深圳能源(000027)投资评级,深圳能源(00

事件 深圳能源发布2018年半年报,归母净利润同比增长33.16% 深圳能源电力发布2018年半年报,公司2018年上半年实现营业收入79.8亿元,同比增长29.26%;实现归属于上市公司股东的净利润5.37亿元,同比增长33.16%。加权平均ROE为2.49%,同比提升0.64个百分点。 简评 发电业务回暖明显,保障营收高增长 2018年上半年,广东省全社会用电量同比增长9.28%,增速较去年同期增加4.69个百分点。公司所在区域内电力供需形势持续向好,带动发电业务回暖明显。公司上半年实现上网电量165.39亿千瓦时,同比增长35.05%。发电量增长推动公司实现售电营业收入69.13亿元,同比增长24.39%。发电业务回暖明显对公司营收增长贡献显著。 煤价高企推高营业成本,利润增速不及营收增长 截止上半年,公司已投产控股装机容量985.93万千瓦,其中燃煤机组491.40万千瓦;煤电上网电量占比达64.85%,发电业务业绩受煤炭价格波动影响较大。2018年上半年,煤价依旧高位运行,广东省电煤价格指数平均643.96元/吨,同比增长4.2%。煤价高企导致公司燃料成本有所上涨,电力业务毛利率同比减少1.11个百分点至20.1%。公司实现营业利润7.27亿元,同比增长23.3%,营业利润增速不及营收增长。 美国锡安项目终止,清洁能源布局进行时 由于未能在约定时间内通过美国外资投资审查委员会审批,公司终止对锡安项目三座光伏站(权益装机39.37万千瓦)收购事宜。本次收购未发生资金交易往来,不会对本年经营业绩产生重大影响。公司加快布局清洁能源建设,投资建设登云山、单县两个风电项目,装机容量各5万千瓦;丰县光伏项目(1万千瓦)以及樟洋项目改进型燃气-蒸汽联合循环发电机组(2*39万千瓦)。公司在海外布局的巴布亚新几内亚拉姆二期18万千瓦水电站项目亦在积极推进中。今年8月公司收购睢宁阿特斯100%股权,光伏装机再添3万千瓦。公司未来清洁能源装机比例将进一步提高,电源结构优化将推动公司电力业务可持续发展,有效降低煤价波动对公司业绩影响。 火电板块外延内生,静待煤价回落带来业绩弹性 公司拟投资建设河源电厂二期2台100万千瓦燃煤机组,高参数大容量的火电机组发电效率高、污染排放小,有助于公司火电业务的内生优化发展。公司完成对库尔勒新隆热力公司100%股权收购,本次收购有利于公司在当地打造完整的热电联产产业链,增强其热电联产的经济性与热电供应的安全可靠性。当前煤价处于较高水平,未来如果煤价进一步回落至绿色区间,公司在火电板块的布局有望为公司带来更大的业绩弹性。 多元布局保障业绩增长,维持增持评级 近期公司公告控股子公司妈湾公司暂分别以17.41亿元、18.79亿元出售电力花园二期3、4号住宅楼以及5A、5B号楼住宅部分及配套商业,预计增加18年、19年归母净利润分别为4.4亿元和4.8亿元。同时,公司拟投资建设南山项目,项目总投资16.96亿元,将帮助公司进一步挖掘开发存量土地资源,实现土地资源的保值增值。 此外,公司获潮州市市区环保发电特许经营权,固体废物处理产业规模更进一步。公司当前垃圾焚烧发电处理能力9050吨/天,在建项目处理能力约13000吨/天。城燃板块,公司收购舟山中油昆仑能源有限公司65%股权及中海油潮州能源有限公司83%股权,能源环保及能源燃气有望成为继电力板块之后公司新的核心业务。 考虑到广东省电力供需持续改善,公司能源结构进一步优化及内生动力良好。我们预测2018-2020年公司归母净利润分别为13.47亿元、14.24亿元和14.26亿元,对应EPS分别为0.34元、0.36元和0.36,维持增持评级。

投资建议:公司Q1业绩低于预期,考虑在建工程逐步投产有望增厚业绩,维持18-20EPS预测为0.24/0.33/0.38元,给予18年31倍PE,维持目标价7.5元,维持“增持”评级。 事件:4月28日公司发布一季报,2018年Q1营业收入36.45亿,同比增长42.22%;归母净利润0.61亿,同比减少45.87%。略低于预期。 电量增长助力营收大幅提升,高煤价导致毛利率下滑。收入端,Q1上网电量73.55亿千瓦时,同比上升51.65%。(其中燃煤发电52.37亿千瓦时,燃机发电10.71亿千瓦时,风电3.55亿千瓦时,光伏发电2.59亿千瓦时,水电4.33亿千瓦时)。电量增加的主要是2017年内加纳二期燃机电厂、新疆、河北热电联产项目相继投产,新机组出力所致;然而由于公司燃煤电厂的电价下降,Q1营收同比增长42.22%,略低于电量增幅。成本端,在高煤价的影响下,Q1营业成本同比上涨47.26%,Q1毛利率为19.06%,同比下降2.78个百分点。 多因致Q1业绩表现不佳,在建工程投产有望增厚业绩。由于在建工程较多(各类在建机组合计超过500万千瓦),公司负债规模扩大,导致Q1财务费用4.1亿元,同比增长30.06%。此外Q1投资收益仅为0.12亿元,同比减少83%(去年同期为0.7亿元)。上述因素拖累公司业绩,Q1归母净利仅为0.61亿元,同比减少45.87%。未来随着在建工程投产,公司业绩将有望增厚。 风险因素:用电需求疲软、煤价超预期上涨。

