0投资要点
河北区域重要电源支撑，地位举足轻重
（来源：分析师 ID:iAnalyst 高志鹏、郑丹丹）
公司主营电力业务，以燃煤火力发电和供热为主，同时涉及核电、风电、水电等新能源项目投资。截至2018年底，公司控股装机容量为780万千瓦，权益装机容量为832万千瓦，控股装机占河北南网22.8%，占河北总装机13.21%，是河北重要的电源支撑。考虑集团仍有超过3GW权益装机规模未完成注入，以及尚在建设的遵化热电仍未投产，公司装机规模仍有望在未来3年持续扩张，并进一步增强自身在河北电网体系内的影响力。
资源与负荷双中心，河北火电长期盈利能力有保障
河北煤炭资源相对丰富，其核准产能规模居全国第十，同时独特的地理位置也使得河北成为“西煤东运”、“北煤南运”路径上的重要枢纽。京津冀地区是国内电力缺口最大的区域，缺口比例高达29%，高于江浙沪。资源负荷双中心优势将分别有助河北机组控制煤炭采购成本和保持较高利用水平。
机组优异、煤价下行，公司有望持续改善
公司装机结构优于全省平均，且旗下机组全部实现超低排放，或将受益河北火电去产能。在机组维持较高利用水平的条件下，公司业绩对煤价极具弹性，港口煤价回落10元/吨，有望增厚公司业绩约1.31亿元，弹性系数高达10.5，居于同类公司前列。考虑煤炭供给形势已发生反转，且需求预期仍较为乐观，2019年动力煤价有望持续下行，带动公司业绩持续改善。
盈利预测及估值（2019年3月15日报告版）
公司历史上的P/B估值区间如图20所示。
风险提示：全社会用电量增速或快速回落；煤炭价格下降程度或不达预期；火电去产能推进力度或不达预期。
有别市场的观点
1、市场看好利用小时回升、煤价下行带来火电业绩改善，我们认为，对煤价乐观的基础是对利用小时数的悲观
作为驱动火电业绩改善的两大主要因素，利用小时数、煤价是市场关注的焦点。孤立来看，利用小时数的提升和煤价的下行均是驱动火电业绩向好的变动方向。但当我们深入分析煤炭价格变化的原因后，我们会发现，用电量增速的提升同时会带来火电利用小时数的提升和煤炭需求的提升，作为一个整体，利用小时数的提升和煤价的上行具有内在的逻辑关系，因此割裂来看这两个问题难免会产生认知缺陷，驱动火电业绩改善的两大因素，可谓“鱼与熊掌不可兼得”。
2、局部地区，鱼与熊掌可兼得
但是我们需要指出的是，上述“鱼与熊掌不可兼得”的情况针对的是独立整体，但对于整体内部的部分，存在鱼与熊掌兼得的机会。我们认为，建投能源便属于此类稀缺标的，2011年以来，河北省用电量增速持续低于全国平均，但其火电利用小时数却持续高于全国平均，背后的核心因素在于电力缺口，这一因素将使得河北地区火电机组利用小时数持续维持高位，而且相对于宏观需求的变动或表现出一定的独立性，因此我们对于河北地区用电量增速的分析惜墨如金。
此外河北地区及周边煤炭资源丰富，煤炭资源获取能力较强，煤价对火电业绩改善弹性亦较强。我们认为，资源负荷双中心的特质是市场所忽略的，但这确是河北地区火电机组盈利保持持续优异的核心，而且在需求下行、煤价下行的宏观弱势环境下，仍有望表现出较强的利用水平，实现鱼与熊掌的兼得。
1河北地区重要电源支撑，地位举足轻重
1.1.公司是河北重要电源支撑
河北建投能源投资股份有限公司（简称“建投能源”），成立于1994年1月18日，于1996年6月6日在深圳证券交易所挂牌上市，控股股东为河北建设投资集团有限责任公司，实际控制人为河北省国有资产监督管理委员会。公司电力业务以燃煤火力发电和供热为主，同时涉及核电、风电、水电等新能源项目投资。公司控制装机容量占河北南部电网22.8%，占河北省总装机容量的13.21%，地位举足轻重，为区域电网的安全提供重要支撑。图3为公司股权结构及主要的参控股公司情况。
1.2.内生外延持续扩张，资产规模持续做大
