國金證券研究所
資源與環境研究中心
國金環保與公共事業李蓉團隊
投資建議
預計2019-2021年公司營收分別為927.20、953.10、974.07億元，對應歸母淨利潤分別為35.77、44.20、55.16億元，對應EPS分別為0.36、0.45、0.56元。公司目前市淨率為0.80，我們給予其目標股價4.5元，相當於1倍PB。首次覆蓋，給予“買入”評級。
投資邏輯
電價微漲煤價下行，3Q2019業績持續改善：3Q2019公司發電量受山東省發電量下滑因素影響較大，但總髮電量仍然增長2%，結算電價上升2%。用煤價格持續下行，3Q2019實現歸母淨利25.13億元，同比增長60%。
利好利空多重因素影響，預計公司整體營收穩中有升： 受貿易摩擦和涼夏影響，2019年用電增速下滑，但三產和居民用電韌性足，預計在2019年的低基數上，2020年用電量仍將保持5%左右的增速。2020年非化石能源電源發電量預計普遍降低，全國火電利用小時增加66小時。公司受山東省火電供需格局較差影響，預計2020年火電利用小時數下降不超過70小時。近年公司市場化結算電價不斷回升，且根據公司在建工程進度和投產計劃，預計2020、2021年每年100萬千瓦裝機容量投產，在多重利好利空因素下，我們預計公司整體營業收入穩中微升。
煤炭供給寬鬆預計下降50元/噸，浩吉鐵路投產，公司用煤成本持續下降：3Q2019動力煤進口量、產量累計增速分別為17%、6%；煤炭固定資產投資完成額累計增速26%，動力煤價格持續下行，煤炭供給寬鬆格局確定，預計中長期煤價將繼續下跌。浩吉鐵路已經通車，相較於通車前運輸路線，內蒙運至湖北的煤炭單噸運費節省20元以上。公司用煤成本對QHDQ5500彈性為1.25，在可比同業公司中最大，將從煤價下行中持續獲益。
財務費用持續下降現金流充裕，估值處於歷史底部有望均值迴歸：公司在建裝機規模逐漸減小，由2017年的1200萬千瓦降至1H2019的512萬千瓦；3Q2019資本開支較去年同期減少37%，未來公司現金流將愈加充裕。目前公司PB估值僅0.82倍，在14家火電公司中排名倒數第三。
風險提示
電價超預期下降；山東省外來電量超預期；省內核電機組提前投產；經濟增長不及預期；全國裝機增速超預期；限售股解禁。
目錄內容
一、全國最大的火電公司之一，業績進入新的上升週期
1.1立足山東、佈局全國的火電公司
全國最大火電公司之一，實際控制人是華電集團。華電國際是全國最大的火力發電上市公司之一，是“五大發電集團”之一華電集團唯一的火電資產上市平臺。截至2019年9月底，第一大股東華電集團持有公司46.84%的股權，是公司實際控制人。
公司主營業務是電力生產，控股裝機容量達5157萬千瓦。公司的業務包括電力生產、供熱和煤炭銷售；其中電力生產業務2018年營收佔比年度總營收79%左右，是其主營業務。截至2018年12月底，公司控股裝機容量共計5157.05萬千瓦，煤機、燃機、風光太陽能等裝機容量分別為4022.5、511.81、622.74萬千瓦。煤機裝機佔比為78%，是公司主要裝機電源。
營收穩步增長，歸母淨利週期性波動。過去10年中，公司的營業收入穩步增長，由2009年的367億元增長到2018年的884億元，CAGR達到10%；2019年公司前三季度的營業收入為674.57億元，同比增長4%。受行業週期性變化影響，公司歸母淨利呈現週期性波動，從2018年開始，行業進入新一輪景氣週期，公司受益於行業供需格局改變，3Q2019實現歸母淨利25億元，同比大幅增長60%。