投资建议:煤价上涨、财务费用及营业税金增加,多因素导致17年业绩明显下滑。下调盈利预测,下调18-20EPS预测至0.24/0.33/0.38元(原预测18-19年EPS为0.33/0.36元),考虑在建工程逐步投产有望增厚业绩,给予18年31倍PE,给予目标价7.5元,维持“增持”评级。 4月13日公司发布2017年报,2017年营业收入155.46亿,同比增长37.35%;归母净利润7.49亿,同比减少44.37%;拟每10股派息0.8元(含税)。符合预期。 装机容量及利用小时双升,电力主业收入增长。17年营收增加42.28亿元,其中电力主业贡献25.84亿增量,原因是17年上网电量同比上升20.56%:来源于1)装机容量提升:17年加纳二期燃机电厂、新疆、河北热电联产项目相继投产,17年底公司控股装机976.84万千瓦,较16年增加192万千瓦;2)利用小时显著提升:17年燃煤及燃机利用小时分别为4555和2721,同比增长582和709小时。电力收入虽显著上升,但高煤价导致毛利率下滑6.22个百分点,电力业务毛利减少。 出售花园二期住宅项目增厚营收,财务费用及营业税金增加拖累公司业绩。17年公司控股子公司妈湾公司以13.37亿元出售花园二期项目6号楼,与电力主业共同作用增厚了公司营收。而负债规模增加导致17年财务费用增加7.02亿,出售住宅项目带来土地增值税5.43亿,叠加高煤价下的营业成本增加,多重因素拖累了公司净利。 风险因素:用电需求疲软、煤价超预期上涨

事件 深圳能源发布 2017 年年报深圳能源发布2017 年年报,公司全年实现营业收入155.46 亿元,比上年同期增加亿42.28 元,增长37.35%;毛利率为27.48%,同比下降1.45 个百分点;实现归属于上市公司净利润7.49 亿元,同比减少5.98 亿元,下降44.37%;实现EPS0.19 元,ROE3.39%,同比下降2.63 个百分点。 简评 售电量提高叠加资产处置,多重措施保障收入增长 截至2017 年底,公司控股装机容量为976.84 万千瓦,其中清洁能源装机485.44 万千瓦,占比49.69%;报告期内公司发电利用小时数4555 小时,同比增加582 小时;所属电厂累计实现上网电量289.78 亿千瓦时,比上年同期上升20.56%。售电量的提高推动公司发电营收增长25.31%。另外公司控股子公司妈湾公司暂以13.37 亿元成交价出售电力花园二期项目6 号楼,两者共振导致公司营收增长明显。 煤价上扬冲击公司主业,多因结合导致业绩下滑公司当前发电结构中火电占比依然较高,2017 年广东省电煤价格指数平均值为616.98 元/吨,同比增加31.82%。燃煤价格上升导致燃料成本大幅上涨,公司电力业务毛利率仅为11.87%,同比减少14 个百分点;实现毛利润15.18 亿元,同比下降42.54%。2017年借款增加导致公司有息负债提高84.69 亿元,同时公司外币资产的汇兑损失增长,导致财务费用较去年同期增长7.02 亿元,增幅达85.5%。另外公司参股企业以火电为主,受煤价影响经营较为困难。公司投资收益减少1.92 亿元。多种因素综合作用,导致公司本期业绩降幅明显。 大力推进新能源电力,发电结构进一步优化公司积极推进可再生能源电力,加快优化电源结构。报告期内积极推进巴布亚新几内亚拉姆二期18 万千瓦水电站项目;收购宽城、大同和阜宁两个光伏发电项目,规划容量共达10.8 万千瓦,均已并网发电;计划在美收购权益容量达39.37 万千瓦的三座太阳能发电站;投资建设高邮湖、武平和登云山三个风电项目,装机容量分别为10 万千瓦、5 万千瓦和5 万千瓦。未来公司清洁能源装机比重将进一步提高,推动实现公司电力可持续发展,有效降低煤价波动对业绩的影响。此外公司通过横向收购进一步拓展燃气业务市场,增强公司燃气板块竞争力。 考虑到公司在建工程逐步投产,垃圾处理、燃气及海外布局有望推动公司持续稳定增长,我们预测公司2018年-2020 年EPS 分别为0.25、0.34 和0.49 元,给予增持评级。

投资建议:维持盈利预测,预计2017-2019EPS为0.30、0.33、0.36元。考虑发电量大增推动公司Q3营收创出单季新高,年内花园二期住宅项目出售有望显著增厚全年业绩,给予公司估值溢价,给予公司2017年25倍PE,目标价7.5元,上调评级为“增持”。 10月30日公司发布三季报,2017年前三季度营收104.46亿元,同比增长21.11%;归母净利润8.04亿元,同比减少39.93%。符合预期。 Q3发电量大增,营收创单季新高。Q3上网电量90.27亿千瓦时,较Q2增加16.3亿千瓦时(其中燃煤发电增加10.41亿,燃气发电增加7.88亿),发电量大增带动营收大幅增长,Q3实现营收42.72亿元,较Q2增加6.61亿元,创近年来单季新高。Q3毛利率延续了Q2上涨的趋势,继续环比提高1.03个百分点至27.03%,盈利能力进一步提升。但Q3投资收益较Q2减少0.68亿轻微拖累了业绩,Q3实现归母净利4亿元,较Q2提升1.1亿元,环比增长37.6%。 收购海外太阳能项目,加码清洁能源布局。公司拟出资设立子公司,收购美国三个太阳能电站,收购价格为2.32亿美元,总装机容量为66.4万千瓦。目前该收购事项已获得公司股东大会审议通过,还需中美两国相关主管部门的审批,若收购成功,公司可加大美国光伏、风电、燃气电厂等清洁能源项目开发力度,同时公司还能以美国项目为依托,进一步拓展北美和南美能源市场,提升公司国际竞争力。 风险提示:煤价超预期上涨,电力需求疲软。

