【建投能源交运】浩吉铁路正式通车长源电力有望充分受益

　　浩吉铁路（原名蒙华铁路）即为我国“北煤南运”新的战略通道，其运端煤源主要是内蒙古鄂尔多斯和陕西榆林的煤矿，两地煤炭开采成本较低，煤质较为优良。2019年9月28日，由105节车厢组成、重达1万多吨的煤炭专列正式从鄂尔多斯乌审旗的浩勒报吉南站出发，标志着浩吉铁路正式开通。目前浩吉铁路的暂定执行分段运价已经公布，江陵以北(含江陵)为0.2024元/吨公里（相当于基价上浮10%），江陵-岳阳(含岳阳)为0.184元/吨公里，岳阳以南为0.174元/吨公里。我们在考虑浩吉铁路运价和热值折算后，内蒙古-湖北电煤价格为581.5元/吨，陕西-湖北电煤价格为507.5元/吨，分别便宜23.5和97.6元/吨，仍体现出了一定的经济性优势。

　　浩吉铁路预期2020年运煤量为6000万吨，而湖北、湖南和江西三省合计煤炭调入需求在2.8亿吨左右，考虑到浩吉铁路较具成本优势，我们判断三省基本上可以消纳浩吉铁路的煤炭疏运量。此外浩吉铁路可以在两天内将内蒙及陕西的煤炭输送到华中地区，较传统海进江接近一个月的运输时间提速明显，也有利于电厂合理安排储煤周期。不管从煤炭供应的量、时间还是价的角度出发，华中三省尤其是湖北省均有望明显受益于浩吉铁路的投运。

　　长源电力火电机组集中于湖北省，盈利能力受区域电力及煤炭供需形势影响较大。2019年上半年受益于湖北省用电需求保持8.83%的高增长，叠加省内流域来水不均导致主力水电厂发电量总体下降两成，湖北省火电实现了22.5%的高增长。受益于此，公司实现发电量88.44亿千瓦时，同比增长16.34%，推动营收增长17.74%。此外受益于市场煤价同比下降，湖北省电煤价格回落明显，公司上半年入炉标煤价格为747元/吨，同比下降32.42元/吨。我们测算煤价下降、电量提升分别为公司贡献营业利润增长为8900万元、2亿元，公司火电业务弹性十分明显。

　　第二季度公司发电量增速与湖北火电偏离较大，我们推断主要系荆门电厂装机检修周期的影响，导致公司发电出力不及预期。目前荆门电厂已正常复产，公司后续发电产能有望保持稳定。

　　浩吉铁路（原名蒙华铁路）即为我国“北煤南运”新的战略通道，其北起东乌铁路浩勒报吉站，途经内蒙古鄂尔多斯，陕西榆林、延安地区，山西运城，河南三门峡、南阳地区，湖北襄阳、荆门、荆州地区，湖南岳阳地区，终点到达江西吉安，线亿吨以上，运营初期规划运量1亿吨，2020年预期运量为6000万吨，项目总投资1930亿元。2019年9月28日，由105节车厢组成、重达1万多吨的煤炭专列正式从鄂尔多斯乌审旗的浩勒报吉南站出发，标志着浩吉铁路正式开通。浩吉铁路运端煤源主要是内蒙古鄂尔多斯和陕西榆林的煤矿，两地煤炭开采成本较低，煤质较为优良。

　　主要煤炭产区中，山西省铁路通道较为发达，向华中地区运煤有京广、焦柳南北大通道；而陕西（尤其是陕中南）和内蒙古则缺乏南下通道，煤炭南下往往需要走横向铁路通道转海运进长江，运输时间较长且成本较高。目前浩吉铁路的暂定执行分段运价已经公布，江陵以北(含江陵)为0.2024元/吨公里（相当于基价上浮10%），江陵-岳阳(含岳阳)为0.184元/吨公里，岳阳以南为0.174元/吨公里。我们用分段计价的方法，测算浩吉铁路到湖北江陵、湖南岳阳和江西吉安的不同运费水平。

