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浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-02 3.99 4.93 24.81% 4.13 3.51%
4.13 3.51% -- 详细
业绩略低于预期,继续看好未来煤价下行 19H1公司实现营收/归母净利/扣非归母净利259.0/25.1/25.1亿,同比-6.8%/+6.8%/10.0%,其中19Q2实现归母净利润14.4亿(同比-19%),主因系电量下滑带来营收走低+投资收益同比-2.7亿所致。目前煤价下行趋势确立,考虑到宏观经济承压+煤炭产能释放,19H2煤价有望继续下行,利好公司业绩表现。考虑发电量下滑较预期严重,19年浙江电力需求难言乐观,下调盈利预测,预计19~21年EPS0.38/0.46/0.47元(前值0.45/0.55/0.57元),BPS4.70/4.92/5.11元(前值4.77/5.04/5.28元),给予公司19年1.05-1.15倍目标PB,对应目标价4.93-5.40元,维持“买入”评级。 燃料成本下行驱动上半年业绩回暖 19H1公司实现营业收入/归母净利/扣非归母净利259.0/25.1/25.1亿,同比-6.8%/+6.8%/10.0%,ROE(年化)达8.1%,为2017年以来最高,业绩表现与火电板块整体态势趋同,上半年业绩走高的主因系煤价走低带动公司毛利率回升,19H1公司毛利率达11.9%,同比+2.2pct。分季度来看,19Q1/Q2实现归母净利润10.7/14.4亿(同比+86%/-19%),毛利率为10.3%/13.6%(同比+3.9pct/-1.0pct),19Q2毛利率走高与归母净利润走低同步存在,我们认为主因系19Q2电量下滑带来的营收走低+投资收益同比下滑2.7亿所致。 电量电价皆有隐忧,煤价或是19H2盈利继续上行的核心支撑 1)收入端:从电量来看,受双控&宏观经济承压&来水较好等影响,Q2电量下滑趋势加大,19Q1/Q2火电同比-4.6%/-14.3%;从电价来看,市场电比例走高,19H1火电发电量-9.7%,而根据公司公告,19年直接交易市场化电量+18.7%,此外自7月起浙江燃煤机组上网电价-1.07分/度,根据公司测算,19年公司煤电企业营收或走低约3亿元。2)成本端:全国煤价下行趋势确立,19H1秦港Q5500动力末煤均价605元/吨(同比-9.1%),7月下滑趋势持续,7月秦港Q5500动力末煤均价597元/吨(同比-9.2%),考虑到宏观经济依旧承压+煤炭产能持续释放,下半年煤价有望继续下行。 下调盈利预测,维持“买入”评级 考虑上半年公司发电量下滑较预期严重,且19Q2下滑趋势加剧,叠加目前外围贸易摩擦风险犹存,2019年浙江省电力需求难言乐观,因此我们下调公司盈利预测,预计19~21年公司归母净利润为51/62/64亿元(前值62/74/77亿元),19~20年EPS0.38/0.46/0.47元(前值0.45/0.55/0.57元),BPS4.70/4.92/5.11元(前值4.77/5.04/5.28元),参考可比公司19平均PB为1.10x,给予公司19年1.05-1.15倍目标PB,对应目标价4.93-5.40元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险,电量持续下行风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-28 4.04 -- -- 4.13 2.23%
4.13 2.23% -- 详细
省内用电需求不振、核电出力提升、外来电大幅增长,三因素作用导致营收下滑:1H19浙江省用电量2156亿千瓦时,同比增长3.3%,比上年同期减少7.5个百分点,且低于全国用电量增速1.7个百分点。在煤炭“双控”的压力下,浙江省对于清洁能源的需求逆势上扬。上半年省内核电发电量304亿千瓦时,同比增长23.7%;省外输入电量563亿千瓦时,同比增长19.0%。三个因素叠加作用,导致浙江省内火电发电量同比下降9.9%。受此影响,1H19公司发电量同比下降9.7%,营收下降6.8%;其中,Q2发电量、营收分别下降了14.3%、14.5%。 