供热业务增加、巴基斯坦并表、增值税调整、海外业务增加可能为Q1电量电价同比下滑、但营收同比增加5%的主要原因
   
2018年底,巴基斯坦项目纳入合并报表,且为非同一控制下合并,不追溯业绩;巴基斯坦项目19Q1营业收入13.87亿元,净利润1.63亿元,并表后增厚公司营收与利润情况。18Q3,公司收购的莱芜发电、聊城热电、莱芜热电均为热电联产,有望带动公司供热业务明显增长。
   
19Q1公司境内电量电价均同比下滑。Q1浙江夹浦光伏1.03MW、浙江西塘光伏1.77MW、广西贵港七星岭风电24.5MW投产;山东莱州风电部分机组45MW关停;公司控股装机为105,973兆瓦。Q1公司境内发电量1038.39亿千瓦时,同比降0.45%;售电量982.55亿千瓦时,同比降0.06%;平均电价421.87元/兆瓦时,同比降0.40%;主要原因:①全社会用电量增速放缓;②公司火电比重较大,一季度全国水电风电核电电量高速增长,挤占火电发电空间;③华东地区受控煤政策影响,火电发电量受到影响。
   
公司电量、电价同比下滑的情况下,营收与18Q1重述相比,增22.36亿元,我们推测原因为:①巴基斯坦项目自18年底并表,19Q1营收13.87亿元,净利润1.63亿元,增厚公司营收与利润情况;②推测供热业务可能会明显增长,一方面是公司拓展热力业务的原因,另外公司18Q3收购的莱芜发电、聊城热电、莱芜热电均为热电联产,有望带动公司供热业务明显增长;③18年5月增值税率从17%下调到16%,因此19Q1不含税电价为363.68元/兆瓦时,比18Q1(362.01元/兆瓦时)增加0.46%,根据售电量测算出发电业务营收增幅是1.44亿元;④新加坡电厂市场占有率提高0.5pct。
   
Q1煤价下滑,营业成本同比减少0.58%,带动公司业绩同比增加114%
   
Q1公司营收同比增5.15%,但营业成本同比减少0.58%,因此毛利率为18.31%,同比增加4.82pct,相比18年底增加7.01pct。与18Q1相比,19Q1动力煤价格明显下降,且燃煤、燃机发电量均同比下滑的情况下,公司营业成本并未大幅减少,推测可能为公司供热业务增加、海外业务成本增加。
   
盈利预测:公司Q1归母净利润为26.56亿元,同比增114.27%,我们上调将对公司盈利预测,将2019-2020年归母净利润从27、39.2亿元上调到58.52、67.58亿元,对应EPS从0.17、0.25元/股上调到0.37、0.43元/股。
   
风险提示:动力煤价格居高不下,燃煤标杆电价下调,市场电过度折价,用电量大幅下滑,弃风弃光严重。