主要观点: 与中兴通讯集团财务有限公司共建前海互联网数据中心(IDC),探索“互联网+低碳能源”。深圳妈湾电厂总装机量约191万千瓦,可以提供优质低价的能源并提供综合资源利用解决方案。中兴通讯集团财务有限公司是由中兴通讯股份有限公司独家出资设立非银行金融机构。双方拟在妈湾公司能够提供低价优质能源供应和综合资源利用的区域内,共同投资建设前海互联网数据中心(IDC),为前海合作区、蛇口自贸区的金融与创新型企业提供更加快捷、高效、节能的数字化服务,探索“互联网+低碳能源”的新型解决方案,实现能源与互联网的深度融合和创新发展。本次共同建设前海互联网数据中心也是电改大背景下,公司积极布局售电的一部分。 投资保定西北郊热电厂一期项目和宝安垃圾发电厂三期项目,提升装机容量。 保定西北郊热电厂一期项目位于河北省保定市满城县要庄附近,规划容量为4×35万千瓦,一期建设2×35万千瓦超临界供热机组,留有扩建条件,计划总资金37.22亿元。投资保定西北郊热电厂一期项目,有利于公司积极布局京津冀热电市场。宝安三期项目位于深圳市宝安区松岗镇塘下涌老虎坑环境园内,垃圾焚烧处理规模为3,800吨/日(考虑机组检修停炉以及垃圾收运量的波动),拟建设五台处理能力为850吨/日的焚烧炉,配置三台装机容量为4.5万千瓦的汽轮发电机组;配套建设总库容为300万立方米的应急垃圾填埋场。宝安三期项目投产后,将大幅增加公司的垃圾焚烧处理规模。 电改大背景,积极布局售电侧。公司成立深圳能源售电公司,3-6月份,分别完成售电量4200万、10458万、16639万和11880万,分别占总售电量的6.17%、10.5%、14.33%和6.37%。2015年,广东地区用电量约5400亿度电,其中除去基本电量和大用户直购电,其余将用于电力市场竞价交易。2016年,交易电量约140亿千瓦时。2017年,交易电量有望扩大到1000亿千瓦时以上。 维持“推荐”评级。我们预计公司2016-2018年,EPS分别为0.39元、0.41元和0.43元,对应16.61倍、15.8倍、15.07倍PE。考虑到公司清洁能源装机比例不断提升以及积极布局电改风口,维持“推荐”评级。 风险提示:竞争激烈带来毛利率下降的风险;电站系统集成业务不达预期风险;应收账款回收风险。

事件:近日,公司公告了《关于投资建设保定西北郊热电厂一期2×35万千瓦超临界燃煤机组项目的公告》和《关于投资建设深圳宝安垃圾发电厂三期项目的公告》主要观点: 投资保定西北郊热电厂一期项目,布局京津冀热电市场。 项目选址位于河北省保定市满城县要庄附近,规划容量为4×35万千瓦,一期建设2×35万千瓦超临界供热机组,配2台超临界参数直流煤粉炉,同步安装石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置和选择性催化还原法(SCR)脱硝装置,并留有扩建条件,计划总资金37.22亿元。该项目已于2015年9月29日取得河北省发展和改革委员会核准文件。保定一期项目注册资本金拟定为项目计划总资金的20%,约7.45亿元,其余建设资金通过贷款解决。2014年,为了进一步落实“气十条”,7部委联合出台《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》,2017年地级及以上城市建成区基本淘汰10吨/时及以下的燃煤锅炉,天津市、河北省地级及以上城市建成区基本淘汰35吨/时及以下燃煤锅炉”的总计划。2016年4月,国家发改委、国家能源局、财政部、住房城乡建设部和环保部联合发布了《热电联产管理办法》,力争实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上,20万人口以上县城热电联产全覆盖。随着京津冀一体化的加快发展以及小型燃煤锅炉的关停导致热电缺口,公司布局大型超临界热电联产机组,并配套相应环保装置,供电供热保障性强。 投资宝安垃圾发电厂三期项目,垃圾焚烧处理能力将大幅提升。 宝安三期项目位于深圳市宝安区松岗镇塘下涌老虎坑环境园内,垃圾焚烧处理规模为3,800吨/日(考虑机组检修停炉以及垃圾收运量的波动),拟建设五台处理能力为850吨/日的焚烧炉, 配置三台装机容量为4.5万千瓦的汽轮发电机组;配套建设总库容为300万立方米的应急垃圾填埋场。 宝安三期项目由深能环保以BOT(建设-运营-移交)模式负责投资建设,项目总投资为33.67亿元,自有资金为人民币约8.4亿元,占比25%,其余75%投资款通过贷款解决。目前,宝安三期项目已获得深圳市人居环境委环评批复和深圳市发展改革委项目核准。深能环保通过深圳市发改委向国家发改委申报并获得本项目专项建设基金人民币2,000万元,资金用途为项目资本金,期限15年、贷款年利率1.2%。 在垃圾发电业务方面,日处理能力超7000吨,公司立足深圳辐射全国,在建和规划新建的垃圾电厂合计日处理能力超过13700吨/日。宝安三期项目投产后,将大幅增加公司的垃圾焚烧处理规模。 电改大背景,积极布局售电侧。公司成立深圳能源售电公司,3-5月份,分别完成售电量4200万、10458万, 16639万,分别占总售电量的6.17%,10.5%,14.33%。2015年,广东地区用电量约5400一度电,其中除去基本电量和大用户直购电,其余将用于电力市场竞价交易。2016年,交易电量约140亿千瓦时。2017年,交易电量有望扩大到1000亿千瓦时以上。 维持“推荐”评级。我们预计公司2016-2018年,EPS分别为0.39元、0.41元和0.43元,对应16倍、15.4倍、14.7倍PE。考虑到公司清洁能源装机比例不断提升以及积极布局电改风口,维持“推荐”评级。 风险提示:竞争激烈带来毛利率下降的风险;电站系统集成业务不达预期风险;应收账款回收风险。