1H19净利润略有增长,Q2再次下滑:上半年浙江省电煤价格指数同比下降5.2%,公司煤机出力下滑也减少了耗煤量,因此营业成本同比下降了9.1%,大于营收的降幅。得益于此,公司归母净利润实现了增长,但Q2净利润同比下降18.9%,再次出现下滑。 中核股权转为权益法核算,平滑利润波动:6月公司向中国核电派驻董事,成功将对中核的股权投资由以公允价值计量改为以权益法核算,消除了中核股价波动对于公司利润的影响。 投资建议:省内用电需求不振、核电出力提升、外来电增长三因素叠加,1H19公司营收出现下滑;电煤价格下行减缓了营业成本的压力,利润仍保持增长。根据机组运行情况,调整对公司的盈利预测,预计19/20/21年EPS分别为0.38/0.50/0.55元(前值0.45/0.54/0.59元),对应8月26日收盘价PE分别为10.4/8.1/7.4倍,低于行业可比公司平均估值水平,维持“推荐”评级。 风险提示:1)利用小时下降。电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2)上网电价降低。下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。3)煤炭价格上升。煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 7.20 82.28% 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
详细
投资建议:目标价7.5元,维持增持。综合考虑控煤政策对公司利用小时的影响、煤价走势以及增值税率调整,下调19、20年,新增21年eps预测为0.44、0.51、0.54元(调整前19、20年为0.51、0.61元),给予公司19年行业平均17倍PE,维持目标价7.50元,维持增持。 事件:公司发布2018年报,营收566.34亿,同比增长10.63%,归母净利40.36亿,同比减少6.89%。Q4单季营收135.95亿,归母2.82亿。略低于预期。 成本增幅高于营收增幅,毛利率略有下滑。1)收入端量价齐升:受益于新增机组投产及利用小时提升,18年发电量1241.34亿千瓦时,同比增长7.63%,上网电价0.3581元/千瓦时,同比略有提升,电力业务量价齐升拉动营收同比增长10.6%;(2)成本端承压煤价:18年煤价上涨,叠加电量增加,18年营业成本512.61亿元,同比上涨13.5%。由于成本上涨幅度超过收入上涨幅度,18年毛利率同比下滑2.2个百分点至9.5%。Q4单季业绩不佳。从Q4单季来看,受控煤政策影响,公司Q4发电量279亿千瓦时,同比下降6.4%,环比下滑17.6%,同时Q4煤价环比上涨,导致Q4归母净利仅2.82亿,略低于预期。 核电投资收益稳定,19年有望增长。18年投资收益27.72亿元,其中参股核电(秦山一核、二核、三核)贡献投资收益10.5亿元,与17年基本持平,预计随着大修周期结束,叠加三门机组贡献收益,19年核电投资收益有望增长。 风险提示:煤价超预期上涨、参股核电收益不佳、用电需求不达预期
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 5.49 38.99% 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
详细
4Q业绩略低于预期,看好未来反弹 2018年实现营收/归母净利566.3/40.4亿,同比+10.6%/-6.9%,18Q1~Q4分别实现归母净利5.7/17.8/14.1/2.8亿,Q4业绩表现略低于预期。全年业绩下滑主要系燃料及材料成本同比增长17%(入炉煤价及煤耗增加所致),同时浙江省18Q3末开始执行燃煤“双控”对公司用煤发电产生影响,考虑公司发电量增速略低于前次预期,燃料成本上升较多,下调公司盈利预测,19~20年EPS0.45/0.55元(前值0.56/0.68元),BPS4.77/5.04元(前值5.04/5.42元),参考可比公司19平均PB为1.22x,给予公司19年1.2-1.3倍目标PB,对应目标价5.72-6.20元,维持“买入”评级。 18业绩表现与火电板块复苏态势不尽相同,期待2019盈利修复 2018年实现营收/归母净利566.3/40.4亿,同比+10.6%/-6.9%,18年ROE为6.6%,同比-0.7pct,业绩表现与火电板块18业绩呈复苏态势不尽相同。