内蒙华电(600863)公司资料

?量价齐升，营收疫情逆势增长。公司2020年上半年完成发电量277.91亿千瓦时，同比增加21.05亿千瓦时，同比增长8.20%；实现上网电量257.48亿千瓦时，同比增加20.70亿千瓦时，同比增长8.75%，发电量的增长主要源于内蒙古和林发电公司的新增机组投产。分地区来看，蒙东地区实现发电量0.89亿千瓦时，同比增长13.48%，主要来自于乌力吉木仁风电场发电量同比增长了38.71；蒙西地区发电量163.30亿千瓦时，同比增长20.14%；华北地区火电受疫情影响，出现下滑，实现发电量113.60亿千瓦时，同比下滑5.36%。2020年上半年公司实现平均售电单价262.90元/千千瓦时（不含税），同比增加9.39元/千千瓦时（不含税），同比增长3.70%。在售电量和价格双双上升的情况下，公司克服了煤炭营收缩水影响，实现营收72.96亿元，同比增长7.99%。随着下半年疫情恢复，公司煤炭业务恢复，公司业绩有望更上一层楼。 ?成本大幅提升，利润遭受削减。2020年上半年，受疫情影响，公司标煤单价完成391.19元/吨，比上年同期上升42.86元/吨，增幅12.30%。公司标煤单价上升主要由供需两方面原因驱动：供给端，由于内蒙古煤炭领域违法违规问题倒查20年，区内煤炭产能、产量均有下滑。蒙西地区部分煤矿在春节后未能正常复工，供给明显下滑，叠加疫情封锁交通，煤价物力成本抬升。需求端，公司公告披露中报期内区域内特高压项目集中投产，外送电量抬高，电煤需求旺盛。中报期内，公司营业成本60.55亿元，同比增长了12.49%，增速大于营收增速。成本大幅提升，期内实现归母净利润6.84亿元，同比减少7.55%。下半年，随着疫情可控，公司煤炭业务有望恢复正常，公司自用煤成本可控，缓解用煤成本上升趋势，公司利润有望在煤价平稳的情况下逐步回暖。 ?结构转型初见成效，新能源表现优秀。清洁能源是未来发展的主线，同时内蒙古地区风、光资源丰富，公司顺应供给侧结构性改革，加快发展新能源产业。截至报告期，公司投资的乌达莱风电475兆瓦项目目前工程进度已经完成61.49%，而且2019年年末又成功收购察尔湖光伏项目，公司新能源产业正逐步壮大。2020年上半年风电合计发电量9.37亿千瓦时，同比增长5.04%。光伏发电量0.63亿千瓦时，同比增长200%。随着公司新能源项目逐步投产，电力结构进一步优化，公司竞争力得到加强。 投资建议2020年上半年，公司营业收入保持稳定增长，但疫情影响，营业成本抬高，公司利润受损。公司积极抗击疫情，新增发电机组发电量稳定，预计下半年电力需求回暖，全年电量仍能保持增长，电价维持相应水准的情况下，公司业绩有可靠保障。考虑到公司今年上半年煤炭业务受疫情影响严重，同时电煤成本明显增加，我们下调公司盈利预测，2020-2022年的营业收入分别从155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元，下调至154.36亿元、163.13亿元、167.23亿元；同期归母净利润分别从14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元，下调至10.22亿元、12.51亿元、15.79亿元，对应EPS分别为0.18、0.22、0.27元/股。维持“增持”评级。 风险提示1）受疫情影响，社会用电量需求下滑，发电量不及预期；2）煤炭价格事件性上涨，燃料成本上涨；3）新项目进度滞后于预期。

事件概述 2020年4月28日,公司发布2019年年度报告:公司2019年实现营业收入144.77亿元,同比增长5.34%;其中:电力产品销售收入实现131.19亿元,同比增长5.45%;供热产品销售收入实现2.97亿元,同比增长12.34%;煤炭销售收入实现9.63亿元,同比增长6.53%。归属于上市公司股东的净利润11.04亿元,同比增长41.07%;基本每股收益0.17元,同比增长30.77%。 公司发布2020年一季度报告,报告期内实现营业收入33.38亿元,同比上涨6.19%;实现归属于上市公司股东净利润1.28亿元,同比下滑27.51%。基本每股收益0.018元。 分析判断: 蒙西市场表现亮眼,公司业绩超预期。公司成立以来,主要以火力发电、供热为主。公司的全部发电资产均位于内蒙古自治区境内,为内蒙古自治区大型独立发电公司之一。截止2019年12月31日,公司可控装机容量1,237.6万千瓦,所发电量除了保证内蒙古自治区外,还向华北、京津唐等地区输送,为内蒙古自治区及我国社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障。