2003年11月，公司收购了控股股东河北建投集团拥有的河北西柏坡发电有限责任公司60%的股权，主营业务转型为发电。自此，公司通过收购集团优质发电资产及自建电站开始了持续扩张道路。
2007年公司完成增发募资，并以约22.4亿元的对价收购西二公司51%股权、国泰公司51%股权、衡丰公司35%股权、恒兴公司35%股权、邯峰公司20%股权，公司权益装机由72万千瓦提高至232万千瓦。
2009年公司以约0.19亿元收购河北建投任丘热电有限责任公司60%股权，彼时项目处于建设前期状态。
2013年1月29日，控股子公司河北建投任丘热电有限责任公司建设的2×350MW发电机组项目1号机组投产。
2013年3月30日，控股子公司河北建投沙河发电有限责任公司建设的2×600MW发电机组项目1号机组投产。
2013年4月29日，控股子公司河北建投沙河发电有限责任公司建设的2×600MW发电机组项目2号机组投产。
2013年6月5日，控股子公司河北建投任丘热电有限责任公司建设的 2×350MW发电机组项目2号机组投产。
2014年，公司以3.92元/股的价格向控股股东河北建投集团发行7.02亿股股份收购了其所持有的宣化热电100%股权、沧东发电40%股权、三河发电15%股权，公司新增权益装机186.3万千瓦。
2015年初，公司以10.88亿元的对价，收购建投集团所持大唐国际王滩发电30%股权、国电河北龙山发电29.43%股权、国电承德热电35%股权、承德龙新热力35%股权，新增权益装机规模94.42万千瓦。
2016年11月23日，全资子公司建投邢台热电有限责任公司建设的2×350MW热电联产项目1号机组投产。
2016年12月31日，全资子公司建投邢台热电有限责任公司建设的2×350MW热电联产项目2号机组投产。
2017年9月与11月，全资子公司建投承德热电有限责任公司建设的2×350MW热电联产项目两台机组投产。
图4为公司的具体发展与扩张历程。
截至2018年底，公司控股在运装机规模780万千瓦，控股在建装机规模70万千瓦，权益运营装机容量832万千瓦。表1、表2分别是公司控股在运装机和参股在运装机统计。
2019年3月7日，公司披露《发行股份购买资产暨关联交易报告书（草案）》，拟以5.21元/股的价格向控股股东建投集团发行2.01亿股股份，收购其持有的秦皇岛秦热发电有限责任公司40%股权和河北张河湾蓄能发电有限责任公司45%股权。表3为相应公司机组装机及集团持股统计。
通过梳理公司整个发展历程，我们认为，控股股东建投集团对公司发展支持力度较大，2007年至今便持续将其体内优质电力资产注入上市公司。截至2018年底，河北建投集团目前仍持有较多优质电力资产，后续仍有望注入上市公司，公司资产有望借助内生外延持续做大。表4为建投集团体内电力资产统计。
1.3.利用小时数保持平稳，装机规模与发电量持续增长
近年来公司整体利用小时数水平保持稳定，随着装机容量的持续增长，发电量水平也不断攀升，考虑公司目前在建遵化热电2×350MW项目有望于2019年投产，且集团后续资产注入仍有望持续推动，装机规模与发电水平仍有望持续增长。图5为2011年以来公司控股装机规模、发电量、利用小时数相关统计。
2资源与负荷双中心，河北火电长期盈利能力有保障
河北地处华北，漳河以北，东临渤海、内环京津，西为太行山山地，北为燕山山地，燕山以北为张北高原，其余为河北平原，是中国唯一兼有高原、山地、丘陵、平原、湖泊和海滨的省份。东南部、南部衔山东、河南两省，西倚太行山与山西省为邻，西北与内蒙古交界。这种得天独厚的地理位置造就了河北资源与负荷双中心的属性：即肩负着保障京津用电的重任，同时又是我国西煤东运、北煤南运的重要枢纽。