分季度来看,18Q1~Q4分别实现归母净利润5.7/17.8/14.1/2.8亿,扣非归母利润分别为6.1/16.7/11.9/2.5亿,18年业绩与煤价趋势和行业盈利复苏趋势不尽相同,主要系燃煤成本同比增加较多。2018年公司点火价差0.107元/千瓦时,低于17年0.121元/千瓦时;我们预计19年煤价均价下行至600元/吨,公司入炉标煤单价(不含税)有望下行9%,带动ROE复苏至10%。 燃料及材料成本同比增长17%,期待2019盈利修复 1)收入端:受全年下游电力需求旺盛,18年累计完成发电量1241亿千瓦时,同比+7.6%,省内煤机(除滨海热电)年度基数计划完成率106.5%,领先全省常规煤机0.38pct;18年市场化电量302亿千瓦时,市场电占比25.81%(同比-0.1pct);18年煤电平均上网电价(不含税)为0.307元/千瓦时,同比-1.2%。2)成本端:18年燃料及材料成本同比增长17%,系入炉煤价走高及煤耗增加(同比+1.1克/千瓦时)所致,浙江省18Q3末开始执行燃煤“双控”政策,要求提高采购燃煤热值,对公司用煤发电产生影响。 优质区域火电,高盈利质量/低估值 陕西复产迟缓叠加2月内蒙矿难引发安全检查致使煤炭供应收缩,支撑秦港动力煤(5500K)从2月11日至3月8日上涨56元/吨(+9.6%),随后进入用煤淡季,且煤炭供应开始恢复,煤价开始回撤。我们认为,今年虽然煤矿安全生产不会放松,但近期产地煤矿复工进程已有所加快,煤炭供需将逐步趋于宽松,我们认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,火电板块整体业绩处于向上复苏通道,公司为立足浙江的优质火电(ROE高于可比区域性火电),当前估值(19PB)仅为1.1x,处于较低水平。 下调盈利预测,维持“买入”评级 考虑公司发电量增速略低于前次预期,燃料成本上升较多,下调公司盈利预测,19~20年EPS0.45/0.55元(前值0.56/0.68元),BPS4.77/5.04元(前值5.04/5.42元),引入21年EPS/BPS为0.57/5.28元,参考可比公司19平均PB为1.22x,给予公司19年1.2-1.3倍目标PB,对应目标价5.72-6.20元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 -- -- 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
详细
电力、热力量价齐升助力营收增长。公司控股机组2018年全年完成发电量1241.34亿千瓦时,同比增长7.63%。其中浙江省内机组发电量与2017年基本持平,主要发电增量来自宁夏枣泉发电,2018年枣泉发电实现发电量67.93亿千瓦时(2017年同期仅4.78亿千瓦时)。受益于市场化让利收窄,公司煤电机组上网电价小幅提升。燃气机组方面,浙江省2018年10月1日起上调冬季非居民燃气门站价格,同时上调2018年10月1日至12月31日期间燃气机组上网电价0.202元/千瓦时,公司燃气机组2018年平均上网电价增长约20%,大幅消化燃气成本上涨。热力方面,公司2018年完成供热量突破2000万吨,同比增长35%,实现供热收入33.19亿元,同比增长39.45%,公司电力、热力业务均实现量价齐升。 核电投资收益稳定,煤炭价格小幅拖累业绩。浙江省2018年电煤价格指数较2017年同期同比增长6.45%,受此影响公司电力、热力业务毛利率同比减少1.24个百分点,拖累业绩表现。公司2018年实现投资收益27.72亿元,其中来自合营及联营企业23.40亿元。参股核电方面,秦山一核、二核、三核业绩稳定,合计贡献投资收益10.50亿元,与2017年基本持平,预计随着大修周期结束,2019年投资收益略有增长。公司参股20%的三门1号、2号机组分别于2018年9月、11月投入商运,但是2018年尚未贡献投资收益。三代核电首台机组建造成本较高,三门核电目前核定上网电价为0.4203元/每千瓦时,略低于市场预期,三代核电投运初期盈利能力或不及二代核电。 浙江省双控影响煤电供需,电力市场化改革推进,公司迎来挑战与机遇。浙江省2018年用电量同比增长8.1%,11月以来用电量增速快速下滑,2019年1-2月累计用电量增速仅为1.35%。我们判断2019年我国用电需求增速延续区域分化格局,浙江等东部沿海省份用电增速将有所下降。