1.2大力發展清潔能源，機組結構不斷優化
裝機總量快速提升，發電量穩步增長。過去7年中，公司總裝機容量由2012年底的3358萬千瓦增長到2019年底6月底的5354萬千瓦，增幅為59.44%。發電量由2012年的1569億千瓦時增長到2018年的2099億千瓦時，增幅為33.78%。發電量增速相對裝機容量增速較慢，主要原因系新增裝機主要以風電、太陽能等新能源為主，利用小時數較低。
大力發展清潔能源，裝機佔比不斷提升。近些年來公司大力發展燃氣機、風電、太陽能等清潔能源，裝機容量迅速增長。截至2018年12月底，公司裝機結構中清潔能源裝機佔比達22%；2018年發電結構中，水電、風電和太陽能佔比達到6.66%。
持續淘汰低效機組，裝機結構不斷優化。 近些年來公司不斷淘汰低效、小功率機組，30萬千瓦火電機組佔比不斷下降，由2016年佔比20.6%下降至2019年上半年的19.2%。60萬千瓦及以上的高參數、大功率機組佔比不斷上升，由2016年的41.1%提升至2019年上半年的44.4%，提升3.3個百分點。
發電效率不斷提升，供電煤耗持續下降。公司不斷淘汰低效、高能耗機組，帶來整體供電煤耗的不斷降低。2015年公司供電煤耗為305.77克/千瓦時，截至2019年上半年，公司供電煤耗下降至294.92克/千瓦時；相較於2015年下降10.85克/千瓦時，降幅為3.55%。2018年公司燃料費用為450億元，單位供電煤耗的降低，可節省燃料費用16億元左右。
1.3電價微增、煤價下行抵消電量下滑影響，2019年業績繼續改善
3Q2019公司山東省火電發電量下滑20%，拖累總體發電增速。公司火電裝機佔比最高（39%）的山東省，7-9月單月用電量同比增速分別為2.37%、-5.88%和0.1%，用電需求較為疲軟。供給方面，錫盟-山東特高壓交流配套電源組相繼投產，前三季度山東省外來電輸入電量同比增長超過30%，對公司機組利用小時數造成較大沖擊。在供需雙側均受到明顯影響的情況下，公司第三季度山東省火電發電量同比下滑20.15%；在上半年裝機容量增長8.66%的情況下，公司前三季度總體發電量僅增長1.96%。
電價韌性十足提升1.99%，前三季度營收小幅增長4.89%。在2019年前三季度總體發電量同比僅小幅增長1.96%的情況下，公司實現營收674.57億元，同比增長4.89%。營收增幅高於電量增幅，主要系前三季度平均結算電價上漲1.99%。在電量市場化比例不斷提高的同時，結算電價上行，體現出電價較強的韌性。
用煤價格下行提升毛利率，財務費用下降利好業績增長。公司2019年前三季度營收增長4.89%，主要原因系裝機容量增長8.66%帶來發電量增長1.96%、電價同比增長1.99%。營業成本增長3.73%小於營收增幅1.16個pct，毛利率由去年同期的13.07%提升至本期的13.80%。毛利率改善的原因主要系用煤成本的降低，2019年三季度秦皇島動力煤平倉價均價較去年同期均價降幅達到7.40%。財務費用由上期的40.22億元下降至39.07億元，降幅達2.86%。煤價和財務費用同時下行，前三季度公司實現歸母淨利25.13億元，同比大幅提升59.97%。
二、用電需求趨勢不改，結算電價保持堅挺
2.1用電增速暫時放緩，長期增長趨勢不變
前三季度用電量增速放緩。2019年前三季度全社會用電量同比增長4.4%，增速較去年全年下滑4.1個百分點，降幅較大。分產業來看，第二產業、第三產業、居民生活用電增幅分別為3%、8.7%、6.3%，增速降幅分別為4.2/4.0/4.1個百分點。二產和三產用電量合計佔比總用電量的85%左右，是全社會用電量主體部分。
