煤量略有下降,煤炭库存继续下降,考虑到今年电厂普遍提高煤炭库存,整体库存水平仍处于高位,高库存或将压制煤价。长期来看,随着新增煤炭产能释放以及铁路运力改善等因素推动,煤炭价格有望回归绿色区间,可关注优质火电企业。 2018年我国共有7台机组实现商业运行,核电建设明显加快,板块业绩将持续向好。 【煤炭】寒冷天气促电厂煤炭库存去化延续;价格方面,坑口煤在销售好转、产量减少的综合影响下继续上涨;港口煤价格则受贸易商悲观预期影响重现颓势,港口煤价格倒挂现象愈发严重。受神木市百吉矿业李家沟煤矿井事故影响,山西省将对正常生产建设的高风险煤矿开展为期半年的安全“体检”式重点监察,预计山西地区煤炭生产将受到一定影响,煤价或借此反弹,建议继续关注矿难后续影响。1月8日,国家煤矿安监局办公室发布通知要求全国采深超千米的冲击地压和煤与瓦斯突出煤矿立即停产进行安全论证,涉及煤矿产能8876万吨,涉及煤种主要为焦煤,我们预计本次安全论证将对焦煤供给形成压制,或将在短期内对焦煤价格形成一定支撑。 行业动态 【原油】欧佩克月报显示:2019年经济风险仍然倾向于下行,但货币紧缩政策放缓的可能性可能减缓增长放缓的趋势;2018年12月沙特原油产量减少46.8万桶/日;伊拉克原油产量为471.4万桶/日,此前为463.1万桶/日;伊朗原油产量为276.9万桶/日,此前为295.4万桶/日;利比亚原油产量为92.8万桶/日,环比减少17.2万桶/日。(Wind) 【天然气】国家能源局云南监管办公室发布《2018年度云南省油气供需简报》显示,2018年云南省油气市场持续平稳运行。天然气利用快速增长,民生用气供应稳定。据统计,2018年云南省纳入统计天然气总供应量10.4亿立方米,其中管道气供应占比84.70%;总利用量10.4亿立方米,同比增长77.08%。中缅天然气管道下载供应量8.81亿立方米,同比增长94.78%。按用途分,工业用气量为7.73亿立方米,占74.32%;居民用气量为1.23亿立方米,占11.81%;车用用气量为0.89亿立方米,占8.53%;商业用气量为0.56亿立方米,占5.34%。(中国石油新闻中心) 【煤炭】国家发展改革委价格监测中心公布12月中国电煤价格指数为522.2元/吨,环比上行0.41%,同比下降2.61%。其中,监测的31个省市(不含北京市)中,价格下行地区数量增加至14个,下行幅度增强至18.59元/吨以内;其他17个地区电煤价格全部上行,涨幅微降至19.88元/吨以内。(中国能源网) 【电力】国务院新闻办公室于2019年1月17日举行新闻发布会,会中提及:两大电网落实降电价政策,发电企业提高市场化交易份额,共降低社会用电成本超过1600亿元。(北极星电力网) 公司动态 粤电力(000539):公司发布2018年度业绩预告,2018年公司归属于上市公司股东净利润预计盈利3.6亿元-5.3亿元,比上年同期下降52%-29%。 长江电力(600900):公司发布2018年度业绩快告,2018年公司实现营业收入512.47亿元,同比去年上升2.20%,归属于上市公司股东净利润226.30亿元,同比去年上升1.66%。 胜利股份(000407):公司发布2018年度业绩预告,2018年公司归属于上市公司股东净利润预计盈利0.93亿元-1.25亿元,比上年同期上升50%-100%。 佛燃股份(002911):公司发布2018年度业绩快告,2018年公司实现营业收入50.94亿元,同比去年上升18.69%,归属于上市公司股东净利润3.55亿元,同比去年上升2.27%。 风险提示:OPEC原油限产执行率下降,国际成品油需求大幅下滑;油气改革方案未得到实质落实,电力需求不及预期。