同时,浙江省能源双控要求控制原煤消耗总量,拟用外购电、天然气发电替代燃煤发电。用电增速下降及能源双控将压缩煤电发电空间,同时高热值煤炭替代低热值煤种将抬升燃料成本。浙江省电力市场化改革持续推进,公司控股的大型火电机组以及参股的核电机组具备清洁高效、发电边际成本低的特性,在市场化交易中具备竞争优势,挑战与机遇并存。 盈利预测与估值:综合考虑增值税下调及煤价走势好于预期,我们上调公司19-20年归母净利润预测为59.01、72.11亿元(调整前为51.14、62.26亿元),新增21年归母净利润预测78.59亿元,当前股价对应PE分别为12、10和9倍,维持“增持”评级。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 -- -- 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
详细
用电需求持续下滑,发电增速同比转负:4Q18浙江省用电量1125亿千瓦时,同比增长5.2%,延续Q3的下滑势头;省内发电量804亿千瓦时,同比增长0.2%。公司Q4完成发电量279亿千瓦时,同比下降6.4%;全年发电量1241亿千瓦时,同比增长7.6%,超省内发电增速1.7个百分点。 Q4燃机电价上调,全年电价略有提升:2018年11月1日,浙江省发改委印发《关于调整天然气发电机组上网电价的通知》(浙发改价格〔2018〕529号),将燃机上网电价在第四季度上调了0.202元/千瓦时,以缓解天然气门站价格上调带来的成本压力。公司第四季度平均上网电价(不含税)同比增长2.00分/千瓦时,全年平均上网电价(不含税)同比略有提升。 成本增幅高于营收,吞噬利润空间:公司18年包括煤炭贸易在内的燃料成本相比17年增加了62.55亿元,同比增速17.43%;全年营业成本同比增长13.5%,增加60.78亿元。而全年营业收入同比增长10.63%,增加54.43亿元,均不及成本的增长。 投资建议:受“双控”等因素的影响,浙江省内用电需求持续下滑,影响公司营收增速;且电煤价格高位运行抬升燃料成本,吞噬利润空间,导致公司利润略低于预期。考虑19年煤价下行趋势符合我们此前的判断,维持公司19/20年EPS预测值0.45/0.54元,新增21年预测值0.59元,对应4月15日收盘价PE分别为11.2/9.4/8.6倍,维持“推荐”评级。 风险提示:1、上网电价持续下降:市场交易电量和价差扩大;2、电煤价格大幅上升:煤炭阶段性供给短缺导致电煤价格难以得到有效控制。3、利用小时再次回落:电力供需关系受到宏观经济运行状态的影响。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-17 4.80 5.36 35.70% 5.06 1.20%
4.86 1.25%
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事件:浙能电力发布2018年年报。2018年公司实现营业收入566亿元,同比增长10.6%;归母净利润40.4亿元,同比下滑6.9%;扣非归母净利润37.1亿元,同比下滑12.9%;EPS 0.30元。 四季度发电量负增长,全年发电量增速放缓:公司2018年发电量1241亿千瓦时,同比增长7.6%,增速较前三季度放缓4.9个百分点;其中浙江区域火电发电量1153亿千瓦时,同比增长2.0%,增速较前三季度放缓4.7个百分点。受区域用电需求疲软及能源“双控”政策等因素影响,公司2018Q4发电量同比下滑6.4%,增速较2018Q3由正转负(2018Q3同比1.6%);其中2018Q4浙江区域火电发电量同比下滑11.8%,下滑幅度较2018Q3扩大(2018Q3同比下滑4.1%)。 四季度业绩表现不佳,期待一季度回暖:2018Q4公司归母净利润2.8亿元,同比减少2.8亿元(降幅49.8%)。除发电量负增长外,我们推测2018Q4公司燃料成本仍处高位。2018Q4浙江电煤价格指数均值同比上涨1.3%。2018Q4公司营业收入同比减少0.1亿元(降幅0.1%);毛利同比减少4.2亿元(降幅32.1%);毛利率6.6%,同比降低3.1个百分点。此外,2018Q4公司计提资产减值损失1.5亿元,亦对业绩产生负面影响。