公司背靠深圳国资委和华能国际,积极布局售电侧 深圳是输配电价改革试点城市,公司已成立深圳能源售电公司,注册资金2亿元。公司股东是深圳国资委,有望在大用户直购电中,锁定当地国资背景的用电需求大户。公司的高层正在积极布局。 清洁电力领跑者,清洁能源装机比例已占半壁江山 公司的风电项目集中在内蒙古,储备300万千瓦,目前已装机约41.8万千瓦。光伏项目集中在江苏山东河南安徽,目前已装机26.3万千瓦。水电项目集中在四川云南,完成对中华水电的收购后,实现装机72万千瓦。在垃圾发电方面,日处理能力超7000吨,年发电能力约8亿千瓦时。燃机发电装机约246万千瓦。 城市固废处理行业的领跑者,全国布局提速 在垃圾发电业务方面,日处理能力超7000吨,公司立足深圳辐射全国,在建和规划新建的垃圾电厂合计日处理能力为13700吨/日。 参与股权投资,收益颇丰 公司持有长城证券14.11%的股权,广东可再生能源产业基金24%的股权,并作为有限合伙人认缴10亿元,持有深圳创新投5%的股权。2015年上半年可供出售金融资产损益39.74亿元,受益于国泰君安的上市。公司参股7.98%的永诚保险已于2015年底挂牌新三板。 首次覆盖,给予“推荐”评级 2015年-2016年的EPS分别为0.538元、0.611元、0.689元,考虑到售电业务有望量价齐升和清洁能源比例增大提升毛利率,首次覆盖,给予“推荐”评级。 风险提示 发电量不达预期风险,项目进度不达预期风险,电价下调风险.

公司是深圳市国资委旗下综合型公用事业提供商 公司是深圳国资委旗下电力生产与垃圾焚烧服务提供商。承担深圳当地40%以上的年均用电负荷和73.4%生活垃圾焚烧处理量。电力业务是公司目前利润核心。2015年上半年公司电力业务(剔除垃圾发电)贡献归母净利润合计为7.2亿元,占归母净利总额的70.6%。来自长城证券的投资收益为1.6亿元,占归母净利总额的15.3%。垃圾发电对利润贡献为7.2%。l火电业务:地域优势明显,燃料成本持续下行 公司燃煤机组和燃气机组权益装机分别为364万千瓦和166万千瓦,均主要位于深圳本地。虽然电价持续下调,但受益于煤炭价格的走低,2014年公司控股燃煤机组平均度电净利高达0.082元/度,较去年同期增加11.9%。公司燃气机组中除东部电厂能获取廉价大鹏气源外,东莞樟洋电厂和惠州丰达电厂气源均为现货(与日本JCC指数挂钩),导致长期经营需要依赖政府补贴,但15年以来JCC指数同比跌幅超过40%,盈利有望得到改善。 垃圾发电:盈利水平稳定,规模扩张可期 公司垃圾发电业务主要由旗下能源环保公司(直接持股97%,间接持股3%)负责经营,截止2015年上半年,公司已建成投产的垃圾电厂共有6座,总垃圾处理能力合计为7050吨/日。垃圾发电业务盈利稳定,2014年公司垃圾发电吨处理能力盈利水平约在1.99万元/吨。公司目前在建和处于规划新建的垃圾电厂主要有南山二期、东部垃圾发电厂、宝安三期、桂林山口项目一期、潮安垃圾发电5座,合计日处理能力为10350吨/日。 售电市场放开后,公司有望借成本优势争夺市场 深圳外购电占比高达70%,但受困交叉补贴负担,电价高居广东之首。目前深圳是全国首个完成输配电价核算的试点地区,公司燃煤机组上网电价仅为0.447元/千瓦时,在负担了输配电价后,综合成本不仅远低于深圳市工商业电价,甚至也低于深圳市居民用电价格。同时目前广东省内跨区输配电价核算尚未展开,因此短期深圳市外机组难以直接参与售电竞争。伴随电改推进,深圳有望成为全国放开售电牌照的首个试点地区,公司也有望受益于地域优势成功夺回深圳外来电市场份额。l深圳电改龙头标的,维持“买入”评级 预计公司2015-2017年EPS分别为0.77元、0.78元和0.78元,公司是深圳电改龙头标的,维持“买入”评级。 风险提示:电改进度低于预期,公司火电机组小时数超预期下滑。