环保助推供给侧改革,锌冶炼利润开启修复趋势2018年锌行业环保的核心政策是解决危废锌渣的堆积问题,各级政府严控锌渣堆场扩容及跨省转移,要求尽快处理解决锌渣堆积污染问题。环保形势的改变对企业产量、利润及新建产能的扩张有着深刻影响,短期限制了冶炼厂商开工率,长期抑制了冶炼锌行业的资本开支。为了行业健康有序发展,应该给予先进企业一定利润。本次环保升级行动,配合国家供给侧改革的战略,以更高的生产经营要求出清“小散乱”产能,保障冶炼产能优化的不断推进。 矿产项目密集投产,供给瓶颈向冶炼转移从2016年开始,锌价走高,上涨至10年内高点。矿产锌项目集中投产、复产,预计全球2018年锌精矿市场产量增加约57万吨,2019年增加约80万吨。由于矿源增加,冶炼厂采购环境宽松,加工费逐步走高。但受限于环保要求和新建项目较少,全球冶炼产能增量较小,2019年实际增速2.1%。锌行业供给瓶颈由矿产转移至冶炼端,2019年加工费预计将继续攀高,价格稳中有落。 高加工费下,统计口径中锌冶炼的开工率波动中枢将会上升5%,但大规模产能的增加要等到2021年后才可能出现。 加工费急升,冶炼环节扭亏为盈在有色商品价格预期情绪较差的阶段,锌冶炼加工费持续上扬,现货进口TC 成交至160美金,国内锌矿TC 加利润分成上涨至6500元。锌冶炼加工费受矿产复苏影响迅速上涨,进口锌精矿TC 费用从2018年3月的最低点15美元,上涨至7月份的40美元,四季度进口锌精矿TC 更是加速上涨,从65美元上涨至12月的150美元,四季度加工费涨幅130%,四季度加工费的快速上涨对应全球锌矿投产复产节奏,冶炼企业从大面积亏损迅速转为盈利。新一轮的冶炼行业利润上行周期确立,锌冶炼企业进入2年以上的获利周期。 推荐纯冶炼业务标的,把握行业拐点的业绩弹性着重推荐2018年底搬迁升级的株冶集团。公司正处于产能升级置换期,年底搬迁完成后,将受惠于新产能带来的效益提升,加工费周期上行,业绩将转亏为盈,并且成为国内效能领先的铅锌冶炼企业。公司搬迁后电费下降0.07元每度,综合能耗下降58%,人员配置减少80%,硫酸收入增加。锌冶炼行业产能瓶颈逐步显现,加工费持续上行,并将保持到2020年后。我们预计2019后新产能投产并逐步稳定达产后,将为业绩带来反转并为公司带来约7.56亿元的毛利润及4亿的净利润。

维持行业“增持” 评级和细分子行业新型能源发电、风能的“增持”评级。近日江苏发改委网站显示有24个海上风电项目得到核准,总装机量6.7GW,总投资金额高达1223亿元。点评如下: 本次核准的项目能够享受到较高的标杆电价。由于2019年起海上风电也将参与竞争性配置,将导致电价或低于标杆电价,而本次核准的项目依然属于2018年的项目,不参与竞争性配置,因此能够享受0.85元/kWh 的标杆电价,盈利能力较强。 海上风电景气上行确认。预计我国海上风电目前累计装机低于4GW,而本次核准项目就达到了6.7GW,超越了全国的累计装机规模,显示出我国海上风电景气上行,发展提速。主要原因是随着大MW 机型的成熟,海上风电的成本正在快速下降中;施工能力的提升,也使得海上风电的建设变得可行,因此我国海上风电进入快速发展期。同时海上风电具备诸多优点:距离负荷较近消纳无忧、不占用宝贵的土地资源、不影响人类生活居住、资源分布广泛可以大面积开发,意味着海上风电较陆上风电有更大的发展空间,未来10年更可能是主要的风电发展方向。预计海上风电将在2022年前后实现平价上网,而这种平价上网将是一种有效的平价,能够同光伏一道成为我国乃至于世界低成本清洁能源的重要解决方案。 运营商→主机厂→零部件,风电行情三步走,目前零部件环节景气持续上行。行业景气将沿着运营商→主机厂→零部件传导,因此我们提出“三步走”的判断,从运营商到主机厂到零部件的“三步走行情”可期,风电平价到来后,行业将迎来长期可持续发展。 推荐标的:振江股份、金风科技。 受益标的:恒润股份、东方电缆 催化剂。海上风电新项目核准、海上风电开发速度超预期。 风险提示。融资成本大幅上升。