目前,公司在蒙西电力市场的份额约为10%左右;在京津唐电力市场的份额约为7%左右。受益于蒙西地区总体负荷增长较快及公司控股的内蒙古和林发电有限责任公司两台机组8月份投产等因素的影响,公司2019年完成发电量553.50亿千瓦时,同比增长4.08%;完成售电量511.74亿千瓦时,同比增长4.33%;实现平均售电单价256.37元/千千瓦时(不含税),同比增加2.73元/千千瓦时(不含税),同比增长1.08%;完成售热量1270万吉焦,同比增加89万吉焦,同比增长7.46%。2019年平均发电利用小时为4,827小时,比上年同期略降5小时。其中:蒙西地区火电平均利用小时为5,308小时,比上年同期增加587小时,增长12.43%,蒙西市场表现亮眼,目前电力供应还处于偏紧状态;外送华北地区火电平均利用小时为4,842小时,比上年同期减少621小时,下降11.37%,一方面在于公司外送华北机组2019年检修时间较长,另一方面外送京津唐电网沿线特高压配套电源大幅度增加,网内存量火电机组发电空间受到挤压;新能源项目平均利用小时为1,887小时,比上年同期减少113小时,下降5.65%。 收购并购察尔湖5万千瓦光伏项目,资产规模扩大。公司近年以来,通过处置低效无效资产、并购优质新能源项目以及魏家峁煤电公司、和林发电公司全面投产,使得公司产业布局不断完善,已经形成了跨区域送电、煤电一体化以及新能源与常规能源并重的良好发展格局。2019年,公司控股的和林发电公司132万千瓦发电机组投产,完成并购察尔湖5万千瓦光伏项目,年末发电装机容量1,237.60万千瓦,同比增加137万千瓦时,增长12.45%;年末资产总额446.09亿元,同比增长3.83%;负债总额271.03亿元,同比增长2.23%;资产负债率60.76%,同比下降0.95个百分点。报告期,公司根据减值测试结果,计提坏账准备及各类资产减值准备共计2.73亿元,进一步夯实了经营基础。 增资乌达莱公司475兆瓦风电项目,有望拉动风力板块表现。锡林浩特乌达莱475MW风电项目于2019年4月开工建设,年内已完成工程进度59.3%,计划2020年实现项目完工并投产运行。预计项目投产后,受益于优质风力资源,项目风机利用小时数有望超过3000,所发电能可通过锡盟-泰州特高压实现外送,公司年内又通过旗下全资子公司龙源风电间接持有乌达莱风电60%控股权,此次追加注资5.74亿元,该项目将成为风电板块新的增长点,将进一步增强公司的核心竞争力。2019年年末公司又成功收购察尔湖光伏项目,为公司的转型发展和结构调整提供了便利条件。 一季度公司业绩下滑明显,二季度预计情况有所改善。公司一季度营收实现营业收入33.37亿元,同比增长6.19%,实现归母净利1.28亿元,同比减少27.51%。主要原因在于受疫情影响,公司煤炭外销量同比降低44.19%,而销售单价下滑明显,销售平均单价完成276.22元/吨(不含税),同比减少29.63元/吨(不含税),同比降低9.69%,造成公司煤炭销售板块营收下滑。而内蒙区域动力煤平均坑口结算价格为221.94元/吨,较2019年四季度(下称环比)上涨4.50%,较2019年一季度(下称同比)上涨3.31%。公司电煤单价完成399.27元/吨,比上年同期增加47.41元/吨,造成了燃料成本的增长,影响了发电板块的利润率。好在内蒙古区域动力煤平均坑口价格在3月中旬达到最高值后已经开始回落,3月下旬回落至224.49元/吨,较3月中旬下降2.03%,二季度坑口动力煤价格有望继续回落,公司发电板块盈利情况有望得到改善。 投资建议 2019年营收同比稳步增长,在蒙西地区负荷需求保持一定增速的情况下,公司未来业绩有望得到持续支撑。一季度内蒙古区域动力煤平均坑口价格同比上涨3.31%,好在3月下旬价格已经回落,二季度坑口动力煤价格有望继续下降。同时公司通过收购增资等方式,不断扩大资产规模和发电装机容量,预计在成本下降和发电规模提升的前提下,公司业绩将进一步上升,我们之前预测2020-2021年营业收入为149.66亿元、154.45亿元,现我们上调公司营业收入,增加2022年预测。预计2020-2022年的营业收入分别为155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元,同比增速分别为7.5%、5.6%和2.6%;归母净利润分别为14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元,同比增速分别为33.0%、34.3%和21.0%,对应EPS分别为0.25、0.34、0.41元/股,对应PE分别为10、8、6倍。维持“增持”评级。 风险提示1)受疫情影响,社会用电量需求下滑,发电量不及预期;2)煤炭价格事件性上涨,燃料成本上涨;3)火电售电单价继续下滑;4)新项目进度滞后于预期。