貿易摩擦引起的經濟增速下滑和2018年高基數，為用電增速下滑主因。2018年3月中美貿易摩擦加劇，國內經濟受到影響，GDP增速繼2016年Q1企穩後再次下行。考慮到加徵關稅影響，企業會在時點到來前搶先出口，因此2018年在經濟下滑情況下用電增速仍然保持較高增速。經濟增速和二產用電相關度高，經濟下滑背景下，2019年前三季度二產用電增速大幅放緩，最終導致整體用電量增速下滑。
2019年夏季氣溫較為涼爽，降溫需求下降系用電增速下滑第二原因。今年夏季華中、華東、東北、華北氣溫較為涼爽，氣溫較2018年同期普遍低1-2攝氏度，降溫需求大幅降低。夏季用電結構中，降溫負荷已經達到總負荷的40%以上；普遍較為涼爽的氣溫，一定程度上拉低了今年的用電增速。溫度因素屬於偶然因素，不會對用電量造成長期影響。
三產和居民用電韌性十足，拉動用電量不斷增長。三產和居民用電佔比逐漸增大，由2010年的23%上升至2019年前三季度的32%。經濟增速下行導致二產用電增速放緩的同時；三產和居民用電持續保持較高增速，成為拉動用電量持續增長的主力。2019年前三季度三產和居民生活用電分別同比增長8.7%、6.3%，高於全社會總體用電增速。
經濟增速仍然較快，預計未來三年用電增速在5%以上。未來3年內我國經濟增速大概率仍然將保持在6%左右的年均增速，經濟持續增長保證了用電量的上漲。同時電能在我國能源消費結構中佔比穩步提升—電氣化率不斷提升。基於電氣化率的不斷提升假設和經濟增速在6%左右的假設，我們預計未來3年用電量仍將保持5%左右的增速。
2.2新增裝機影響降低，火電利用小時數有望提升
環保政策日趨嚴格，新增火電裝機預計將放緩。“十三五”控煤政策任務施行之後，山東、山西、浙江、河南等多個省份開始“控煤”，落實《大氣汙染防治行動計劃》。新的煤電項目上馬面臨的環保審批將更加嚴格，在此背景下，我們預計2020火電裝機為3300萬千瓦左右，較2019年下降5.7%。在國家控制能源消費總量、優化能源消費結構、注重空氣汙染防治的背景下，火電裝機增速放緩或將成為長期趨勢。
具備經濟性水電開發完畢，未來新增裝機十分有限。我國水電資源主要集中在“十三大水電基地”，可裝機容量佔比全國達一半以上。十三大水電基地全部規劃水電裝機容量約為 2.86億千瓦，目前已投產機組裝機容量達 1.55億千瓦，在建機組裝機容量為0.62 億千瓦，已建和在建佔比達76%，且水電站的開發順序一般為從易到難，具備經濟開發價值的剩餘水電資源已所剩不多。2021年前後，烏東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝將陸續投產，在此以後預計將再無大型水利電站投產。
核電建設週期較長，開發進度滯後於規劃。據中國的首部核安全白皮書報道，截至2019年6月底，我國在運核電機組達45臺，裝機容量4590萬千瓦；在建機組11臺，裝機容量1218萬千瓦。按照電力發展“十三五”規劃，到2020年核電裝機達到5800萬千瓦。核電站的建設施工時間一般為6年左右，目前在建的絕大多數機組均為核電站恢復批覆後，於2015年開建。紅沿河、田灣等8臺核電機組預計完工時間最早為2021年底。剩餘4臺機組預計完工時間在2022年底或者之後，核電裝機容量達到5800萬千瓦的目標最早要到2022年才能實現，比計劃時間晚兩年左右。兩年的滯後期將為核電機組所在地的火電機組留出一定的緩衝期。