我们认为，河北是国内少有的资源与负荷双中心：作为资源中心，煤炭来源丰富，可有效保障供给，有利于公司获取较低的煤炭采购价格；作为负荷中心，发电、供暖等民生任务艰巨，可有效保障省内火电机组利用水平，有利于公司控股、参股机组维持较高利用小时数。
2.1.河北及周边煤炭资源相对丰富，有助公司稳定燃料供应
河北本省煤炭资源相对丰富，且管理集中。根据国家能源局最新的煤炭产能情况统计，截至2018年中，河北已核准煤炭产能为7366万吨/年，居于全国第十位。从省内煤炭资源分布来看，主要集中在以唐山、承德为首的北部地区和以邯郸、邢台、石家庄为主的中南部地区，两部分资源分别被省内龙头国企开滦集团和冀中能源集团所管理，其中开滦集团省内煤炭核准产能为3455万吨/年，冀中能源集团省内煤炭核准产能为3652万吨/年，分别占全省煤炭核准产能的47%和50%。图6与7分别为河北省内煤炭产能规模与矿井数量占比统计。
河北毗邻山西、内蒙古两大煤炭主产地。根据国家能源局最新统计，截至2018年中，山西、内蒙古两省煤炭核准产能规模分别为9.48亿吨/年和8.3亿吨/年，居全国煤炭核准产能规模的前两位。此外与河北相邻的河南、山东两地煤炭核准产能分别为1.56亿吨/年和1.51亿吨/年，同样排名相对居前。表5为2018年中，国内煤炭核准产能排名前十省份情况统计。
我国煤炭资源分布极为不均，以山西、蒙西、陕西为主的“三西”地区，基本上占据了我国三分之二以上的煤炭产能与产量，而且从煤炭的品质、资源储量来看“三西地区”和新疆较其他地区更具优势，因此从国内煤矿在建产能规模来看，也以“三西”和新疆为主，但考虑新疆煤炭市场运输特性，其更多还是供给本区域内使用，所以保障全国煤炭供给的重任仍然落地“三西”地区肩上。表6为国内在建煤炭产能区域统计，其中山西、内蒙古、陕西三省居于前三位，合计建设规模占2018年中在建规模比例达70%以上。
独特的资源与需求分布，造就了我国西煤东运、北煤南运长期格局，坐拥渤海湾三大出海口的河北，成为了“三西”地区优质煤炭运输的重要枢纽。从需求来看，沿海地区经济发展水平相对较高，对于能源、电力需求也较为旺盛，广东、江苏、山东、浙江四省多年来用电量水平持续保持前列，而广东、浙江、两省基本没有煤炭资源，山东、江苏本省煤炭资源也无法满足自身需求。大秦线、朔黄线两条主要的煤炭运输铁路干线贯穿河北，根据大秦铁路及中国神华相关披露数据来看，2018年两条煤运铁路干线运输量有望达到7.5亿吨，约相当于2018年国内铁路煤炭发运量的32%，如考虑石太线，以及2018年全线贯通的唐呼线带来的潜在增量，过境河北的铁路煤炭运输量将达到全国铁路煤炭发运量的40%。
公司控股电厂多布局于铁路沿线，交通较为便利，此外沙河公司、国泰公司、邢台热电三家电厂亦靠近河北中南部煤炭主产地。我们认为，这将有助于公司发挥区位资源优势，保障煤炭供给，并合理控制煤炭采购成本。图8为河北省内主要煤运通道、煤炭发运港口及公司控股在运电厂分布。
公司煤炭价格随市场波动，但2013年之后都保持低于港口煤价的水平，煤炭成本控制能力逐步体现。近年来，公司持续开展燃料精细化管理，加强燃料政策信息研究与市场形势预判，深化与国有大型煤企合作，积极开拓新煤源，优化燃煤结构，加大经济煤种掺烧力度，合理控制煤炭成本。通过对比公司近年来煤炭价格与港口价格、冀北电煤价格指数、冀南电煤价格指数的走势，我们发现，在2012、2013两年，公司煤炭价格与港口价格走势并不同步，且之前虽然方向同步，但变动幅度也无法匹配。考虑2012年之前公司旗下电厂仅西电公司、西二公司、国泰公司三家，且控股装机仅为3GW，因此或无法代表行业，此外2013年沙河公司、任丘公司投产，新机组投产带来的地域煤炭成本差异或同样影响当年煤炭成本变动，因此我们认为，对于公司来说2013年之后的煤炭价格对比或更具有参考意义。2014年，公司完成对集团资产收购，实现了对宣化热电、邢台热电的并表，控股装机容量达到5.68GW，较2012年几乎实现翻倍，也形成了公司现有资产的规模雏形，自此之后，公司整体煤炭价格均低于同期港口价格，与冀南、冀北、电煤价格指数相当，但表现出略强的波动性。图9为公司煤炭价格与港口价格及电煤价格指数对比。
