发电增速下滑超过均值,上网电价保持稳定:Q2公司完成发电量915.36亿千瓦时,同比下降11.9%,低于公司上年同期增速26.4个百分点、低于同期全国火电发电量增速12.7个百分点。这主要是因为公司在沿海省份有较多机组分布,而上半年这些地区的发、用电增速明显下滑。另一方面,Q2公司含税平均上网电价416.83元/兆瓦时,同比增长0.8%。
   
东方不亮西方亮,境外营收增长抵消国内营收下滑:公司Q2发/售电量同比下降11.9%/11.5%,含税电价同比基本持平;即使考虑到4月1日起增值税税率下调3%对公司国内电力板块营收贡献的约8.28亿元,上半年国内电力业务仍减少25.14亿元,同比下降3.6%。但境外巴基斯坦和新加坡的营收增长超过国内营收下滑,因此1H19营收仍录得正增长。
   
燃料成本显著回落,利润增速受营收下滑影响而放缓:1H19公司燃料成本较1H18减少了42.81亿元;推动营业成本(重述前)减少了18.32亿元,同比下降2.6%。这主要出现在Q2,单季度营业成本减少了17.02亿元,同比下降5.0%。但因为Q2营收也下降了3.5%,利润增速相比Q1大幅放缓,单季度归母净利润同比增速由Q1的117.9%降至28.0%。
   
投资建议:Q2公司营收、成本均出现明显下降,利润增速环比趋缓。在水、核等清洁能源持续高出力的局面中,下半年若用电需求仍不见起色,则公司作为火电龙头可能还会面临较大压力。我们根据上半年全国煤价和公司燃料成本情况、以及全年煤价形势预判,调整对公司的盈利预测,预计19/20/21年EPS为0.33/0.41/0.45元(前值0.28/0.35/0.38),对应7月30日收盘价PE分别为20.0/15.8/14.5倍,维持“中性”评级。
   
风险提示:1)利用小时下降。电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2)上网电价降低。下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。3)煤炭价格上升。煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。