　　为进一步测算浩吉铁路投运对湖北煤炭供应的影响，我们将2019年内蒙古包头6500大卡煤炭出厂价和陕西神木6000大卡煤炭坑口价坑口到中心站的接驳运费和浩吉铁路运费，与2019年1-8月份的湖北电煤价格指数做对比。考虑浩吉铁路运价和热值折算后，内蒙古-湖北电煤价格为581.5元/吨，陕西-湖北电煤价格为507.5元/吨，分别便宜23.5和97.6元/吨，仍体现出了一定的经济性优势。

　　从分省煤炭调入调出情况来看，近两年内蒙古及陕西的表观煤炭流出量（产量减消费量）在5亿吨和3亿吨左右，满足浩吉铁路规划运营初期1亿吨的煤炭供给不存在太大问题。而湖北、湖南和江西的煤炭消费量在1.2、1.1和0.8亿吨左右，2018年煤炭产量分别为81.9、1962.9和530.5万吨，三省合计煤炭调入需求在2.8亿吨左右，考虑到浩吉铁路较具成本优势，我们判断三省基本上可以消纳浩吉铁路的煤炭疏运量。此外浩吉铁路可以在两天内将内蒙及陕西的煤炭输送到华中地区，较传统海进江接近一个月的运输时间提速明显，也有利于电厂合理安排储煤周期。不管从煤炭供应的量、时间还是价的角度出发，华中三省尤其是湖北省均有望明显受益于浩吉铁路的投运。

　　公司发电机组均位于湖北省内，装机结构为火电装机359万千瓦（2*64+2*33+4*33+33），风电9.35万千瓦，生物质装机2.16万千瓦。公司火电目前无在建装机，2020年前装机增长以少量风电项目为主。

　　2014-2017年，公司营业收入由66.0亿元下降至54.64亿元，公司收入近几年连续下降的原因主要在于公司发电量、上网电量持续下降。进入 2018年之后，受益于湖北省全社会用电量增速较高，公司发电量由2017年的142亿千瓦时提升至171亿千瓦时，同比增长20.4%。2019年上半年受益于湖北省用电需求保持8.83%的高增长，叠加省内流域来水不均导致主力水电厂发电量总体下降两成，湖北省火电实现了22.5%的高增长。受益于此，公司实现发电量88.44亿千瓦时，同比增长16.34%，推动营收增长17.74%。

　　从公司归母净利润走势来看，因为公司火电机组占比较大，所以其利润水平与煤价呈负相关。在2014-2015年煤价低位时，公司归母净利润分别为6.9亿元、9.5亿元；2016-2017年煤价持续上行，公司的归母净利润明显下滑，甚至在2017年出现亏损。2018年受益于电量电价同比回升，公司盈利能力有所恢复。2019年湖北省内水电出力偏枯，公司火电发电量大幅增加，此外由于市场煤价同比下降，公司上半年入炉标煤价格为747元/吨，同比下降32.42元/吨。我们测算煤价下降、电量提升分别为公司贡献营业利润增长为8900万元、2亿元，公司火电业务弹性十分明显。考虑到汛期湖北省内主要流域来水仍然同比偏枯，我们预期公司盈利情况仍将逐步改善，2019年收入、归母净利润将分别达到72.03亿元、4.91亿元。

　　从湖北省火电及长源电力单季度发电增速对比的历史数据来看，两者整体上趋势较为一致，但个别时点由于省内新增机组投产、公司装机检修及调度等因素存在一定的偏差。2019年第一、二季度湖北省火电发电增速为21.2%和19.9%，同期公司发电增速分别为23.1%和6.88%。第二季度公司发电量增速与湖北火电偏离较大，我们推断主要系荆门电厂装机检修周期的影响，导致公司发电出力不及预期。目前荆门电厂已正常复产，公司后续发电产能有望保持稳定。

　　从分季度的利用小时数据来看，整体而言公司季度煤电装机利用小时相较湖北省火电利用小时有一定的优势，但2015年至2019年历年公司二季度火电利用小时均低于湖北省水平，也在一定程度上验证了二季度的检修属于季节性扰动，对公司全年发电出力影响较小。

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