新能源裝機利用小時數低，發電穩定性差。近年來新能源裝機設備風電、太陽能裝機容量增長較快，發電量佔比迅速提升至2018年的7.7%，但就佔比的絕對量水平來說，仍然處於較低水平。風電和太陽能電源2018年的利用小時數分別為1986、1016小時，相較於火電的4305小時來說仍然處於較低水平。發電穩定性來說，風電、太陽能發電設備分別受限於風力、太陽光照等自然條件，穩定性較差，仍然需要火電設備作為備用電源保障供電穩定性和持續性。短時間內，供電主力仍然為火電、水電裝機電源。
供需偏緊，火電利用小時數預計將小幅上升。預計明年新增火電機組為3300萬千瓦，沒有新的核電機組投產，大型水電電站中僅有烏東德電站少量機組於下半年投產發電。整體電力供需將趨緊，火電利用小時數預計會增加66個小時。
2.3市場化交易電價不斷回升，“基準+浮動”新政影響有限
市場化比例不斷提升，結算電價先抑後揚。2015年3月22日，國務院發佈《進一步深化電力體制改革的若干意見》，揭開了新一輪電改序幕。隨後華電國際市場化交易電量佔比穩步提升，截至2019年前三季度，公司電力交易市場化比例已經達到51.7%，處於較高水平。在推行市場化交易的第一個完整年度即2016年，公司綜合結算電價降幅較大，由424.97元/兆瓦時下降至380元/兆瓦時，降幅達10%。隨後公司綜合結算電價不斷提升，2019年前三季度綜合結算電價逐步回升至413.59元/兆瓦時。公司火電電價走勢和綜合電價走勢一樣，2016年降幅較大，隨後逐年回升。
供需格局由寬鬆轉緊，多數省份折價率在5%以內。2017年一季度以來，大型發電集團的煤電市場化交易部分電量的價格持續上漲，由期初的0.3124元/千瓦時上漲至0.3406元/千瓦時。在市場化交易電量佔比不斷上升的背景下，煤電結算電價卻不斷上漲，反映了電力供應的不斷驅緊，市場供需偏緊，不支持大幅度折價，火電的價值高於當前結算電價導致其價格不斷上漲。
公司噸煤價格下降11.7元，可完全抵消新政對電價最大影響。2019年9月，國常會宣佈實行新的“基準+浮動”電力定價機制，決定從2020年1月開始實行新的電力定價機制。預計華電國際2019年市場化電量比例將達到51%左右，假設市場化部分100%為煤電。則公司煤電市場化比例為60%，優先發電比例假設為20%，則明年具備市場化條件的比例最大為20%。考慮到剩餘未市場化部分電力用戶為對電價不敏感的中小工商業用戶，在雙方談判中並不具備優勢，我們預計明年公司煤電新進入市場化部分比例為10%，折價幅度最大為10%，實際降幅大概率會小於5%。
三、供需雙側均受影響，山東裝機利用小時數或將下滑
3.1輸電能力快速上升，外來電佔比提升擠壓當地電源
發用電量增幅雙降。2019年1-10月，山東省總髮電量和用電量分別為4614、5132億千瓦時，同比增幅分別為4.52%、5.27%；增幅較2018年全年分別下降8.12、3.7pct。發電端的增幅同比下降百分數比用電端多出4.42pct，反映出山東省外來電佔比進一步擴大。預計未來山東省內裝機電源的利用小時數將受到影響而下滑。
輸電容量大幅提升，外來電佔比逐漸增大。2017年，山東省內共有三條外電入魯的特高壓陸續投產，山東省接收外來電的最大負荷容量增加到2300萬千瓦。到2019年底，河北-山東1000千伏特高壓交流輸變電工程將投產，屆時山東省接收外來電的最大負荷容量將增加至3150萬千瓦。隨著接收外來電的負荷容量增加，山東省用電結構中外來電佔比逐步提升，由2016年的7.34%提升至2019年1-10月的14.07%。按照負荷容量增速、全省年均用電增幅保持在5%來估計，外來電量佔比在2020、2021年將分別達到15.87%、17.47%。