煤炭成本控制有效，长期亏损电厂逐步成为重要利润贡献点。西电公司和西二公司均位于石家庄市平山县，二者厂址较为接近，且总体装机规模均为120万千瓦级别，因此二者在一定程度上具有较强的可比性，且从资产规模来看，西电公司由于投产时间较久，总资产规模更小，净资产规模更大，理应获得较高的盈利能力。我们通过分析2007年以来二者的收入和利润情况发现，由于机组总体规模体量相近，二者收入水平基本相当，但从盈利能力来看，西电公司盈利水平较西二公司存在较大差距。但这一现象在2013年之后逐步改善，至2017年由于西电公司利用小时数较高，其利润水平实现对西二公司的反超。我们认为，折旧方面西电公司较西二公司更具优势；人工成本方面西电公司由于投产较早或存在一定的劣势，但或许无法解释过大的盈利差距；煤耗方面，西电公司机组年代较老或许存在劣势，但考虑国内火电机组水平已经较为成熟，差距亦不会过大。因此我们判断，西电公司盈利能力的改善更多的原因或来自煤炭采购来源的梳理和相应的成本控制。图10为西电公司与西二公司2007-2017经营情况对比统计。
2.2.保障京津供电、民生供热重任在肩，河北火电机组有望维持高利用小时数
2011年以来河北省用电量增速均低于全国平均水平，但其利用小时数均高于全国平均水平，我们认为决定河北火电机组利用水平的核心因素不在于用电量增速，而在于电力缺口，因此我们惜墨于分析河北用电量增速。全国电力供给过剩并不代表局部地区过剩，空间分布不均现象长期存在。中国幅员辽阔，各地区之间的地理条件、气候条件、资源禀赋、经济发展状况均存在着较大的差异，因此局部地区的电力供需也存在较为明显的不平衡。从有统计的31个省区的情况来看，其中有19个省区在2017年的用电需求高于发电供给，如剔除缺口占比10%以下的省份，则共有14个省区需要外部提供电力供给以满足自身需求，如表7。
京津冀地区是典型电力缺口区域，仅以京津冀地区来看，电力缺口为1540亿度，缺口比例高达29%，高于江浙沪地区23%的缺口比例，可谓是国内最缺电的地区。图11是国内各省2017年电力缺口比例统计。
河北全域需进行冬季供暖，公司供热业务收入居于A股可比上市公司前列。截至2018年底，公司旗下机组，除沙河公司两台机组外均是热电联产机组，有效的保障了区域内居民供热，通过横向对比来看，2014-2017年之间公司供热业务收入显著高于A股其他可比上市公司（福能股份为鸿山热电相关对比）。此外，我们认为，随着城镇化率的逐步提升，集中供热仍然是未来行业的发展方向，公司供热业务体量及收入占比有望持续提高。图12为公司与A股可比公司供热收入占比统计。
河北水电资源不多，核电储备项目仅有海兴核电，在保障京津供电、民生供热的重任下，河北火电机组有望长期保持较高的利用小时数。截至2018年底，河北水电装机约为1.82GW，占省内总装机的2.6%，核电储备项目仅海兴核电，我们结合海兴核电当前项目进展，预计其大概率无法于2020年之前实现商运，因此未来一段较长的时间内河北电力需求满足仍需要依赖火电，河北省内机组利用小时数仍有望保持较高水平。图13为2007-2018年河北、江苏、浙江、山东、广东沿海五省火电利用小时对比，其中我们不难发现河北火电利用小时基本都维持了较高水平，且波动较小。
2.3.河北点火价差居于国内前列，为较好盈利提供基础
