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摘要

煤價持續回落，風電電價不確定性消除

5月下旬以來，動力煤期貨現貨價格回落明顯，六大發電集團沿海電廠日耗偏低且其煤炭庫存處于高位。考慮到煤價持續回落，火電行業增值稅紅利有望保留，目前我們繼續看好二線地方電力龍頭，重點推薦長源電力和湖北能源。風電最新電價政策落地，補貼退坡幅度和節奏與之前行業預期較為一致，為陸上風電全面進入平價時代明確了路徑及方向。對海上風電來說，在當前可再生能源補貼缺口較大的大背景下，通知能夠確保存量海上風電的電價水平并對新核準的海上風電指導電價進行小幅調整，已經充分體現出政府對于海上風電的支持力度。水電及新能源方面，我們推薦有望維持高分紅的桂冠電力和存量風電資產優質、在建風電項目電價不受影響的福能股份。天然氣方面，5月份發改委印發《油氣管網設施公平開放監管辦法》，此文件的出臺有利于進一步實現油氣管網之間的互聯互通風電價格下調，同時也將使得天然氣運輸成本有所下降，我們推薦擁有優質煤層氣資源并且具有確定性產能增長的新天然氣。

19年5月電力板塊跑贏大盤

19年5月份電力指數下跌1.69%，而滬深300指數下跌7.24%，電力板塊跑贏大盤5.55個百分點。年初至今電力板塊上漲6.71%，滬深300指數同期上漲20.56%，電力板塊年初至今累計跑輸大盤13.85個百分點。分子板塊看，5月份火電板塊下跌4.60%，水電及燃氣板塊上漲3.15%、0.25%。

火電增速大幅回落，水電增速同比提升

4月份，我國全社會發、用電量分別同比增長3.8%、5.8%，其中火電發電量3886.2億千瓦時，同比降低0.2％，增速比上年同期上下降7.5個百分點，水電發電量829.10億千瓦時，同比增長18.2％，增速比上年同期提高20.8個百分點。4月份，全國發電設備累計平均利用小時1217小時，比上年同期下降4小時。全國火電設備平均利用小時為1413小時，比上年同期降低13小時，全國水電設備平均利用小時為959小時，比上年同期增加114小時。

LNG進口同比增速有所提升

4月，我國進口LNG 454萬噸，同比增長35.1%，進口管道氣 311萬噸，同比降低9.3%。1-4月，我國累計進口LNG 1945萬噸，同比增長24%，累計進口管道氣1243萬噸，同比增長6.6%。從進口氣結構來看，2019年1-4月進口LNG的占比達到61%，與去年同期相比提升了2個百分點。

風險提示：電力需求增速放緩；煤價下跌不及預期；燃氣消費增速下滑。

正文

桂冠電力：十三大水電基地巡禮之桂冠電力——紅水河上舞“龍灘”

公司電源結構以水電為主，風電、火電為輔，主要裝機位于廣西壯族自治區。截止2018年底，大唐集團共持有公司51.55%的股份，為第一大股東，公司亦是大唐集團旗下唯一的專業化水電上市運營平臺。公司核心水電資產為以龍灘電站為首的紅水河流域梯級電站，歷年水電業務均為營收及利潤的主要來源。2018年受廣西區域水電豐水期降價、統調電廠水火電交易、分攤工業園區降價等因素影響，公司水電結算電價有所下滑，導致公司水電毛利率明顯下降，影響了公司的盈利能力。整體來看，近三年來公司凈資產收益率及歸母凈利潤相對穩定。

南盤江紅水河是我國十三大水電基地之一，流域水量豐富、落差較大。由于水電固定成本占比較高，在折舊相對穩定的情況下，利用小時的提升將推動發電量增長，攤薄度電折舊成本，使得度電毛利提高。從桂冠電力歷史水電發電增速與利潤總額增速對比來看，兩者具有很強的正相關性，這也佐證了發電量是影響水電盈利的關鍵因素。我們研究龍灘水庫歷史水文數據發現，水位變化對發電出力的影響相對有限，水電發電量受出庫流量影響較為明顯。從龍灘電站的發電量與出庫流量的數據來看，兩者正相關性高達0.89，保持高度一致。在棄水逐步緩解的背景下，我們認為高頻的日均出庫流量將成為預測大型水電站發電量情況的前瞻指標。