由于煤价是影响火电公司业绩的重要因素,2019Q1浙江电煤价格指数均值同比下降7.4%,我们判断公司2019Q1业绩有望回暖。 盈利预测与投资评级:考虑到能源“双控”及电量电价等因素变化,下调公司2019、2020年的盈利预测,预计公司2019、2020年的归母净利润分别为45.1、52.7亿元(调整前分别为78.9、91.7亿元),新增2021年的预计归母净利润为57.0亿元。预计公司2019-2021年的EPS分别为0.33、0.39、0.42元,当前股价对应PE分别为15、13、12倍,对应PB分别为1.1、1.0、1.0倍。我们看好煤价下行带来的公司盈利修复,考虑到公司近年来历史PB均值约1.2倍,给予公司2019年1.2倍PB水平,下调目标价至5.58元,下调至“增持”评级。 风险提示:动力煤市场价格超预期上行;火电上网电价下调的风险;浙江区域市场电力需求增速低于预期;浙江省“能源双控”执行力度超预期;套期保值业务盈利不及预期的风险等。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-12-27 4.62 -- -- 4.74 2.60%
5.06 9.52%
详细
全国最大省级发电企业,火核并进优化权益装机结构。公司为浙能集团旗下电力资产运营平台,截至2017年底公司管理装机容量达3214万千瓦,控股装机容量2867.2万千瓦,为全国最大的省级发电企业。公司管理的机组以火电为主,并参股了中国核电运营的核电机组,拥有核电在运权益装机容量187万千瓦,稳定的核电投资收益显著平滑业绩波动。 火电板块大型机组占比高,低煤耗优势显著。公司管理的煤电装机中,100万千瓦级机组占比约20%,60万千瓦级机组占比约为50%。大型火电机组具备清洁高效、发电边际成本低的优势,浙江省18年1-10月单位供电煤耗为297克/千瓦时,大幅低于全国水平的310克/千瓦时。三门1、2号机组投产,核电投资收益迎来新一轮增长。公司联手中国核电深度布局核电产业,参股了中国核电在浙江的全部在运、筹建机组以及辽宁徐大堡核电。其中,参股20%的三门1号、2号机组已分别于今年9月、11月投入商运,公司新增核电权益装机容量50万千瓦,截至目前公司拥有核电权益装机187万千瓦。三门核电1号机组为全球AP1000首堆,投产将意味着AP1000技术走向成熟,后续采用AP1000技术的核电机组审批有望全面加速。公司参股的徐大堡1-2号机组、三门3-4号机组有望获批。 浙江省双控影响煤电供需,电力市场化改革推进,公司迎来挑战与机遇。浙江省2018年1-11月用电量同比增长8.13%,11月单月用电增速大幅下降至2.96%。同时,浙江省能源双控要求控制原煤消耗总量,拟用外购电、天然气发电替代燃煤发电。用电增速下降及能源双控将压缩煤电发电空间,同时高热值煤炭替代低热值煤种将抬升燃料成本。浙江省电力市场化改革持续推进,公司控股的大型火电机组以及参股的核电机组具备清洁高效、发电边际成本低的特性,在市场化交易中具备竞争优势,挑战与机遇并存。 盈利预测与估值:考虑煤价下行的压力,公司火电机组盈利能力有望改善,三门核电1、2号机组年内投产将有望带来投资收益增长,我们预测公司2018-2020年归母净利润分别为42.37、51.14、62.26亿元,EPS分别为0.31、0.38和0.46元,按照当前股价,对应18-20年PE分别为15、12、10倍,低于行业平均水平。考虑公司现金流良好,近年平均分红比例超过50%,凸显防御价值,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:用电需求增速大幅下降;核电重启进程不及预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-08 4.73 -- -- 4.82 1.90%
4.82 1.90%