事件: 近期,公司公告2015年半年报,上半年上网电量同比下降9.51%,归属净利润同比下降0.19%。 评论: 1、公司2015年中期业绩同比略降0.68%,基本符合市场预期: 公司2015年中期实现营收54.87亿元,同比减少10.95%;营业成本38.37亿元,同比减少15.08%;营业利润12.7亿,同比增长1.53%;归属净利润10.3亿元,同比降低0.19%;折合每股收益0.2589元,同比略降0.68%,基本符合市场预期。主要原因由于煤炭价格下降导致营业成本大幅下降15.08%,有效弥补了因电价下调和发电小时利用下降导致的营收减少。 2、利用小时下降和煤电联动减少公司收入: 公司上半年营业收入的减少,主要是由于发电小时下降和火电上网价格降低。广东省上半年全社会用电量同比下降4.04个百分点,省内发电量同比下降,外购电量高速增长。公司上半年上网电量106.13亿千瓦时,同比下降9.51%。此外,公司燃煤机组从2014年9月1号下调电价1.2分和自2015年4月20日下调2.85分,导致营收减少。 3、煤价下降保证毛利率稳定: 上半年公司发电业务毛利率为27.37%,比去年同期增加1.96个百分点,基本持平。截止到6月30号,秦皇岛煤价(Q5500)为415元/吨,半年平均煤价为464元/吨,比去年同期降低15.7%,公司的营业成本也随之大降15.08%。煤价的大幅下降有效弥补了电价下调给毛利率带来的负面影响。 4、二季度归属净利润和度电利润环比增加显著: 公司二季度归属净利润6.62亿元,比一季度归属净利润3.64亿元环比增加82%。主要原因是公司二季度发电量为62.25亿千瓦时,比一季度发电量43.88亿千瓦时环比增加42%。公司二季度度电利润(扣除投资收益后的营业利润除以同期上网电量)为10分/千瓦时,一季度度电利润为8分/千瓦时。两者相差过大的主要原因是一季度公司上网电量同比去年一季度减少16.02%,而期间费用和折旧依然保持原有水平,尤其是期间费用还同比增长来5%。 5、项目储备丰富,公司内生性增长显著: 公司去年装机容量为630万千瓦,储备项目570万千瓦,预计在2016年陆续投产,是现在公司装机规模的90%。;公司垃圾焚烧处理能力增长迅速,在深圳新建东部垃圾发电电厂和宝安三期等多个项目,在外省也积极拓展,随着这些项目的投产,垃圾处理能力会是现在的3倍。 6、电力体制改革为公司发展拓宽空间: 今年电改重启,售电业务放开是改革重点,深圳作为第一家输配电价改革试点,已经单独核定了分电压等级输配电价,后续有望成为第一批售电放开的试点区域。公司是深圳市属大型能源平台,主要机组都在珠三角地区,而且已经成立了售电公司,大概率会在深圳第一个从事售电业务,市场份额的扩大有利于发电设备小时的提高,公司在2014燃煤机组利用小时仅为4745小时,有很大提升空间。 7、维持“强烈推荐”评级: 煤价的大幅下跌保证公司全年毛利率有望保持目前水平,同时考虑到公司近几年的项目投产,测算公司2015-2017年EPS分别为0.51、0.57和0.59,对应目前的估值水平分别是23.1、20.6和19.9。如果考虑到公司后续开展售电业务,公司的EPS会显著提高。 风险提示:煤价大幅度反弹、利用小时下降幅度超预期

板块表现: 上期(20181210--20181214)燃气指数下跌2.55%,水务指数下跌1.89%,沪深300指数下跌0.49%,燃气指数跑输沪深300指数2.06个百分点,水务指数跑输沪深300指数1.40个百分点。 个股方面,股价表现为涨少跌多。其中表现较好的有东方环宇(8.32%)、巴安水务(12.27%)、新疆火炬(3.77%),表现较差的个股为中天能源(-10.10%)、大众公用(-8.55%)、国中水务(-6.80%)。 投资建议: 未来十二个月内,维持燃气、水务行业“增持”评级 随着能源结构的调整和环境保护的加强,对行业形成长期利好。维持燃气行业“增持”的投资评级。关注天然气供需变化情况以及价改进展情况。 水资源作为关系到人们生活、社会发展的重要资源,受水资源限制,未来供水新增产能增长有限。我们预计自来水业务保持稳定增长,污水处理业务受政策推动,发展空间较大。维持水务行业“增持”投资评级。

11月风资源较差。主要风电运营商近期披露了发电量信息,风力发电量在2018年11月同比下降14.5%至28.0%。根据我们与主要风电运营商的沟通,11月份由于风资源较差导致发电量表现不佳,随着北方冷空气南下,12月初风资源状况有明显恢复。鉴于11月是中国风电运营商传统的大风月份,我们预计11月发电量下滑可能会使2018年主要风电运营商的整体风力发电量增长减少1-4%,我们测算发电增速变化将对盈利带来5-12%的潜在影响。我们将根据12月发电量数据来修正对于全年盈利的测算。存量项目补贴调整风险已被消除。 18年一季度高基数将为19年一季度带来增长压力。根据我们的月度风电发电量监测,风电运营商在2018年一季度取得了较高的风电增长,主要是由于风资源情况异常优异。基于对2019年一季度风资源情况维持正常预期,我们认为意外良好的1Q18业绩将可能为1Q19带来比较明显的增长压力。 总体基本面继续改善。尽管11月表现低于预期,我们仍然预计基本面将继续改善。主要风电运营商11月风电限电率稳定改善,同比下降1.5至3.5个百分点。龙源电力(916HK)11月限电率为3.5%,而我们覆盖范围内的其他运营商的缩减率约为5%。在现金流量方面,由于风电运营商目前存量装机受1-7批补贴名录的覆盖率较高,我们认为补贴回款将加速,从而带来现金流状况持续改善。 受公司自身因素带来股价差异化趋势。我们观察到风电运营商的股价近期呈差异化趋势,并认为这主要是由于企业自身的特定因素所致。具体而言,我们认为1)龙源电力目前受到公司人事变动和公司管理方面的短期困扰;2)华能新能源(958HK)则因为装机放缓在出质保和出免税期两方面带来较大的成本压力;3)华电福新(816HK)有望受惠于水电发电量恢复以释放风电部门的盈利增长;以及4)新天绿色能源(956HK)将维持较高的盈利能见度及相当可观的股息收益率。 估值维持吸引,维持新天作为行业首选。目前风电行业2019年平均预测市盈率和市净率仅为5.3倍及0.6倍,我们认为估值仍然吸引。我们对于风电运营商的偏好次序为1)新天绿色能源,2)华电福新,3)龙源电力,4)华能新能源。