同A股主要水電企業對比來看，公司資產負債率保持在60%左右，處于行業中等水平，但近年來公司ROE始終位于行業首位。穩定的盈利能力保證了公司較好的現金流，為高分紅比例和高股息率提供了基礎，近兩年公司分紅比例均高于60%，處于行業內較高水平，股息率也位居可比公司第一名。2018年受多重因素影響，公司水電上網電價有所下降，導致公司度電毛利潤有所回落，低于長江電力的水平。在第二批降低一般工商業用電價格政策落地的大背景下，我們判斷公司水電不含稅電價有望持穩，水電盈利能力有望維持穩定。

考慮到公司有望通過聯合調度平抑一定的來水波動，且未來風電等新能源裝機也將貢獻較大業績增量，我們預計2019-2021年公司歸母凈利潤分別為24.53億元、25.84億元、26.80億元，當前估值優勢明顯，維持“買入”評級。

風電電價新政落地，存量項目不確定性消除

此次電價新政的補貼退坡幅度和節奏與之前行業預期較為一致，為陸上風電全面進入平價時代明確了路徑及方向。通知要求2019年起新核準的陸上風電和海上風電電價均采用競爭方式確定，且電價不能高于指導價。我們認為競爭性配置有利于實現風電資源的優化配置，在降低新增補貼需求的同時能實現風電裝機的穩健增長。以2019年I類資源區0.34元/千瓦時的指導價作為測算依據，在2800利用小時、單位裝機成本為7000元/千瓦的假設下，我們測算陸上風電的稅后全投資收益率為8.03%，可以滿足絕大多數投資商的收益率要求。內蒙古2018年全年風電利用小時僅為2204小時，較2800小時仍有較大差距。在新的電價政策和競爭性配置政策下，具有較好風資源屬性、能確保消納不棄風、自身建設水平及運營水平高的風電運營商有望脫穎而出，從而實現風電產業的競爭優化，推動陸上風電邁向平價上網的目標。

對于海上風電，通知規定2018年底前核準且在2021年底前全部機組并網的，則執行核準時上網電價；2022年及以后全部機組并網的，執行并網年份的指導價。考慮到海上風電的建設周期一般為2~4年，通知所規定的時間要求能滿足大部分項目的建設周期。但海上風電要求全部機組并網才能執行核準時上網電價，這一要求較陸上風電更為嚴格，對于開發企業的項目推進能力和投資決策能力提出了更高的要求。在當前可再生能源補貼缺口較大的大背景下，通知能夠確保存量海上風電的電價水平并對新核準的海上風電指導電價進行小幅調整，已經充分體現出政府對于海上風電的支持力度。

福能股份系福建省國資委旗下區域發電龍頭企業，2018年其風電業務對毛利潤貢獻已達40.4%。公司目前在建海上風電40萬千瓦（平海灣F區及石城）進展較為順利，石城首臺7MW風機已于5月23日順利吊裝，公司海上風電全年有望投運15萬千瓦左右，此外公司還有長樂外海C區49.8萬千瓦的海上風電裝機已核準。此前市場擔憂海上風電電價政策調整的風險，對公司成長性預期偏悲觀。此次通知出臺后，我們認為福能股份電價不確定性基本消除，其海上風電的成長性有望逐步釋放。我們預計，2019-2021年公司歸母凈利潤分別為14.74億元、18.08億元、19.42億元，考慮可轉債攤薄后估算PE為10.3、8.4和7.8倍，維持“買入”評級。

投資要點及重點公司盈利預測

5月下旬以來吊車出租，動力煤期貨現貨價格回落明顯，六大發電集團沿海電廠日耗偏低且其煤炭庫存處于高位。考慮到今年前4個月全社會用電量累計增速同比下滑3.75個百分點，疊加目前我國主要流域來水較好，我們預計全年火電發電增速將回落至3%左右，從而使國內煤炭供需格局有所改善。此外發改委發布通知，對存量在建風電及新核準風電的電價做了詳細規定。此次電價新政的補貼退坡幅度和節奏與之前行業預期較為一致，為陸上風電全面進入平價時代明確了路徑及方向。通知要求2019年起新核準的陸上風電和海上風電電價均采用競爭方式確定，且電價不能高于指導價。我們認為競爭性配置有利于實現風電資源的優化配置，在降低新增補貼需求的同時能實現風電裝機的穩健增長。對于陸上風電而言，在新的電價政策和競爭性配置政策下，具有較好風資源屬性、能確保消納不棄風、自身建設水平及運營水平高的風電運營商有望脫穎而出，從而實現風電產業的競爭優化，推動陸上風電邁向平價上網的目標。