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事件:浙能电力2018前三季度,公司营业收入为430.38亿元,同比上涨14.51%;利润总额为47.51亿元,较上年同期下降2.14%;归母净利润37.54亿元,同比增加0.36%;每股收益为0.28元,较上年同期持平。 点评: 第三季度发电量增速减缓,营收增速同比回落。根据公司统计,2018年前三季度,公司全资及控股发电企业累计完成发电量962.80亿千瓦时,同比增长112.50%;完成上网及销售电量907.96亿千瓦时,同比增长12.35%。单季来看,2018年第三季度,公司全资及控股发电企业完成发电量338.16亿千瓦时,同比增长1.6%,大幅低于2018年第一季度、第二季度的同比增速(第一季度发电量295.44亿千瓦时,同比增长15.3%,第二季度发电量329.19亿千瓦时,同比增长23.4%)。发电量下滑的主要原因,一是全省用电需求增速减缓,第三季度浙江省用电量同比增长6.4%,低于前两个季度的增速(第一季度11.1%、第二季度10.8%),也低于同期全国的平均增速8.9%;二是浙江省外购电量增长迅速,根据国家计划安排,第三季度浙江省外购四川水电、新疆等地来电增加,省内输入电量为403.95亿千瓦时,同比增长18.5%,环比增长69.2%。公司第三季度发电量增速下滑导致营收增速回落,第三季度营收增速为2.09%,环比下降25.37个百分点。 电煤价格仍处高位,导致第三季度毛利率同比下降。2018年前三季度,公司毛利率10.40%,同比下降2.08个百分点。公司毛利下降主因是燃料成本上升。2018年第三季度全国电煤价格指数(均值为525.7元/吨)较第二季度(均值为522.2元/吨)有所上升,公司营业成本同比增长4.4%,此外公司市场煤占比较高,整体燃料成本上浮明显。 虽然公司三季度盈利不及预期,但我们对公司的基本投资逻辑不变。公司管理及控股装机在省内占据龙头地位,未来装机新增空间有限利好利用小时数提升。此外,公司参股核电、光伏,装机结构持续优化,将为公司提供新的稳定的利润增长点。未来煤价回归理性区间也有望为公司业绩带来弹性。 盈利预测及评级:由于第三季度公司盈利下滑、煤价上涨等因素,我们下调公司盈利预测,我们预计公司2018-2020年营业收入将分别达551.97、560.29、574.30亿元,归母净利润分别达52.08、55.09、62.14亿元,EPS(摊薄)分别为0.38、0.41、0.46元/股,对应2018年11月5日收盘价(4.71元/股)的动态PE分别为12、12、10倍,考虑到目前估值依然处于低位,我们维持“买入”评级。 风险因素:煤炭市场风险、电量风险、电价风险、环保政策风险、利率风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-02 4.75 -- -- 4.82 1.47%
4.82 1.47%
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事项:公司发布2018年第三季度报告,实现营业收入430.38亿元,同比增长14.51%;归属于上市公司股东的净利润37.54亿元,同比增长0.36%。 平安观点: 需求放缓,发电增速大幅下滑:第三季度浙江省用电量1322 亿千瓦时,同比增长6.4%,相比前两个季度10%以上的增速明显放缓,也低于同期全国平均增速1.6 个百分点;需求放缓带来发电量增速的下滑,而占比约三成的外来电量仍然保持着上半年的高增速,单季度净输入电量(输入-输出电量)达376 亿千瓦时,同比增长19.3%。因此,浙江省第三季度发电量同比下降0.2%,出现了负增长。受此影响,公司单季度完成发电量338 亿千瓦时,同比增速下滑至1.6%。 旺季不旺,毛利率小幅下滑:三季度是传统的用电旺季,而旺季不旺导致公司第三季度营收增速下滑至2.1%。而电煤价格相比上年同期仍有小幅上涨,营业成本同比增长4.4%,单季度毛利率小幅下滑至11.7%。但投资收益和政府补助的增加贡献了部分增量,维持住了净利润增速,单季度归母净利润实现了同比增长1.2%。 投资建议:公司发电量在浙江省内占比近四成,受地区用电需求影响较大。 考虑贸易战等不确定性因素的影响,以及电煤价格调整幅度可能低于预期,我们调整对公司18/19/20 年EPS 的预测值为0.34/0.45/0.54 元(前值0.39/0.50/0.59 元),对应10 月26 日收盘价PE 分别为14.3/10.7/8.9倍。公司参股的优质核电、火电项目提供了稳定的投资收益,且估值水平低于行业可比公司,维持“推荐”评级。 风险提示: 1、上网电价持续下降:市场交易电量和价差的扩大将拉低平均上网电价;2、电煤价格大幅上升:煤炭去产能政策造成供应大幅下降,且环保限产进一步压制了煤炭供应,导致了电煤价格难以得到有效控制。 3、利用小时再次回落:电力供需关系受到宏观经济运行状态的影响。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-10-31 4.73 -- -- 4.82 1.90%