3.2“控煤”政策趨嚴，用電側增速放緩
“控煤”政策趨嚴，電力需求端將受影響。2019年7月，山東省政府出臺“關於嚴格控制煤炭消費總量推進清潔高效利用的指導意見”文件，通過綜合發力，計劃利用5年左右時間，全省煤炭消費爭取淨壓減5000萬噸。重點任務包括嚴控新增高耗煤項目、壓減高耗能行業產能等。高耗能行業的產能受到控制，將直接影響用電增速。
高耗能產業縮減產能，用電增速預計將下滑。根據山東省出臺的眾多關於過剩產能壓縮的文件，未來山東省的高耗能行業如地煉、電解鋁、水泥、鋼鐵增量及存量產能都將受到一定程度的壓縮。目前山東魏橋的203萬噸電解鋁產能已經確定通過產能置換搬遷到雲南；焦化產能將在2019、2020兩年內減少1686萬噸；地煉產能將在6年時間內減少4千萬噸。高耗能產業產能的降低將直接拉低用電需求增速。
山東省以火力發電為主，未來利用小時數將下降。山東省內發電結構以火電為主，佔比在92%左右。預計2020、2021隨著風電、太陽能等清潔能源裝機的快速增加，火電發電量佔比將小幅下降至90%左右。2018、2019Q1-10年新增火電裝機容量分別為145、128萬千瓦，預計2019年全年火電裝機容量新增量為170萬千瓦。隨著外來電的增加和用電增速的放緩，2019年Q1-10全省火電利用小時數為3681小時，同比下降206小時（5.30%），預計2019、2020、2021年全年全省火電設備利用小時數將下降200、50、50個小時。
供需雙側均受影響，華電國際火電裝機利用小時數預計將下降。受到“控煤”政策影響，高耗能行業的現有產能和未來新增產能都將被壓縮，山東省電力需求增速將放緩。清潔能源裝機迅速提升、積極引入外來電，電力供給端受到影響。華電國際在山東省內原有的火電機組，在此背景下，預計2019-2021年利用小時數將分別變動-400、-50、+50。
四、供給寬鬆疊加浩吉鐵路投產，公司用煤成本預計將大幅下降
4.1供給持續寬鬆，煤價有望長期下降
未來中長期煤炭將維持供給寬鬆格局。2019年前三季度，動力煤的進口量和國內產量的累計同比增速分別提高到17.34%、6.17%的較高水平。2018年下半年，煤炭開採和洗選業的固定資產投資完成額逐漸轉正，2019年3月開始快速上升，到9月累計同比達到26.1%。煤炭固定資產投資完成額累計增速遠超動力煤產量累計增速，說明未來中長期內，將有更多煤炭產能釋放，產量增速預計將維持較高水平，結合目前動力煤價格下跌趨勢，未來中長期煤炭供給寬鬆格局確定。
受累於經濟下行，火電增速大幅下滑。今年前三季度火力發電的累計同比增速僅為0.5%，增速大幅度放緩，用電量需求較為疲軟。火電電量增速下降較快，主要原因系經濟下行，拖累發電量增速。動力煤的主要消耗行業為火力發電，消耗量佔比在60%以上。在動力煤供給增速較高、需求低迷的背景下，其價格預計將承壓。
能源消費結構優化，煤炭佔比持續下降。2020年是“十三五”規劃的收官之年。按照《能源發展“十三五”規劃》的要求，到2020年，中國煤炭消費總量控制在41億噸以內，所佔比重應減少到58%。2018年我國煤炭消耗量為39億噸，佔比一次能源消耗總量59%，佔比持續降低。按照規劃內容來計算，2020年煤炭消耗限額相較於2018年消耗量僅有5.13%的最大增幅。