河北省火电点火价差居于全国前列。根据各省最新燃煤火电标杆上网电价，以及2018年11月电煤价格指数，并考虑当前国内燃煤火电机组度电煤耗300g/度，我们测算出冀南、冀北地区燃煤火电点火价差分别约为0.13元/度和0.14元/度，在全国范围内来看居于第11位与第8位，属于全国前列，其中冀南地区点火价差与江苏水平相当，冀北地区点火价差与浙江相当。图14为全国主要省区点火价差统计。
最艰难时期或已逐步渡过，点火价差在冬季需求旺季结束后有望迎来进一步改善。2016年中，随煤价上行，河北地区点火价差逐步恶化，并在2016年底迎来最差时期。2017年中上网电价调整带来点火价差的阶段性修复，但后续随着煤价的继续上行，点火价差又开始恶化，并在2018年出的冬季需求旺季再度陷入低谷。2018年中至今，随着煤炭供给的逐步释放，煤炭价格开始逐步下行趋势，河北地区点火价差也逐步走出恶化趋势。我们认为，最艰难的时期已经逐步渡过，煤炭供给形势不断向好，市场化电价让利持续收窄，河北地区点火价差有望实现进一步改善。图15为2016年以来冀南、冀北点火价差变动统计。
我们认为，作为资源中心，河北地区煤炭来源相对丰富，有助当地火电企业合理控制煤炭采购成本，在标杆上网电价不大幅调整的情况下有助维持高的点火价差；作为负荷中心，河北火电机组承担了为京津供电及保障冬季采暖的重任，有助其保持较高的利用水平。合理的点火价差以及较高的利用小时数是火电企业能否能力的重要考量标准，我们认为，公司旗下所有控股机组均位于河北，有望充分受益其资源与负荷双中心的特性，保持优于全国多数地区火电机组的盈利能力。
3机组优异、煤价下行，公司业绩有望持续改善
3.1.公司装机结构优于全省平均，环保水平优异，不受行业去产能影响
公司旗下火电机组均为30万千瓦以上机组，具有容量大、效率高的特点，且总体装机结构优于全省平均水平。截至2018年底，公司控股总装机规模为7.8GW，其中600MW级别机组合计规模为2.52GW，300MW级别机组合计规模为5.28GW。根据河北省物价局于2017年中公布的《关于合理调整电价结构有关事项的通知》，其统计的河北省至2017年中的火电装机规模约为42.08GW，其中600MW级别机组规模为12.36GW，300MW级别机组规模为22.98GW，300MW以下级别机组为6.74GW，装机结构以300MW级别机组为主，且截至2018年底，河北省内尚无百万千瓦级别机组商运，仅有华润曹妃甸二期两台百万千瓦级机组处于调试阶段。图16与17分别为公司火电机组装机结构和河北省火电机组装机结构统计。
目前公司全部控股发电机组均实现了大气污染物超低排放，脱硝、脱硫、除尘设备全部运行正常，氮氧化物、二氧化硫、烟尘全年平均排放浓度均优于国家超低排放标准。2017年，公司控股发电公司氮氧化物排放量5417吨，同比减少103吨；二氧化硫排放量2194吨，同比减少585吨；烟尘排放量458吨，同比减少826吨。表8公司旗下机组2018年上半年排放水平统计。
根据河北省政府办公厅于2017三季度末公布的《河北省“十三五”能源发展规划》，“十三五”期间要实现“关停淘汰落后机组400万千瓦以上，改造提升煤电机组1700万千瓦以上”的目标。我们认为，火电落后产能逐步退出是行业趋势，根据河北省2018年所淘汰的机组来看，共计13台机组54.95万千瓦被去产能，均为300MW以下级别机组，且在环保、煤耗方面存在较大劣势，如表9所示。根据河北省2018年底发布的《关于梳理制定2019年煤电去产能计划的通知》来看，2019年河北省将继续推动火电去产能，但从去化的标准来看，主要淘汰环保水平不达标、煤耗水平不达标、超过服役年限机组以及违法违规建设的煤电机组，公司旗下机组并不在以上标准之内，不会受到火电去产能的影响，反而会受益去产能带来的利用水平提升。
3.2.煤价有望持续下行，带动公司业绩反转