【石油化工】近期EIA原油库存下降,美国石油钻机数减少,布伦特和WTI原油价格连续上涨,连续两周涨幅接近15%。发改委解释了土库曼斯坦对我国供应管道天然气出现间歇性气量下降的问题来自当地供电故障,我们认为此事件仅小幅影响LNG现货价格;冬季影响天然气供需最大的因素仍来自气温变化,目前天然气供需仍然偏紧;后期若气温下降,LNG现货价格仍有继续上行机会。近期原油价格实现7连涨,但距离我们对今年原油均价65-70美元的判断仍有上涨空间,建议关注石油天然气开采及管道生产建设标的。 【电力】近日内蒙古发布《关于进一步推进蒙东电网大工业用电输配电价改革和市场化交易的通知》,蒙东地区大工业用电全部进入电力交易市场。2018年7月国家能源局要求各省份逐渐放开用电计划,并形成“基准电价+浮动机制”的定价模式,电力企业盈利有望趋于稳定。近期沿海主要电厂日均耗煤量略有下降,煤炭库存继续下降,考虑到今年电厂普遍提高煤炭库存,整体库存水平仍处于高位,高库存或将压制煤价。长期来看,随着新增煤炭产能释放以及铁路运力改善等因素推动,煤炭价格有望回归绿色区间,可关注优质火电企业。 年我国共有7台机组实现商业运行,核电建设明显加快,板块业绩将持续向好。 【煤炭】寒冷天气促电厂煤炭库存去化延续;价格方面,坑口煤在销售好转、产量减少的综合影响下继续上涨;港口煤价格则受贸易商悲观预期影响重现颓势,港口煤价格倒挂现象愈发严重。受神木市百吉矿业李家沟煤矿井事故影响,山西省将对正常生产建设的高风险煤矿开展为期半年的安全“体检”式重点监察,预计山西地区煤炭生产将受到一定影响,煤价或借此反弹,建议继续关注矿难后续影响。1月8日,国家煤矿安监局办公室发布通知要求全国采深超千米的冲击地压和煤与瓦斯突出煤矿立即停产进行安全论证,涉及煤矿产能8876万吨,涉及煤种主要为焦煤,我们预计本次安全论证将对焦煤供给形成压制,或将在短期内对焦煤价格形成一定支撑。 行业动态 【原油】美国能源部统计报告称,美国本土原油产能到2020年底将比当前再增加200万桶/日,届时,美国将实现油气能源完全自给,出口的石油与天然气总量将超过进口总额。EIA报告称,美国原油产量在2018年底达到1090万桶/日,为1970年代以来的峰值,而在2019和2020年底,产量预计上升到1210万桶和1290万桶,其中大部分来自于“二叠纪”页岩油产区的贡献。(Wind) 【天然气】俄罗斯能源部长亚历山大·诺瓦克对外宣布,2018年俄罗斯天然气出口量增加200亿立方米,管道天然气供应量增长4.1%,液化天然气出口量增长70%。俄能源部长指出,液化天然气方向正在积极发展,2018年亚马尔液化天然气厂产能各为550万吨的一期和二期投产。(Wind) 【煤炭】黑龙江省政府表示,2018年黑龙江省淘汰关闭小煤矿245处,退出落后产能1483万吨。2019年将持续淘汰落后产能,坚决完成小煤矿关闭和退出落后产能任务,严格按标准检查验收。(我的钢铁网) 【电力】国家发改委和能源局发布进一步推进增量配电业务改革的通知。通知要求,尚未确定业主的试点项目,地方政府部门不得直接指定试点项目业主,任何企业不得强行要求获取试点项目控股权,不建议电网企业或当地政府投资平台控股试点项目。已确定业主的试点项目可维持项目各投资方股比不变。(北极星电力网)金山股份(600396):公司董事梅君超先生辞职。 上海电力(600021):公司2019年度第一期超短期融资券发行,发行总额23亿元,票面利率3.15%,固定利率付息,起息日1月16日。 风险提示:OPEC原油限产执行率下降,国际成品油需求大幅下滑;油气改革方案未得到实质落实,电力需求不及预期。

投资建议 我们认为,《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》的印发,为国内风电、光伏发电平价上网项目建设提供了良好基础环境,将推动国内风电、光伏无补贴项目规模发展。在政策的助力下,国内新能源平价上网进程将加速,行业将由政策补贴驱动向市场驱动转变,未来运营商将更加注重项目的运营和发电效率,对风电设备、光伏产品提出更高要求,将有利于制造商中具有技术、成本优势的公司获得更大的市场空间。 建议关注:隆基股份,阳光电源,金风科技,天顺风能。 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。