4.82 1.90%
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核电挤压效应明显,三季度浙江火电发电规模同比下滑 2018前三季度浙江用电量同比增速为9.12%,虽然较二季度有所回落,但仍保持较高水平。2018年三门核电1、2号机组相继于6月30日和8月27日并网发电,部分受此影响,第三季度浙江省核电发电量较去年同期多发约27亿度,而火电发电量较去年同期少发约25亿度。根据我们模型测算,三门核电2台机组全年稳定发电量或在180亿度左右,相当于浙江省2017年全年用电量的4.4%和发电量的5.6%。公司浙江省内煤机第三季度发电量约为304亿度,较去年同期312亿度下滑8亿度,考虑三门核电2台机组运行稳定,这一趋势或将在2019年维持。 期待煤价回落贡献业绩弹性 2018年以来国内煤炭优质产能有序释放,截至2018年6月底,全国核准煤炭产能达到34.91亿吨,较2017年底净增1.55亿吨,其中新增1.82亿吨,产能去化0.57亿吨,自供给侧改革以来的产能下行趋势得到反转。近期六大电厂日耗基本维持在50万吨/天的消耗量,较去年同期低20%左右,供需两方面均朝着有助煤价回落的方向发展。截至2018年10月底,环渤海5500K动力煤价格为644元/吨,较去年同期低65元/吨左右,如果这一差异维持甚至扩大,将显著改善公司四季度业绩。 维持“增持”评级 我们预计,公司在2018~2020年将实现47.24亿元、57.69亿元、65.93亿元净利润,当前股本下EPS0.35元、0.42元、0.48元,对应13.9倍、11.4倍、10.0倍P/E。 风险提示:浙江省用电量增速或不达预期;煤价或持续上涨。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-29 4.72 7.20 82.28% 5.10 8.05%
5.15 9.11%
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投资建议:目标价7.50元,维持增持。维持18-20年EPS预测0.41、0.51、0.61元。考虑煤价有望回归合理区间,公司业绩有望改善,给予18年18倍PE,维持目标价7.50元,维持“增持”评级。 事件:8月2 3日公司发布半年报,2018H1营业收入277.71亿元,同比增长22.7%;归母净利23.48亿元,同比增长1.4%。符合预期。 电量增拉动收入显著增长,煤价高涨拖累业绩。18HI电力及热力收入230.50亿元,同比增长17.6%。(一)收入端:上网电量589.98亿千瓦时,同比增长19.3%,原因有二:1)装机容量增长:与去年同期相比,18HI新增投产装机接近200万千瓦(宁夏枣庄2466万千瓦、滨海热电4a:5.7万千瓦等);2)浙江省用电需求旺盛:18H1浙江省用电量同比增长10.95%。电价变化不大,根据在运电站的电价加权平均,18H1电价同比略降2%一3%。(二)成本端:标煤单价同比上涨超37元/吨,同时电量增加,18H1营业成本250.76亿元,同比上涨25.5%。由于成本上涨幅度超过收入上涨幅度,主营业务毛利与去年同期基本持平。 联营火电贡献投资收益增加,归母净利同比略增1.4%。18H1投资收益16.42亿元(其中核电投资收益约4.8亿,火电投资收益约5.5亿),同比增长11.3%,今年上半年联营火电企业浙江国华浙能发电(40%股权)利润同比增加3.72亿,带来的投资收益同比增加约1.5亿。受益于投资收益增加,公司归母净利23.48亿元,同比略增1.4%。 风险提示:煤价超预期上涨、参股核电收益不佳、用电需求不达预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-28 4.65 -- -- 5.10 9.68%
5.15 10.75%
