公用事业行业投资策略报告：电力和燃气业绩齐降，二季度预计将会回升

2020年一季度全社会用、发电量负增长,电力和燃气业绩齐降,燃气业绩降幅大于电力。2019年/2020Q1全国社会用电量为7.23/1.57万亿千瓦时,同比上期+5.61%/-6.54%,增速回落2.78/5.74pct;2019年/2020Q1全国社会发电量为7.09/1.58万亿千瓦时,同比上期+5.5%/-5.52%,增速回落0.66/11.77pct。电力板块企业2019年总营收/归母净利润分别为12128.42/857.93亿元,增速+18.49%/+23.33%,增速较去年同期变动+2.53/+0.82pct。燃气板块企业2019年总营收/归母公司净利润为811.1/23.4亿元,增速+15.18%/+3.16%,增速较去年同期变动-3.54/+47.33pct。受新冠疫情影响,电力板块企业2020年一季度总营收/归母净利润分别为2581/170.02亿元,增速-5.66%/-18.48%,增速较去年同期变动-22.53/-46.55pct。燃气板块企业2020年一季度总营收/归母公司净利润为179.97/7.61亿元,增速-17.60%/-26.53%,增速较去年同期变动-40.19/-25.14pct。

电力板块:一季度来水偏枯拖累水电业绩,火电营收下行,成本端优化致毛利率提高。2019年全国火电共发电51654.3亿千瓦时,同比增加3.73%,增幅小于全口径发电量增幅,火电企业从中受益,营收共计9040.83亿元,同比增加8.26%。

2020年一季度全国火电共发电11745.90亿千瓦时,同比下降7.21%,降幅比全口径发电量降幅略高,火电营收承压下行,共计1967.59亿元,同比下降13.69%。2019年降水量充足,流域来水偏丰,水电发电量由2018年11027.5亿千瓦时微升至2019年11534.4亿千瓦时,同比增加4.6%。2020年一季度由于降水量同比减少,流域来水偏枯,水电发电量由去年同期2158亿千瓦时降至1962.9亿千瓦时,同比下降9.08%,降幅较去年同期增加20.75pct。一季度水电平均利用小时数增长率也由正转负,由去年同期691小时降至622小时,同比降低69%,降幅较去年同期抬升143pct。其他发电板块2020年一季度营收共计315.1亿元,同比上升131.18%;归母净利润39.04亿元,同比上升212.49%。若剔除中国广核,则板块一季度营收共计177.63亿元,同比上升30.33%,增速较去年同期加快4.95pct;归母净利润23.71亿元,同比上升89.8%,增速较去年同期加快96.43pct。2020年一季度电网板块实现营业收入68.8亿元,同比下降8.09%,其中龙头桂东电力实现营收39.22亿元,同比增加17.86%,其他企业营收均下沉。一季度电网板块实现归母净利润0.63亿元,同比下降91.71%,板块归母净利润上升的企业仅涪陵电力一家,一季度实现归母净利润1.06亿元,同比上升9.77%。燃气板块:天然气价格持续下跌,表观消费量增幅放缓。2019年末,LNG全国市场价为4198.9元/吨,较年初5150.3元/吨下跌18.47%;2020年3月31日LNG全国市场价为3238.6元/吨,较期初4198.9元/吨下跌22.87%,与去年同期价格4158.9元/吨相比下降920.3元/吨,降幅为22.13%。国际市场上,NYMEX天然气季末报价为1.64美元/百万英热单位,同比下跌1.03美元;澳大利亚LNG离岸价1.94美元/百万英热单位,同比下跌2.24美元。价差方面,3月末价差微降至1.65元/立方米,去年同期为1.79元/立方米。随着生产排放标准要求不断提高,打赢蓝天保卫战进入决胜阶段,2020年1-2月全国天然气表观消费量557.4亿立方米,同比增长6.51%,相较去年同期增速放缓7.03pct。但受新冠疫情影响,燃气板块一季度营业收入及归母净利润均下降,营收同比下降17.6%达179.97亿元,同时归母净利润同比出现26.53%的下滑,为7.61亿元。

投资建议:

2020年随着电改深入、火电比例受抑制、新能源发展需求日渐提升。尽管煤价呈现持续下行态势,受制于新能源市场份额提升、市场化电量快速增加、2020年煤电电价承压等因素,煤电盈利有望继续改善,但难以再现当年大幅盈利时代,从前景来看,水电、新能源及核电发展前景均优于火电。目前三峡集团建设中的乌东德水电站、白鹤滩水电站分别是世界第七大水电站、第三大水电站,疫情发生后项目复工有序,整体进展完全符合预期。推荐关注将受益两大超级水电站按计划投产而不受疫情影响的水电龙头【长江电力】。火电方面,建议关注区域利用小时数高,受益有新增机组投产的【内蒙华电】、【京能电力】、【建投能源】。

风险提示:

1)疫情时间持续较久;2)用电量增速低于预期;3)天然气价格上行;4)电力政策出现较大变动。