國外三大動煤指數齊跌，國內跌幅小於國外。2018年下半旬以來，國外動力煤三大指數、秦皇島動力煤期貨平倉價均呈現下跌走勢。跌幅而言，國外三大動力煤指數跌幅大於秦皇島動力煤平倉價跌幅。2019年11月25日，皇島動力煤平倉價報544元，較年初價格下降39元/噸，跌幅為6.7%。
預計2020年煤價相比2019年下降50元/噸。過去十年的動力煤價格呈現顯著季節性特徵，7月-9月夏季空調負荷高的月份煤價略高，12月-次年3月冬季取暖季煤價顯著高於全年平均煤價。在上一輪煤價下行週期即2012-2016年期間，動力煤價曾因冬季取暖的季節性因素上升，並在次年的4月取暖季結束後下滑。取暖季動力煤均價比次年動力煤均價高42-81元/噸。預計今年冬季由於取暖的季節性因素，煤價會出現上升，但是在煤炭整體供給寬鬆、發電企業動力煤庫存高位條件下，火電企業的議價權佔主導，動力煤仍是買方市場，煤價上升幅度有限，並且會在取暖季結束後出現更大幅度的回落。我們預計2020年平均煤價相比2019年將下降50元/噸至 540元/噸。
4.2浩吉鐵路投產，華中地區噸煤運費將降低20元以上
產能縮減、運力受限，鄂皖煤價持續高企。目前全國範圍內已開通並運營較為成熟的鐵路運煤通道主要有四條：大秦鐵路、蒙冀鐵路、瓦日鐵路和朔黃鐵路。這四條通道中，有三條起點設在山西，主要運往環渤海港口地區，再經海路運往華北、華中及東南沿海地區。華中地區用煤長期依賴鐵路—環渤海—上海—海進江，運輸成本較高導致煤價長期居高不下。供給側結構性改革以來，中部煤炭產能逐漸縮減，華中省份煤炭消耗缺口逐漸增大，對外依賴度逐年提升。運費疊加產能因素，湖北、安徽等華中省份煤炭價格指數比全國煤價指數長期高出100元以上。
供給側結構性改革推行，煤炭產量省份集中度逐漸提升。2015年政府開始推行供給側結構性改革，煤炭產能收縮的同時集中度逐漸提升。山西、陝西、內蒙古三個省份的煤炭產量佔比逐漸提升至2019年1-10月的70.44%。預計這一集中度逐漸提升的趨勢將持續，未來三個省份的煤炭產量的佔比將進一步提升，原有的煤炭運輸格局將有所變革。華中地區的煤炭消費缺口預計將進一步擴大，對“三西”（山西、陝西、蒙西）地區的煤炭依賴程度進一步加大。
浩吉鐵路年底通車，湖北省煤價有望長期下行。全國煤炭產能逐漸向“三西”集中的同時，政府開始規劃建設新的煤炭運輸通道。浩吉鐵路已經於2019年9月26日開通運行，該線路途徑內蒙古、陝西、山西、河南、湖北、湖南、江西共計9個省份，公司在沿途省份裝機容量佔全公司裝機容量比例超過20%。相較於原有的大秦鐵路和兩條海進江線路，該鐵路發揮全效以後，由內蒙古發往湖北的煤炭，單噸運費節省金額分別為70元、19元、51元。隨著浩吉鐵路的效力逐漸發揮，湖北省用煤價格望長期下行。
五、用煤價格彈性最大，盈利有望高爆發
華電國際用煤價格的秦皇島Q5500平倉價彈性為1.25。我們根據公司的燃料成本、度電煤耗、火電上網電量，測算出華電國際的單噸用煤成本。然後用其對相同年度內的QHDQ5500動力煤平倉價（山西產）均價做迴歸，得出其係數為1.25，即秦皇島動力煤平倉價（山西產）每下降10元，公司用煤成本將下降12.5元。
華電國際彈性係數最大，動力煤價格下降受益最多。將華電國際和華能國際等3家火電公司進行對比發現，華電國際噸煤成本的QHDQ5500平倉價彈性係數最大。當前時間點上，動力煤價格下跌相同金額條件下，彈性越大的公司燃料費用降幅越大，對歸母淨利改善的貢獻程度越大。
六、財務費用下行現金流充裕，估值處於歷史低點有望均值迴歸