事项: 12月3日,卡塔尔能源大臣萨达在新闻发布会上宣布,卡塔尔将于2019年1月1日退出OPEC。他表示,卡塔尔这一决定是“技术和战略性的”,卡塔尔在石油方面没有很好的潜力,因为该国在OPEC 中话语权过小。未来卡塔尔会将能源生产的主要精力放在液化天然气上。萨达同时重申,该国计划2024 年将LNG 出口产能由当前的7700 万吨提升至1.1亿吨(国信证券经济研究所注:与萨达9 月份发言指引相同)。 评论: 对原油格局影响或有限。 卡塔尔产油量目前在OPEC 中排在11 位,石油产量占OPEC 总产量的1.83%。卡塔尔10 月份产量约61 万桶/日,比起创下产油量新高1120 万桶/日的沙特,这一数字几乎微不足道。受到俄罗斯、沙特、加拿大减产影响,布油与WTI 原油价格在卡塔尔宣布退出当日反而上涨近4%。 卡塔尔对LNG 市场影响较大。 卡塔尔天然气储量24.5 万亿立方米,占全球的13%,仅次于俄罗斯和伊朗位列全球第三。卡塔尔是全球最大的LNG 出口国。当前年出口产能7700 万吨,占全球总出口量的约30%,是美国出口量的3 倍。卡塔尔最大气田——北方气田距离欧洲和亚洲的许多进口国比竞争对手美国和澳大利亚近得多,且LNG 运输成本低,因此具有较强的竞争优势。研究显示,卡塔尔开发北部油田天然气的盈亏点约为5.6 美元/百万英热单位。而美国LNG 出口的盈亏平衡点在7.5 至9.1 美元/百万英热单位之间。 今年以来动作频频,2024 年投产3 条LNG 新产线已有预期、确定性增强,第4 条新产线可能超预期。 2018 年初,卡塔尔天然气公司(Qatargas)和拉斯拉凡天然气公司(RasGas)合并,巩固世界第一大LNG 生产商的地位。 今年以来,针对2005 年暂缓开发的卡塔尔、伊朗联合拥有的巨大气田,卡塔尔也在寻求扩大主导权。18H1,卡塔尔开始推进建设3 条各780 万吨/年的LNG 新生产线,预计2023 年底开始部分投产,到2024 年底-2025Q1,将完全达产,令卡塔尔的LNG出口产能由当前的7700 万吨提升至1 亿吨/年。相关前期投资还将在未来为增加第四条生产线打下基础。18 年9 月底,卡塔尔宣布LNG 新产线进展顺利,将2024 年底产能指引提升到1.1 亿吨/年。本次退出OPEC 后,卡塔尔油气生产预计不再受过多制约,LNG 供给提升的确定性持续增强。 国际LNG 供给提升,边际利好国内进口商远期套利空间。 卡塔尔退出OPEC 后,已有预期的3 条LNG 新产线确定性持续增强,之前规划中的第4 条新产线进展存在超预期的可能。市场此前担心远期国内接收站大量投产后,国内气价存在不确定性,海气进口贸易商的套利空间可能缩小。但卡塔尔等国增产预期增强,提升国际供给预期,或将边际利好国内进口贸易商的套利空间。当前国内已经投产、具备下游用户先发优势的民营LNG接收站有广汇启东115万吨/年、新奥集团舟山300万吨/年,东莞九丰70万吨/年等。此外LNG储罐、槽车设备制造商也可能在国际供给提升中受益。

本周医药生物行业指数上涨0.22%,跑输沪深300指数0.71个百分点。各子行业中,医药商业下跌0.10%,化学制剂上涨1.90%,医疗器械上涨1.09%,化学原料药下跌0.75%,生物制品下跌0.19%,中药下跌1.33%,医疗服务上涨1.63%。 上市公司公告: 乐普医疗:氯吡格雷通过一致性评价;华东医药:阿卡波糖通过一致性评价;贝达药业:MRX2843临床申请获受理。 行业要闻: 国家卫生健康委、国家中医药管理局联合印发了《关于加快药学服务高质量发展的意见》;国家医保局等三部委联合发布《关于做好17种国家医保谈判抗癌药执行落实工作的通知》;亳州市卫计委等五部门联合发布《亳州市公立医疗机构药品集中带量采购工作方案》。 最新观点: 本周医药生物行业指数上涨0.22%,跑输沪深300指数0.71个百分点,较上周末绝对估值小幅上升但估值溢价率小幅下降,细分板块中跌幅最大的是中药板块(-1.33%),涨幅最大的是化学制剂板块(+1.90%)。带量采购的申报信息将于12月6日上午公开,并于当天下午进行议价谈判确认,预计带量采购的入选结果将于近期公布。从上海补充方案来看,降价对所有品种都不可避免,能够中标可能是最优选择,未中标的需要在集采之外的30%~40%的市场上与原研品种和其他仿制品种竞争,短期来看,入选品种的降价幅度可能扰动市场情绪,关注受降价影响较小的细分板块,如创新药、连锁药店、医疗器械等。 风险提示 政策推进不及预期风险;药品招标降价风险;药品质量风险等。