事件: 公司发布实控人增持计划。公司公告实控人华能集团通过旗下华能结构调整基金2月4日增持公司股份0.344%,成交金额4867.19万元。同时,华能结构调整基金拟在未来6个月内,在不低于2亿元、不超过4亿元(含本次增持)范围内继续增持公司股份。 公司发布2019年经营数据。公司1月下旬发布2019年经营数据,全年完成发电量553.49亿千瓦时,同比增加21.69亿千瓦时,同比增长4.08%。 投资要点: 蒙西消纳机组发电量如期增长,和林电厂投产发电贡献增量。公司全年发电量同比增长4.08%,高于前三季度增速的3.88%。其中,蒙西消纳机组全年发电量同比增长20.83%,高于前三季度的20.15%,主要受益于公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂4个月实现发电量27.26亿千瓦时,折合利用小时数2065小时,产能利用率爬坡迅速。除和林电厂外,其他蒙西消纳机组发电量亦保持高速增长,我们持续强调当前我国电力整体格局为供需区域分化,蒙西地区受益钢铁、有色等高耗能产业持续引进,用电需求持续领跑全国。同时,在2020年新电价机制下,我们判断供需格局持续向好的区域电价风险较低。目前蒙西火电机组市场化交易比例已接近70%,交易折价基本达到发改委规定的折价上限,蒙西机组综合上网电价无下行风险,长期看存在上行空间。 外送华北机组发电量受检修拖累,2019年为外送机组盈利低点。公司2019年外送华北机组全年发电量同比减少10.82%,略大于前三季度的10.68%。细分来看,四季度外送机组发电量下滑主要受上都第二电厂拖累,上都第一及魏家峁电站发电量降幅均有所收窄。外送机组发电量下滑系机组、线路检修以及区域外机组及集中投产等多方面因素所致,预计2019年外送机组处于盈利低点。 大股东增持体现大股东信心,高分红率承诺彰显配置价值。华能集团此次增持为第二轮增持,上一轮增持为2019年2月-8月,华能集团通过旗下华能结构调整基金累计增持公司股份1.85%(成交金额3.11亿元)。此次拟增持金额范围为2亿-4亿元,在当前股价处于低位时已完成近5000万元,彰显大股东对公司长期发展的信心。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.4%,配置价值凸显。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为11.13、13.14和16.48亿元(调整前分别为14.09、17.80和20.25亿元),当前股价对应PE分别为13、11和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

电价下降煤价上涨,Q3 业绩略低于预期;公司承诺不低于70%分红,预计2019 年股息率有望达到5%。 投资要点:[lT abl投e_资Su建mm议a:ry]维 持2019-2021 年EPS预测为0.23、0.26、0.27 元,考虑到公司分红比例较高,给予2019 年略高于行业平均的18 倍PE,维持目标价4.14 元,维持“增持”。 事件:公司发布三季报,2019Q3 营业收入37.2 亿元,同比增长4.2%;归母净利2.7 亿元,同比增长10.6%。业绩略低于预期。 Q3 电量增电价降,营收同比增长4.2%。Q3 上网电量139.7 亿千瓦时,同比增长6.2%。1)蒙西增长13.2 亿千瓦时(+19.8%):和林发电2 台60 万千瓦机组于8 月份投产,贡献7.2 亿千瓦时;同时蒙西地区负荷增长较快,蒙西机组利用小时提升;2)华北下降4.9 亿千瓦时(-7.5%):其中魏家峁电量下降4.3 亿千瓦时。电价方面,Q3 电价同比下降1.3%,主要由于电量的结构性变化。1)高电价的上都电厂电量减少(上都电价最高,超过3 毛);2)魏家峁临时结算电价调整(今年的临时结算电价比去年低);3)蒙西地区电价上升。 燃料成本上涨导致毛利率下降,2019 年股息率有望达到5%。Q3 营业成本同比增长9.1%,高于营收增幅4.2%,原因是公司燃料成本上涨,主要由于上都电厂煤价上涨(上都附近陆续有电厂投产,导致当地煤炭供需形势发生变化),蒙西区域电厂的煤价保持稳定。受电价下降与煤价上涨影响,公司Q3 毛利率同比下降3.6 个百分点,毛利同比减少0.98 亿,但由于少数股东损益同比减少,Q3 归母依旧实现正增长。预计2019 年归母净利有望超过13 亿元,按照公司承诺的不低于70%分红计算,2019 年股息率有望达到5%。 风险提示:用电需求不及预期,煤价差预期上涨