對于海上風電，通知規定2018年底前核準且在2021年底前全部機組并網的，則執行核準時上網電價；2022年及以后全部機組并網的，執行并網年份的指導價。考慮到海上風電的建設周期一般為2~4年，通知所規定的時間要求能滿足大部分項目的建設周期。但海上風電要求全部機組并網才能執行核準時上網電價，這一要求較陸上風電更為嚴格，對于開發企業的項目推進能力和投資決策能力提出了更高的要求。在當前可再生能源補貼缺口較大的大背景下，通知能夠確保存量海上風電的電價水平并對新核準的海上風電指導電價進行小幅調整，已經充分體現出政府對于海上風電的支持力度。

考慮到煤價持續回落，火電行業增值稅紅利有望保留，目前我們繼續看好二線地方電力龍頭，重點推薦長源電力和湖北能源；水電方面，我們推薦紅水河流域來水有彈性，且有望維持高分紅的桂冠電力。新能源板塊我們推薦存量風電資產優質、在建風電項目不受新政影響且有望收購集團優質權益核電資產的福能股份。

2019年4月，我國天然氣消費量同比增長10.6%，增速相比于去年同期有所下滑，主要是受到去年同期的高基數影響。另外，5月份國家發改委印發《油氣管網設施公平開放監管辦法》，文件中對我國油氣管網設施公平開放的基礎條件、基本要求、信息公開等進行了規定。根據文件要求，油氣管網設施運營企業在保障現有用戶現有服務并具備剩余能力的前提下，應當向符合開放條件的用戶開放管網設施，且不得阻礙符合規劃的其他管網設施接入。我們認為，此次發改委出臺的文件能夠極大地推動國內油氣管網互聯互通的實現，同時有利于減少油氣資源的中間運輸環節，降低油氣運輸費用。標的方面，我們推薦在山西省擁有優質煤層氣資源并且具有確定性產能增長的新天然氣。

重點公司盈利預測

電力及公用事業2019年5月回顧與預測

19年5月電力板塊跑贏大盤，估值仍保持較低水平

19年5月份，電力板塊表現強于大盤，電力指數本月下跌1.69%，滬深300指數下跌7.24%，電力板塊跑贏大盤5.55個百分點。2019年初至今電力板塊上漲6.71%，滬深300指數同期上漲20.56%，電力板塊年初至今累計跑輸大盤13.85個百分點。

分子板塊看，5月份火電板塊下跌4.60%，水電及燃氣板塊上漲3.15%、0.25%。

目前電力及公用事業行業整體板塊估值位居中游，預期2019年電力及公用事業板塊平均市盈率為20.50倍左右，處于中游水平。而根據最新凈資產計算的市凈率，電力及公用事業行業只有1.59倍，在所有行業中處于中游靠后的位置。

5月份，電力及公用事業股票整體表現弱于上月，整個板塊共有12家上漲，其中漲幅最大的三家分別是閩東電力上漲17.82%，國新能源上漲15.45%和大眾公用上漲12.13%；而跌幅最大的3家公司分別是建投能源下跌14.54%，梅雁吉祥下跌16.08%和中天能源下跌21.29%。

電力公用事業行業資產較重，相關公司整體資產負債率較高，對再融資有一定的需求。我們匯總各上市公司增發、配股及股權質押情況如下表所示。

四大高載能行業用電累計增長4.1%

2019年1-4月全社會用電量同比增長5.6%。分省份看，1-4月份，除青海外，全國各省份全社會用電量均實現正增長。其中，全社會用電量增速高于全國平均水平（5.6%）的省份有15個，依次為：西藏（18.3%）、內蒙古（11.7%）、廣西（11.7%）、湖北（10.9%）、安徽（10.6%）、海南（10.2%）、新疆（10.1%）、江西（9.0%）、湖南（8.9%）、四川（8.8%）、貴州（7.5%）、山西（7.1%）、河北（7.0%）、寧夏（6.7%）和浙江（5.6%）。