事件:2019年1月15日,国家能源局电力司负责同志就《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(以下简称《行动计划》)答记者问,其中《行动计划》是发改委和能源局2018年10月30日联合印发的。 2018年消纳改善:弃风率7.2%,同比下降4.9个百分点;弃光率3.0%,同比下降2.8个百分点。2018年,全国风、光、水、核四种清洁能源总发电装机达到7.49亿千瓦,总发电量累计2.08万亿千瓦时,其中,风电利用率达92.8%,弃风率7.2%,同比下降4.9个百分点;光伏利用率达97.0%,弃光率3.0%,同比下降2.8个百分点;水能利用率95.0%以上;核电运行平稳,利用率保持较高水平。整体而言,清洁能源消纳的形势持续向好,已经达到国际先进水平(风电利用率90%,光伏发电利用率95%)。 消纳目标明确:2020年基本解决清洁能源消纳问题。《行动计划》指出:(1)2019年,风电利用率高于90%(力争达到92%左右),光伏发电利用率高于95%,全国水能利用率95%以上,核电基本实现安全保障性消纳;(2)2020年,风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右),弃光率低于5%,全国水能利用率95%以上,核电实现安全保障性消纳;(3)针对我国清洁能源消纳问题集中在少数重点省份的特点,《行动计划》还将目标分解至重点省份,提出了分省分年度消纳目标。 消纳保障措施完备:7方面,28项具体措施。清洁能源消纳利用是一个涉及电源、电网以及用电负荷的系统性问题。为建立清洁能源消纳长效机制,确保实现消纳目标,《行动计划》从电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导、电网基础设施完善、电力系统调节能力提升、电力消费方式变革、考核与监管等7个方面,提出了28项具体措施。 统计口径优化:更加关注利用率。随着我国清洁能源发展规模持续扩大,绝对限电量的横向对比意义减弱,限电量增大也不一定意味着利用水平降低,因此不宜使用限发电量的绝对数值作为评价指标,必须要从利用率的角度来考虑。另一方面,从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度,结合电力系统自身的特性,清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围,片面追求百分之百消纳,将极大提高系统的备用成本,限制电力系统可承载的新能源规模,反而制约了新能源发展,因此并不是百分之百完全消纳最好。为此,能源局参考国际经验对全网统计口径进行了优化,对于风电、光伏以及水能利用率高于95%的区域和主要流域,其限发电量在合理范围内,不再计入全国限电量的统计范围。 投资建议:《行动计划》作为长效机制保障了新能源发电项目消纳,在平价时代即将到来的背景下,为新能源发电项目获得合理收益率保驾护航,利好行业长远发展。再叠加当前板块估值较低,我们认为2019年新能源发电行业具备配置价值,重点推荐各细分环节龙头标的:(1)光伏:隆基股份、通威股份、福斯特、阳光电源、正泰电器;(2)风电:金雷风电、日月股份、金风科技、天顺风能。 风险提示:新能源政策不及预期,新能源装机和消纳不及预期。

最新数据显示,2018年12月的OPEC石油总产出创两年最大降幅。据各方数据显示,OPEC在去年12月的石油产出下降53万桶/日,至3260万桶/日,降幅为2017年1月以来最深,而2017年初,是OPEC+开始执行第一轮减产协议的时期。其中,沙特在去年12月大幅减产42万桶/日,至1065万桶/日;被美国制裁的伊朗“被动”减产石油12万桶/日,至292万桶/日;利比亚当月油产减少11万桶/日,至100万桶/日。 2018年12月波斯湾原油出口量较上月下降114万桶/日。据彭博社报道,12月波斯湾地区原油出口量为1,709万桶/天,较11月下降了114万桶/天,降至两年以来最低水平。 市场对OPEC+减产实施、美国加息暂缓和中美贸易谈判结果有良好预期。沙特近期表示已经将其石油产量降至1020万桶/日,已经低于其在上月OPEC会议上减产至1031.1万桶/日的计划,同时沙特也宣布已将1月份的石油出口量减少到720万桶/日,并将在2月份进一步减产至710万桶/日。