一、事件概述

    1）公司发布2018 年年度报告：报告期内公司实现营业收入126.95亿元，较 2017 年同期增长 3.88%；实现归属于上市公司股东的净利润为 8.92 亿元，较上年同期增长66.93%；每股收益0.13 元，同比增长62.50%。2）同时公司发布2019 年一季报：报告期内公司实现营业收入37.38 亿元，较 2017 年同期增长30.92%；实现归属于上市公司股东的净利润为 4.32 亿元，较上年同期增长193.51%；每股收益0.06元，同比增长200.00%。

    二、分析与判断

    高利用小时及成本有效控制保障18 年业绩增速。1）2018 年，公司控股运营燃煤火电厂 12 家，装机容量 1,146 万千瓦，权益装机容量 1,456.7 万千瓦，累计完成发电量492.64 亿千瓦时，同比增加3.10%；上网电量441.42 亿千瓦时，同比增加 2.04%。全年机组平均利用小时达到 4,581 小时，高于全国火电平均利用小时（4,361 小时）220 小时。完成供热量2,923.84 万吉焦，同比增长62.7%。公司控股电厂主要为分布在内蒙、山西、宁夏、河北等地的坑口电厂，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、山东电网、东北电网供电，其中55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区，直送北京电量占北京用电量 34%以上。18 年给以上电网供电的控股电厂利用小时数分别为5768、5216、4534、5108、5374小时，均远高于全国火电利用小时水平，高利用小时保证了公司在18年发电量增速。2）2018 年全年入厂标煤单价385.9 元/吨，同比降低5.6%，要远低于各港口价格。控股企业93%的容量布局在煤源丰富的内蒙、 宁夏和山西地区，55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区，这使得公司在燃料价格及利用小时数两方面占据优势。2018 年公司综合供电煤耗 328.17 克/千瓦时，同比降低 3.83 克/千瓦。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域供电煤耗分别下降31.87 克/千瓦、4.45 克/千瓦时、-3.72 克/千瓦、-1.4克/千瓦时、-34.85 克/千瓦时。2018 年公司综合厂用电率 8.28%，同比降低 0.51%。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域厂用电率分别下降0.82%、-0.9%、0.58%、-0.5%、2.01%。公司自 2018 年 1 月 1 日起对发电相关固定资产采用工作量法计提折旧，会计估计变更导致固定资产增加 299,676,856.53 元，营业成本减少 299,676,856.53 元，营业利润增加 299,676,856.53 元。2018 年在发电量增速不高为3.10%的情况下，严格控制成本端支出，使得归母净利润达到了66.93%的高增速。

    19 年业绩增速还看燃料端价格下行及新投产机组贡献发电量。1）公司机组多位于内蒙古地区，发电机组也多为坑口电厂，动力煤采购成本基本等于燃料入炉价格，假设19 年燃煤价格下降10%，发电量与18 年持平且不考虑新投产机组，发电综合成本将下降7%，预计归母净利润将增厚2.8 亿元，同比增长32%。2）截至 2018 年末，京能电力控股运营燃煤火电厂 12 家，装机容量 1,146 万千瓦，控制在建装机容量 478 万千瓦，权益装机容量 1,456.7 万千瓦。其中涿州热电2#机组（35 万千瓦）、锡林发电 1#（66 万千瓦）于18 年投产，预计19 年可以实现满产，可增加发电量60 亿千瓦时以上。19 年3 月十堰热电 2*35 万千瓦实现投产，吕临发电 2*35 万千瓦、京欣发电 2*35万千瓦预计于下半年投产，京秦热电 2*35 万千瓦预计于年底投产。

    19 年可新增投产机组210 万千瓦，预计增发电量55 亿千瓦时。结合18 年投产机组实现产能爬坡，19 年预计共可增加发电量115 亿千瓦时，占18 年累计发电量的23.37%。无论19 年对燃料成本下降的预计，还是对新投产机组贡献发电量的预计，都将分别从成本端和收入端增厚公司业绩。

    三、 盈利预测与投资建议

    公司作为被市场低估的火电企业，截至4 月26 日收盘价P/B 低于净资产，仅为0.97，公司上市以来历史PB 中位数为 2.06，目前处于估值低位。未来看好煤炭价格下降和电力需求增加使得公司盈利能力持续提升， 估值有望迎来修复。预计2019-2021 年EPS 为0.22/0.28/0.33 元，当前PB 为0.97，目前A 股火电企业PB 均值为1.43，首次覆盖，给予“买入”评级。

    四、 风险提示

    1、煤价下降不及预期；2、新机组投产不及预期；3、用电量需求不及预期。