1-4月份，化學原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高載能行業用電量合計6174億千瓦時，同比增長3.1%，增速比上年同期回落1.3個百分點，合計用電量占全社會用電量的比重為27.7%，對全社會用電量增長的貢獻率為15.6%。其中，化工行業用電量1465億千瓦時，同比增長2.3%，增速比上年同期提高0.6個百分點；建材行業用電量1017億千瓦時，同比增長7.7%，增速比上年同期提高3.5個百分點；黑色金屬冶煉行業用電量1779億千瓦時，同比增長3.7%，增速比上年同期回落5.9個百分點；有色金屬冶煉行業1912億千瓦時，同比增長0.8%，增速比上年同期回落1.1個百分點。

4月份，四大高載能行業用電量合計1648億千瓦時，同比增長3.7%，增速比上年同期提高0.8個百分點，占全社會用電量的比重為29.8%。其中，化工行業用電量367億千瓦時，同比增長0.3%，增速比上年同期提高0.4個百分點；建材行業用電量326億千瓦時，同比增長6.9%，增速比上年同期提高6.2個百分點；黑色金屬冶煉行業用電量464億千瓦時，同比增長6.1%，增速比上年同期回落3.4個百分點；有色金屬冶煉行業491億千瓦時，同比增長1.9%，增速比上年同期提高1.1個百分點。

火電增速大幅回落，水電增速同比提升

1-4月份，全國規模以上電廠火電發電量16554億千瓦時，同比增長1.4％，增速比上年同期回落5.7個百分點。分省份看，全國共有20個省份火電發電量同比增加，其中，增速超過20%的省份有西藏（35.2%）、湖北（22.3%）和四川（21.4%）。增速超過10%的省份有北京（11.3%）和貴州（10.2%）；另外11個省份火電發電量同比降低風電價格下調，其中，云南、廣東、湖南和青海降低超過10%，分別為-22.4%、-16.2%、11.5%和-11.0%。

1-4月份，全國規模以上電廠水電發電量2987億千瓦時，同比增長13.7％，增速比上年同期提高12.4個百分點。全國水電發電量前三位的省份為四川（726億千瓦時）、云南（674億千瓦時）和湖北（332億千瓦時），其合計水電發電量占全國水電發電量的58.0%，同比分別增長4.4%、25.4%和-2.6%。

1-4月份，全國發電設備累計平均利用小時1217小時，比上年同期降低4小時。

分類型看，1-4月份，全國火電設備平均利用小時為1413小時（其中，燃煤發電和燃氣發電設備平均利用小時分別為1461和784小時），比上年同期降低13小時。分省份看，全國共有15個省份火電設備利用小時超過全國平均水平，其中內蒙古、甘肅、河北、安徽和湖北超過1600小時，而云南和西藏僅為472和102小時。與上年同期相比，共有14個省份火電利用小時同比增加，其中四川增加286小時，湖北、貴州、新疆、甘肅和北京增加超過100小時，而廣東和云南下降超過200小時，分別降低247和236小時，青海、湖南、陜西、江西和天津下降也超過100小時。

1-4月份，全國水電設備平均利用小時為959小時，比上年同期增加114小時。在水電裝機容量超過1000萬千瓦的8個省份中，除湖北同比降低36小時，其他省份均同比增加，湖南和福建同比增加超過400小時，分別增加494和462小時。

全國并網風電設備平均利用小時767小時，比上年同期降低46小時；全國核電設備平均利用小時2258小時，比上年同期降低29小時。

電源投資同比正向增長，新增 發電能力2336萬千瓦

新增發電能力2336萬千瓦

1-4月份，全國基建新增發電生產能力2336萬千瓦，比上年同期少投產679萬千瓦。

其中，火電1037萬千瓦（燃煤617萬千瓦、燃氣312萬千瓦）、水電74萬千瓦、核電125萬千瓦、風電550萬千瓦、太陽能發電550萬千瓦。水電、風電和太陽能發電比上年同期少投產61、47和744萬千瓦，火電和核電分別比上年同期多投產161和12萬千瓦。

截至4月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量18.2億千瓦，同比增長6.0%，比上月增加721千瓦，增速與上年同期持平。