未来十二个月内,维持燃气、水务行业“增持”评级 随着能源结构的调整和环境保护的加强,对行业形成长期利好。维持燃气行业“增持”的投资评级。关注天然气供需变化情况以及价改进展情况。 水资源作为关系到人们生活、社会发展的重要资源,受水资源限制,未来供水新增产能增长有限。我们预计自来水业务保持稳定增长,污水处理业务受政策推动,发展空间较大。维持水务行业“增持”投资评级。

成本下降,政策支持,风电需求稳定增长: 风电作为清洁能源的代表,2017年全球风电LCOE(平准化发电成本),约在0.06美元/kWh左右,新建项目可达到0.04美元/kWh。各个国家也提出风电发电目标:中国2020年目标风电发电量占比达到6%;美国目标2020年占比10%,2030年20%;欧洲目标2020年占比达到17%。我们预计2018年全球风电新增装机规模将达到60GW,未来将保持10%的稳定增长。国内预计装机2018年为22GW、2019-2020年将在25GW以上。 国内存量市场好转,陆上海上增量市场确定性高,行业迎来基本面改善: 2018年前三季度,我国风电平均利用小时数是1565小时,同比增加了178小时。弃风电量是222亿千瓦时,同比减少了74亿千瓦时。全国平均弃风率是7.7%,比2017年同期减少了4.7个百分点,弃风限电情况总体缓解,存量市场好转,运营商利润增厚。2018年风电进入?竞价?新时期,已核准未建项目达到67.3GW,将集中在2019年底之前开工,同时海上风电进入快速发展期2020年并网5GW,开工10GW。新增陆上海上增量市场确定性高。 叠加2018年以来机组招标价格大幅下降,机组大功率化,度电成本进一步下降。需求上升,成本下降,补贴风险消除,行业迎来基本面改善。 钢价预期下行,招标量价齐好,中游制造业将进入上升周期: 钢材自2015年开始持续攀升,2018年8月达到最高点126,11月指数已下滑至118.5,2019年我们预计钢价将进入下行周期。钢材价格对风电中游制造业尤其是锻件铸件环节十分敏感,成本占比高达60%-80%。2018年1-9月国内风电公开招标量为23.9GW,同比增长11.7%;三季度单季度招标容量7.2GW,同比增长18.0%,比2018H1增速提高8.8个百分点。2.0MW机组9月平均投标价格为3196元/千瓦,较二季度下降1.6%,降幅正在收窄;2.5MW机型9月投标均价3351元/千瓦,较二季度上涨0.6%。钢价预期下行,招标价格企稳,招标量提升,中游制造环节将进入盈利上升周期。 ?竞价?开启新时期,行业竞争加剧,集中度进一步提升: 2018年5月风电开启?竞价?新时期,意在加速降低补贴,提高风电运行效率和竞争力,加速行业优胜劣汰。风电行业集中度一直在攀升,以风机为例,2013年CR5=54.1%、CR10=77.8%,2017年CR5=89.5%、CR10=67.1%,分别较2016年提高7、5.3个百分点。竞价时代将会加速集中度提升,龙头企业市占率进一步提高。 重点标的:金风科技、天顺风能、福能股份。 风险提示:风电装机不及预期,成本下降不及预期、政策变化的风险。

全球燃气增长新引擎,靓丽增速能否延续?今年1-9月份,国内进口天然气万吨,同比增长34.0%,自去年10月份以来,连续12个月维持在单月以上的增速,中国已然成为全球燃气需求增长的“新引擎”。在“打赢蓝天保卫战”的大背景下,我们依旧看好天然气作为清洁能源所扮演的重要角色,但我们认为2018年燃气消费增速或是近几年的高点: 1)当前国内经济增速放缓,10月高频发电煤耗同比增速下滑,制造业PMI回落。我们预计,工业增速仍有下行压力,并将影响燃气消费需求。 2)2018年消费量的高增长主要源于2017年改造完成后相关项目需求的释放。而今年在煤改气政策方面,政府部门更加强调保障民生及避免“气荒”现象的再次发生。“以气定改”、环保限产不再“一刀切”等被反复强调。在此背景下,我们倾向于认为今年“煤改气”增速放缓。 市场化售气利润空间或将收敛,管网公司公用事业属性更加凸显。2018年多项价格改革持续推进,由各级政府主导的国家级管网到各地城市燃气配气价格政策已陆续出台。我们认为,在省内管输、配气价格理清的基础上,未来改革重点将是建立终端销售价格随门站价调整的价格机制(调价公式),以将上游价格调整传导至终端居民用户,并缩短调价频率。 上游气源:市场化售气利润空间或将收敛。在燃气需求高增速的背景下,今年燃气供需紧呈现平衡状态,LNG价格淡季不淡,气源端公司显著受益。今年8月,中石油保供期间的定价策略反映了未来政策鼓励方向,即在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系。考虑到今年新投产LNG接收站供给爬坡、调峰储气能力提升以及2019年需求增速或将放缓等因素,我们倾向性认为明年市场化售气利润空间或将收敛。 管网公司:公用事业属性更加凸显。今年下半年以来,各省市陆续公布终端销售价格调价,并建立上下游联动调价机制。总体看,居民用气价格上调,工商业用气价格略微下调。在理顺价格监管体系的同时,顺势降低了下游工商业用户用气成本。未来管网公司将更加凸显公用事业属性,价差被控制的同时(通过准许运价率进行价格监管),必将通过负荷率的提升来提高利润空间。 投资建议: 1)首推燃气气供应商:天然气量价齐升背景下,市场关注点将由行业层面的增速逐步转向个股业绩的兑现度,率先增加的天然气供给将获益,推荐新天然气(收购亚美能源)、蓝焰控股(唯一煤层气标的),相关板块标的还包括沃施股份(收购山西煤层气开发运营商)、广汇能源(启东LNG接收站带动业绩显著增长)。 2)管道运营商和城市燃气公司:天然气消费增长具有确定性,管道运营商和城市燃气公司如能保证气源的供给,同样可受益于下游需求增长,推荐深圳燃气(LNG接收站投产在即),陕天然气(销量增长带动业绩增长)。 风险提示:天然气消费增长不及预期,价格上涨超预期。