美联储主席鲍威尔再次强调,美联储在决定未来是否进一步升息时能够保持耐心,美股随之对此作出回应。中美两方贸易谈判代表团成员均表示,贸易谈判到目前为止进展顺利。 我们的观点:预计油价后续一段时间内平稳回升并处于中高位,中长期趋势取决于美国页岩油增产和全球需求端增速回落的情况。目前来看,伊朗制裁影响已经暂时被市场消化,全球原油需求增长展望不佳,主要产油国原油产量位于历史高位。但是,以沙特为代表的OPEC+已经开始有减产实际行动,委内瑞拉原油产量持续下降,OPEC整体的剩余产能也回落至低点,美国页岩油受运力影响大幅增产困难,供给端对短期内的油价也有一定支撑,未来需求上的增速回落短期内还较难体现。因此我们认为油价短期内暴跌是各种意外因素叠加导致的,后续一段时间内油价将平稳回升并处于中高位。同时我们认为油价的中长期趋势取决于美国页岩油增产和全球需求端增速回落的情况,预计在2019年下半年开始这两个因素能够得以体现。 2018年11月天然气表观消费量增22.8%。2018年11月,中国完成天然气产量143亿立方米,比去年同期增长10.1%;完成天然气进口量126.3亿立方米,比去年同期增长39.8%;完成天然气表观消费量266.3亿立方米,比去年同期增长22.8%。据此测算,11月,中国天然气对外依存度为47.4%,环比扩大3.9个百分点。 土库曼斯坦减供传闻得到澄清。1月8日,一则土库曼斯坦国家天然气康采恩在未提前通知中石油的情况下突然降低天然气供应量的消息引发了人们对天然气价格的担忧。之后有关方面澄清了相关事实,中石油表示:1月7日中亚管道上游气源供气出现短时波动,但1月9日供气开始恢复,1月9日上午10:05,已恢复到正常供气水平。此次波动影响气量仅占中亚管道月度资源量的1%,对国内天然气市场影响很小,不会影响国内民生用气。此后“三桶油”也接连发声,承诺不会提高天然气价格。 风险提示:OPEC实际减产不达预期,中美贸易战未来恶化。

本报告导读: 发改委能源局出台平价上网政策,为行业长期发展指明了方向,确立了长期的发展模式。维持行业“增持”评级。 摘要:维持行业“增持”评级,维持细分行业太阳能“增持”评级、维持细分行业风能“增持”评级。 1 月9 日,国家发改委网站挂出积极推进风电光伏平价上网的通知,对此我们点评如下:政策推出的时间节点早于市场预期。市场对平价上网政策是有预期的,但能够在新年的头10 天内就推出超出了市场预期,显示出国家对平价上网的鼓励和支持。 政策系统考虑了平价上网可能遇到的问题,对平价上网的实现方式以及政策执行方式等做了细致的规定,确立了未来过渡到平价上网后风电光伏的发展模式。政策从方方面面都为平价上网铺平道路,给予了大量的可行的支持,包括要求地方政府给予土地方面的支持、禁止捆绑其他条件、电网企业保障优先发电和全额保障性收购、可以获得并出售绿证、电网落实接网工程建设责任、开展分布式发电市场化交易试点工作、降低就近直接交易的输配电价及收费、电网与企业签订不少于20 年的固定电价购售电合同、结合跨省跨区通道签订不少于20 年的固定电价购售电合同、创新金融支持方式、做好预警管理衔接、不纳入“双控”考核等。 平价上网不需要补贴,不等于不需要政策,风电光伏的发展离不开政策支持。本次平价上网政策由国家发改委、能源局下发,能够对地方政府和当地电网形成积极的影响,平价上网不要补贴,但非常需要地方政府和电网支持,由发改委能源局去推动,政策执行值得期待。本政策将对光伏风电行业产生长期利好,其意义甚至超过了19 年到底给多少指标、定多高的标杆电价。政策确立的平价上网模式将对中国风电光伏平价上网产生深远影响。 推荐标的:隆基股份、通威股份、金风科技、晶盛机电风险提示。2019 年国内光伏装机指标规模及补贴标准尚未明确,存在不确定性。 风险提示:2019 年国内光伏装机指标规模及补贴标准尚未明确,存在不确定性。