其中，火電11.4億千瓦、水電3.1億千瓦、核電4591萬千瓦、并網風電1.9億千瓦。

電源完成投資同比正向增長

1-4月份，全國主要發電企業電源工程完成投資610億元，同比提高11.0%，全國電網工程完成投資803億元，同比下降19.1%。

在電源完成投資中：水電250億元，同比增長62.3%；火電110億元，同比下降32.8%；核電97億元，同比下降20.2%；風電133億元，同比增長42.1%，太陽能發電21億元，同比增長16.8%。水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的82.0%，比上年同期提高11.7個百分點。

動力煤價格下滑，焦煤價格較為堅挺

動力煤價格環比下降，期現價差貼水

2019年5月，港口動力煤價格下降，5月29日環渤海動力煤指數5500大卡綜合平均價格為578元/噸，環比降低1元/噸；5月31日，秦皇島港山西產5500大卡動力煤報價592元/噸，較4月30日下降24元/噸，跌幅3.90%，與18年同期相比降低51元/噸。中國沿海電煤采購價格指數CECI5500大卡綜合價最新一期更新至5月30日，報收592元/噸，環比增加5元/噸。期貨方面，鄭州商品交易所2018年9月交割的動力煤合約5月31日報價570元/噸，環比降低46.2元/噸，降7.50%，較現貨價貼水22元/噸。

進口、產地焦煤價格均有所提升

2019年5月，我國焦煤價格運行有所提升。港口焦煤方面，截至2019年5月31日，京津唐主焦煤庫為1770元/噸，與上月同期持平；京津唐1/3焦煤庫提價為1430元/噸，較上月同期提高40元/噸，漲幅為2.88%。

產地焦煤價格方面，截至2019年5月24日，山西產地中太原古焦2#焦煤報價920元/噸，與上月同期持平；臨汾1/3精焦煤報價1390元/噸，較上月同期增加40元/噸，漲幅2.96%；臨汾肥精煤報價1620元/噸，比上月同期增加40元/噸，漲幅2.53%。5月31日，河北產地中邯鄲主焦煤報價1560元/噸，與上月同期持平；唐山1/3焦精煤報價1510元/噸，與上月同期持平。

煙煤、噴吹煤價格基本持平

無煙煤：截至5月20日，全國無煙煤市場價為1090.0元/噸，與上月同期持平。

噴吹煤：截至5月31日，山西噴吹煤市場價為955元/噸，與上月同期持平；河北噴吹煤市場價為880元/噸，較上月同期下降40元/噸，對應跌幅4.35%。

LNG進口增速有所提升

根據海關總署的數據，2019年4月，我國進口LNG 454萬噸（約合60.84億方），同比增長35.1%。1-4月，我國累計進口LNG 1945萬噸（約合260.63億方），同比增長23.7%。

2019年4月，我國進口管道氣311萬噸（約合41.67億方），同比降低9.3%。1-4月，我國累計進口管道氣1243萬噸（約合166.60億方），同比增長6.6%。

從進口天然氣的結構來看，我國進口LNG在全部進口天然氣中的占比同比進一步提升，今年1-4月LNG占比達到62%，與去年同期相比提升了0.7個百分點。

桂冠電力：十三大水電基地巡禮之桂冠電力——紅水河上舞“龍灘”

公司系扎根廣西的區域水電龍頭，近年業績較為穩定

公司電源結構以水電為主，風電、火電為輔，主要裝機位于廣西壯族自治區。截止2018年底，大唐集團共持有公司51.55%的股份，為第一大股東，公司亦是大唐集團旗下唯一的專業化水電上市運營平臺。公司核心水電資產為以龍灘電站為首的紅水河流域梯級電站，歷年水電業務均為營收及利潤的主要來源。2018年受廣西區域水電豐水期降價、統調電廠水火電交易、分攤工業園區降價等因素影響，公司水電結算電價有所下滑，導致公司水電毛利率明顯下降，影響了公司的盈利能力。整體來看，近三年來公司凈資產收益率及歸母凈利潤相對穩定。

公司深耕紅水河，電量及業績與水文數據高度相關

南盤江紅水河是我國十三大水電基地之一，流域水量豐富、落差較大。由于水電固定成本占比較高，在折舊相對穩定的情況下，利用小時的提升將推動發電量增長，攤薄度電折舊成本，使得度電毛利提高。從桂冠電力歷史水電發電增速與利潤總額增速對比來看，兩者具有很強的正相關性，這也佐證了發電量是影響水電盈利的關鍵因素。我們研究龍灘水庫歷史水文數據發現，水位變化對發電出力的影響相對有限，水電發電量受出庫流量影響較為明顯。從龍灘電站的發電量與出庫流量的數據來看，兩者正相關性高達0.89，保持高度一致。在棄水逐步緩解的背景下，我們認為高頻的日均出庫流量將成為預測大型水電站發電量情況的前瞻指標。