主要观点 天然气消费增长快速,占比提升 近年来我国天然气发展保持快速发展的态势,尤其在环保政策、煤改气等政策的推进下,天然气消费增长较为快速。2018年1-9月,天然气表观消费量2037亿立方米,增长17.44%。天然气在我国能源消费总量中消费占比逐步提升,从2002年的2.4%上升至2017年的7.0%。 《天然气发展“十三五”规划》中提出:2020 年国内天然气综合保供能力达到3600 亿立方米以上,2020年天然气占一次能源消费比例在8.3%-10%。随着能源结构的调整、环境治理的加强,天然气作为一种高效的清洁能源,消费量预计持续增长。 投资建议: 评级为:未来十二个月内,增持。 天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源,天然气的使用有利于能源供应清洁化。随着我国能源消费结构、节能减排等政策的推进,天然气成为大力发展的能源品种,将成为主体能源之一,预计未来发展空间较大,维持行业“增持”的投资评级。 我们认为,随着能源结构的调整,天然气将在更大范围的使用;而价格的逐步市场化,有利于促进天然气的供应和消费。建议关注管道利用率提升,业绩进入加速增长阶段的公司,如陕天然气(002267)等。 冬春季是采暖季,天然气消费进入旺季,拥有上游气源和LNG业务的公司有望受益于旺季消费量增长,可关注产业链相对完善的公司,如深圳燃气(601139)、新天然气(603393)等。 风险因素:供给受限、消费不达预期、环保政策推进低于预期、减持风险等。

供需紧张导致美国天然气价格与油价背离 近期,国际油价出现了较大幅度的下跌,但天然气价格却迎来了大幅提升。截至11月23日,NYMEX轻质原油期货收盘价50.39美元/桶,同比下跌13.95%,而天然气期货最新收盘价为4.31美元/百万英热,同比上涨48.6%。油价与天然气价格出现背离的主要原因包括两点,第一是美国的严寒天气造成当地天然气的需求大增,第二是当前美国天然气库存同比下降15.7%,处于历史相对低位,供需紧张导致天然气价格大涨。 国内进入采暖季,天然气行业供需偏紧 受到去年“煤改气”的影响,今年以来我国天然气消费量依然维持较高增速。11月15日开始,北方大部份地区进入采暖季,我们判断天然气月均消费量将由非采暖季的220-230亿方提升至270-280亿方。供给端上,国产气短期内无法实现大幅度增产,采暖季月均产量我们判断将达到140亿方左右;进口管道气由于此前已经基本达到进口管道最大运输能力,因此冬季进口增量不大,采暖季月均进口量大概率保持在40-42亿方左右;进口LNG方面,11-12月LNG进口量有可能有10亿方的环比增长,采暖季月均进口量有望达到70亿方左右。整体来看,今年全年我国天然气供需缺口将达到50-60亿方。 管道气价格已上涨到位,LNG涨价即将启动 管道气价格方面,今年8月中石油在各地签订了冬季天然气保供补充协议,将非居民用气门站价上调,最高涨幅40%。同时,浙江省发改委也于近期上调非居民用气门站价,上涨幅度30%,我们认为随着采暖季用气需求的爆发,其他地区未来也很有可能陆续出台相关政策上调非居民用气门站价。LNG价格方面,虽然当前还未出现全国范围内的涨价潮,但随着后续天气逐渐转冷,天然气需求还将爆发。考虑到今年有望出现暖冬及国家大力保供的情况下,天然气供给缺口将小于去年,我们预计LNG最高价将达到6000元/吨左右,低于去年最高平均7000元/吨以上的价格。 重点推荐蓝焰控股、新天然气、深圳燃气 当前时点下,我们认为天然气“短期价涨,长期量增”的逻辑依然不变。国产气方面,我们重点推荐在山西省拥有优质煤层气资源并且具有确定性产能增长的蓝焰控股、新天然气,进口LNG方面我们推荐的是LNG接收站即将投入运营,同时售气量稳步增长的深圳燃气。

未来十二个月内,维持燃气、水务行业“增持”评级 随着能源结构的调整和环境保护的加强,对行业形成长期利好。维持燃气行业“增持”的投资评级。关注天然气供需变化情况以及价改进展情况。 水资源作为关系到人们生活、社会发展的重要资源,受水资源限制,未来供水新增产能增长有限。我们预计自来水业务保持稳定增长,污水处理业务受政策推动,发展空间较大。维持水务行业“增持”投资评级。