明确目标,发文推动平价上网 近日,国家发改委、能源局下发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。《通知》中明确,省级能源主管部门结合本地区资源、消纳、新技术应用等条件组织开展不需要国家补贴的平价上网风电、光伏发电项目建设。在成本不断下降的趋势下,能源主管部门明确目标,创造条件加速推动平价上网的实现。 提供增量,保障年度装机规模 平价上网的项目推动可以为2019年的装机规模提供明显的增量。《通知》中规定,红色预警区域原则上不安排平价上网项目,橙色预警区域选取资源条件好的已核准项目开展平价上网工作,绿色地区在落实消纳条件的基础上自行开展平价上网工作。国家能源局的数据显示,截止2018年前三季度,光伏的绿色地区共计15个省(市)可以为平价上网项目提供增量项目,而组件价格的持续下降也为2020年的“抢装”提供了可能。 摆脱补贴,逐步进入平价时代 我们在之前的报告中提到,可再生能源行业正在经历由补贴时代向平价上网时代的转变。新能源行业突飞猛进的发展给补贴造成了压力,而平价上网项目的开展逐渐探索摆脱补贴的可能性,推动行业向新的发展阶段迈进。而未来两年是平价项目和有补贴项目并行的时代,而从2021年开始,国内新能源行业将正式进入平价上网时代。 我们的观点 主管部门发文推动新能源平价上网,明确了发展方向并为装机提供增量,从而为新增规模提供保障。我们预计2019年国内新增光伏装机有望达到40-45GW,新增风电装机有望达到25GW。光伏行业,我们建议关注通威股份,隆基股份,阳光电源和福斯特等;风电领域,我们建议关注金风科技(A+H),天顺风能,日月股份,港股的风电运营商等。 风险提示 政策推进不达预期;电网的协调方面面临一定的阻力;短期内部分绿色预警省份的光照资源限制等。

核电清洁高效,我国核电发展空间广阔。核电具有高效、清洁、安全等特点,发展核电是优化能源结构、保障能源安全、满足经济社会发展对能源需求的现实选择。2017年,我国核电发电占全国发电比重为3.9%,远低于全球10.6%的平均水平。截止2018年11月,我国在运核电装机42.98GW;在建核电装机量12.84GW,投运+在建装机较国家到2020年底的规划还有32.18GW的缺口。从储备项目看,我国目前待核准的项目共43台机组,装机50.90GW,处于规划中的项目92台机组,对应装机109.40GW,更远期规划项目,共76台机组。储备项目丰富,核电产业具备持续推进的项目基础,发展空间广阔。 国产崛起,核电已成国家新名片。目前国内拥有自主知识产权的三代核电技术主要是华龙一号和CAP1400,其中华龙一号是中核、中广核在前期分别研发的ACP1000和ACPR1000+的基础上,联合研发而成;CAP1400则是在消化吸收AP1000的基础上,通过改进、开发和自主创新,研发而成的非能动大型压水堆。华龙一号和CAP140的核心设备国产化水平都已经达到或者接近90%。 三代核电日渐成熟,审批重启如箭在弦。2011年福岛核电站事故以来,国内核电审批、建设亦出现停滞。仅2012年核准2台,2015年核准8台。2018年以来,三代核电项目陆续实现并网,技术可靠性得到进一步验证,我们认为核电审批重启,已是箭在弦上。 核电投资拆解。根据历史经验,三代核电单台核电机组造价在15-20元/W,一个1000MW的核电机组,总投资在150-200亿元。其中设备投资占总投资比重在40%左右,核岛+常规岛主设备成本占设备成本一半左右,即在30-40亿元左右。若核电审批、建设重新启动,我们预计国内核心设备供应商有望充分受益。 投资建议:核电产业链有望充分受益。工程类公司主要参与核电站核岛、常规导岛的土建、设备安装工程。三代核电项目,2台机组的核岛土建、安装工程合同额分别在20亿元、10-15亿元左右,工程公司有望快速受益核电项目开工建设,建议关注核电建设领域占据绝对主导地位的中国核建。设备类公司直接或间接为核电业主提供主设备及配套设备、部件等。目前华龙一号、CAP1400等设备国产化率都已经达到较高水平,若核电建设能够持续稳定推进,国产设备供应商有望充分受益,建议关注东方电气、应流股份等。运营类公司中长期受益于核电投运装机提升,建议关注中国核电。 风险提示。核电审批进度低于预期,核电设备行业竞争加剧导致毛利率下滑等。