同業比較：桂冠電力資產較優

同A股主要水電企業對比來看，公司資產負債率保持在60%左右，處于行業中等水平，但近年來公司ROE始終位于行業首位。穩定的盈利能力保證了公司較好的現金流，為高分紅比例和高股息率提供了基礎，近兩年公司分紅比例均高于60%，處于行業內較高水平，股息率也位居可比公司第一名。2018年受多重因素影響，公司水電上網電價有所下降，導致公司度電毛利潤有所回落，低于長江電力的水平。在第二批降低一般工商業用電價格政策落地的大背景下，我們判斷公司水電不含稅電價有望持穩，水電盈利能力有望維持穩定。

維持桂冠電力“買入”評級

考慮到公司有望通過聯合調度平抑一定的來水波動，且未來風電等新能源裝機也將貢獻較大業績增量，我們預計2019-2021年公司歸母凈利潤分別為24.53億元、25.84億元、26.80億元，當前估值優勢明顯，維持“買入”評級。

風電電價新政落地，存量項目不確定性消除

價格政策符合預期，護航陸上風電平價最后一公里

此次電價新政的補貼退坡幅度和節奏與之前行業預期較為一致，為陸上風電全面進入平價時代明確了路徑及方向。通知要求2019年起新核準的陸上風電和海上風電電價均采用競爭方式確定，且電價不能高于指導價。我們認為競爭性配置有利于實現風電資源的優化配置，在降低新增補貼需求的同時能實現風電裝機的穩健增長。以2019年I類資源區0.34元/千瓦時的指導價作為測算依據，在2800利用小時、單位裝機成本為7000元/千瓦的假設下，我們測算陸上風電的稅后全投資收益率為8.03%，可以滿足絕大多數投資商的收益率要求。內蒙古2018年全年風電利用小時僅為2204小時，較2800小時仍有較大差距。在新的電價政策和競爭性配置政策下，具有較好風資源屬性、能確保消納不棄風、自身建設水平及運營水平高的風電運營商有望脫穎而出，從而實現風電產業的競爭優化，推動陸上風電邁向平價上網的目標。

對海上風電扶持態度明顯，存量項目電價風險消除

對于海上風電，通知規定2018年底前核準且在2021年底前全部機組并網的，則執行核準時上網電價；2022年及以后全部機組并網的，執行并網年份的指導價。考慮到海上風電的建設周期一般為2~4年，通知所規定的時間要求能滿足大部分項目的建設周期。但海上風電要求全部機組并網才能執行核準時上網電價，這一要求較陸上風電更為嚴格，對于開發企業的項目推進能力和投資決策能力提出了更高的要求。在當前可再生能源補貼缺口較大的大背景下，通知能夠確保存量海上風電的電價水平并對新核準的海上風電指導電價進行小幅調整，已經充分體現出政府對于海上風電的支持力度。

福能股份電價不確定性消除，持續重點推薦

福能股份系福建省國資委旗下區域發電龍頭企業，2018年其風電業務對毛利潤貢獻已達40.4%。公司目前在建海上風電40萬千瓦（平海灣F區及石城）進展較為順利吊車，石城首臺7MW風機已于5月23日順利吊裝，公司海上風電全年有望投運15萬千瓦左右，此外公司還有長樂外海C區49.8萬千瓦的海上風電裝機已核準。此前市場擔憂海上風電電價政策調整的風險，對公司成長性預期偏悲觀。此次通知出臺后，我們認為福能股份電價不確定性基本消除，其海上風電的成長性有望逐步釋放。我們預計，2019-2021年公司歸母凈利潤分別為14.74億元、18.08億元、19.42億元，考慮可轉債攤薄后估算PE為10.3、8.4和7.8倍，維持“買入”評級。

風險提示

電力需求增速放緩；

煤價下跌不及預期；

燃氣消費增速下滑。

證券研究報告名稱：《電力公用半月談（19年第9期）：煤價下行壓力較大，風電電價新政落地》