我们于此前的电力行业系列报告中曾多次强调，需求预期是引导火电反转的核心因素。中电联于年初做出的用电量增速预期，是需求预期的较好表征。中国电力企业联合会于1988年由国务院批准成立，是全国电力行业企事业单位的联合组织、非营利的社会团体法人。2015年12月成立的第六届理事会中，国家电网公司为理事长单位，华能、大唐、华电、国能投、国电投等15个大型电力企业集团和华北电力大学为副理事长单位。该会定期举行会员单位交流活动，我们认为，中电联在电力行业内具有较强的影响力，其发布的年度用电量增速，在一定程度上反映了行业内部的整体预期。
回顾以往，需求预期变动对煤价影响显著。2011-2018年，中电联进行了8年的用电量增速预判，其中仅有两年较为精确，我们认为这并不是对中电联专业性的否定，这只是从另外一个角度说明了用电量增速确实存在较大的偏离预期的可能。2011与2013年，中电联预测全国用电量增速与实际增速差异在0.5个百分点之内，较为相符。而在2011年以来的其余5年则存在3-4个百分点的差异。其中3年预期用电量增速高于实际增速，另外2年预期用电量增速低于实际增速。在预期增速高于实际增速的年份，全国动力煤均价均下行，而预期增速低于实际增速时，煤价上行，如表10。2019年2月末，中电联公布对于全年用电量增速预期为5.5%，如实际增速低于此预期，动力煤价格或有下行压力。
从2018年的用电量增速和煤价涨幅来看，以上规律仍然奏效。此外，我们曾于此前报告对比政府工作报告、中电联全国电力供需形势分析预测报告、中煤协改革发展年度报告中相关内容表述变化，判断2018年煤炭优质产能将加速释放，进而助推煤价回归合理区间。相关表述对比如表11所示。
能源局于2018年10月公告国内煤炭最新产能情况，在总量规模、产能结构两方面均取得积极变化，需求预期回升对煤炭产能、产量传导有效。截至2018年6月底，全国核准煤炭产能达到34.91亿吨，较2017年底新增1.55亿吨，如图18所示，煤炭产能下行趋势得到反转。根据目前国内煤炭优质产能在建规模，我们预计国内煤炭产能规模有望于2018年底达到35.7亿吨，此外考虑2018年中虽然煤炭产能规模增加较多，但在建规模基本没有减少，所以这意味着，新增在建规模有持续补充，2019年煤炭产能仍有望保持持续释放节奏，全年产量或有望达到36亿吨及以上，全年增速或在3%-4%之间。
2018年下半年，随着整体需求的回归正常以及煤炭优质产能的加速释放，动力煤整体供需形势已经开始逐步反转。2018年10月中，环渤海5500K动力末煤达到阶段性高点，后续受整体供需形势变化开始下行，至2018年12月27日，达到572元/吨的阶段性底部。近期受供给因素影响，动力煤价格有所反弹，截至2018年3月8日Q5500动力煤价格达到638元/吨左右，但较去年10月高点仍下滑近40元/吨，如图19所示。
基于此前年度策略报告，我们认为2019年全年火电发电需求来看其增速有望控制在3%以内，考虑国内动力煤产量或有望维持3%左右的增速，煤炭供需形势继续缓和，供需缺口或将消除，煤炭价格仍有望保持回落趋势。表12为近年来动力煤整体供需测算平衡表。
公司业绩对煤价极具弹性，2019年煤价下行将显著改善公司业绩。我们基于公司2018年预期净利润水平开展敏感性分析，环渤海Q5500动力煤均价下行10元/吨对公司净利润带来的改善大致在0.66亿元，对应的敏感性系数高达10.46，如表13所示。
我们系统性的梳理了国内主要火电公司燃煤火电权益装机情况，并据此测算其2018年业绩相对煤价的弹性，最终我们发现公司弹性最大，如表14所示，一旦煤价下行趋势确立，公司弹性价值有望凸显。
风险提示：全社会用电量增速或快速回落；煤炭价格下降程度或不达预期；火电去产能推进力度或不达预期。
原标题：建投能源：被忽视的区域火电龙头，尽享资源负荷双中心