新建裝機逐漸減少，資本支出開始下行。近3年來，公司在建裝機規模逐漸減小，由2017年的1200萬千瓦下降至2019年上半年的512萬千瓦。新建裝機的減少將有力降低公司對現金的需求。3Q2019資本支出為72.63億元，較3Q2018的114.56億元減少41.93億元，大幅降低36.60%。目前公司資本支出高峰期已經過去，預計未來三年將保持減少趨勢。
有息負債進入下降週期，財務費用有望持續下降。公司資本支出金額開始減少，進而現金流壓力變小，開始降低有息負債規模。2017年公司有息負債到達最高點為1371億元，隨後降至2019年9月底的1285億元，較最高點降低86億元。有息負債的降低，帶來財務費用的下行。目前公司的財務費用穩定在50億元左右，相較於2015年的60億元左右降低17%。未來有息負債持續降低的情況下，預計公司財務費用將進一步下降。
公司現金流壓力逐漸減小。公司經營活動產生的現金流淨額2018年以來持續改善，進入新的上行週期。隨著未來公司業績的不斷提升，資本支出逐年降低，公司現金流狀況將趨於寬鬆。
估值處於歷史低點，價值被嚴重低估。目前華電國際公司的P/B估值在0.82倍左右，處於近10年來的最低點水平。隨著火電電價定價機制的市場化改革推行，火電行業有望迴歸公用事業屬性，估值水平有望向公用事業的整體估值水平靠攏。目前火電板塊與公用事業板塊的估值水平仍有50%的差距，未來上漲空間巨大。
華電國際估值處於歷史低點，有望均值迴歸上行。在火電公司板塊中，華電國際目前的市淨率僅為0.82倍，在14家火電公司中排名倒數第三。較均值0.99倍低0.17倍（17%），較中位數0.91倍低0.09倍（10%）。總體而言目前華電國際的估值水平處於較低水平，未來上漲空間較大。
七、盈利預測與投資建議
基於以上分析，我們對公司未來裝機容量、利用小時數、電價做出如下假設：
預計2019-2021年公司營收分別為927.20、953.10、974.07億元，對應歸母淨利潤分別為35.77、44.20、55.16億元，對應EPS分別為0.36、0.45、0.56元。公司目前市淨率為0.80，低於火電行業平均市淨率（0.99）和市淨率中位數（0.91）。我們給予其目標股價4.5元，相當於1倍PB。首次覆蓋，給予“買入”評級。
八、風險提示
電價超預期下降：我國電價市場化改革正在進行中，我們預計2020年全國火電綜合電價將下降1-1.5%。若局部地區供需格局惡化，電價出現超預期下降，將影響公司營業收入水平。
山東省外來電量超過預期：山東省是公司重點裝機省份之一，若山東省外來電量超過預期，可能積壓當地火電發電量，影響公司業績。
省內核電機組提前投產：核電裝機進度比目標大約落後兩年，火電因此獲得一定發電量增長空間。若核電機組提前投產，可能對火電發電形成擠壓，影響公司業績。
經濟增長不及預期：全社會用電量與經濟增速高度相關，若經濟增長不及預期，在新能源等優先上網電源壓力下，火電發電量將受影響。
全國裝機增速超預期：新能源未來補貼逐步下滑，2020年和2021年預計將再次出現搶裝潮。若新能源裝機容量增速超過預期，將對火電形成擠壓效應。
限售股解禁：2020年7月公司將有11.5億股解禁，為公司第一大股東中國華電集團持有，佔解禁後流通股比例14.12%，佔總股本比例11.66%。解禁後公司剩餘限售股數為0。
以上內容節選自國金證券已經發布的證券研究報告，具體分析內容（包括風險提示等）請詳見完整版報告。若因對報告的摘編產生歧義，應以完整版報告內容為準
閱讀更多 國金證券研究所 的文章