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公告要点: 公司公告2018年半年报,营业收入同比增长22.72%达到277.71亿元,净利润同比增长1.44%达到23.48亿元,略超预期。 投资要点 发电形势向好,提质增效卓有成效2018上半年,浙江省全社会用电量达到2086亿度,同比增长10.95%,创五年新高,电力需求保持高速增长态势。受益于此,公司旗下省内煤机上半年发电量同比增长约15%,利用小时数提升340至2520左右。煤炭成本方面,公司省内煤机标煤均价上涨37元/吨,好于同期以浙江电煤价格指数为基础折算的标煤入炉均价提升70元/吨的变动幅度,展示的较强的成本控制能力。此外,公司上半年开展动力煤期货套保,获利0.7亿元,虽然体量相对自身需求并不大,但在一定程度上展示了公司较强的煤价研判能力,有助公司合理把握煤炭采购时点,进一步强化成本控制。 市场营销作用显著,亦将有望提升长期盈利报告期内,公司优化大用户直购电竞价策略,竞得电量319亿千瓦时;积极拓展供热市场,实现供热量939万吨,同比增长约30%;做大煤炭市场化业务,市场煤销售830万吨,同比增长约40%。我们认为,电力市场化交易是长期趋势,公司加大市场化交易参与,有助在后续竞争当中占得先机,争取更多电量;煤炭贸易业务的开展使得公司以更加接近煤炭市场的视角洞悉煤价变化,对于持续强化煤价研判能力起到支撑。这两方面能力的培养,长期来看有望分别通过提升机组利用小时数和降低煤炭采用成本提升公司盈利。 维持“增持”评级我们预计,公司在2018~2020年将实现52.78亿元、63.21亿元、71.68亿元净利润,当前股本下EPS0.39元、0.46元、0.53元,对应11.7倍、9.9倍、8.6倍P/E。 风险提示:浙江省用电量增速或不达预期;煤价或持续上涨。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-24 4.53 6.34 60.51% 5.10 12.58%
5.15 13.69%
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事件:浙能电力发布2018年半年报。2018年上半年公司实现营业收入277.7亿元,同比增长22.7%;归母净利润23.5亿元,同比增长1.4%;EPS0.17元。 受益于区域市场发电量同比高速增长,二季度业绩改善:公司发电资产主要位于浙江本地,以火电机组为主。2018年上半年浙江省全社会用电量增速11.0%,高于全国增速1.5个百分点。受益于浙江省旺盛的用电需求,公司2018年上半年发电量同比增长19.4%。分季度看,公司一季度和二季度发电量同比增速分别为15.3%、23.4%,二季度发电量增速较一季度提升8.1个百分点。发电量高速增长促进公司二季度业绩改善,公司二季度归母净利润同比增长33.2%,从而拉动公司上半年归母净利润同比增长1.4%。 煤价高位运行,静待业绩修复:浙江电煤价格指数均值2018H1同比增长11.6%,其中一季度、二季度分别同比增长15.3%、7.9%。煤价高位运行致公司业绩有所承压。公司2018H1度电毛利0.046元/千瓦时,同比下滑14.8%;度电归母净利润0.040元/千瓦时,同比下滑14.9%。分季度看,公司一季度和二季度的度电归母净利润分别为0.021元/千瓦时和0.057元/千瓦时,分别同比下滑49.3%和同比增长8.0%。为平抑煤炭成本涨幅,公司开展动力煤期货套期保值业务,2018H1获得投资收益0.69亿元,占利润总额的2.3%。考虑到供需关系的改善,动力煤价格有望回归至合理区间,从而促进公司盈利修复。 盈利预测与投资评级:我们根据公司发电量和煤价情况,小幅调整盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.41、0.58、0.67元(调整前分别为0.41、0.56、0.64元),对应PE分别为11、8、7倍。公司高ROE低估值属性凸显,维持目标价6.60元,对应2018年16倍PE,维持“买入”评级。 风险提示:动力煤市场价格超预期上行;火电上网电价下调的风险;浙江区域市场电力需求增速低于预期,套期保值业务盈利不及预期的风险等。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-24 4.53 -- -- 5.10 12.58%
5.15 13.69%
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省内用电需求旺盛,推动公司营收持续增长:上半年浙江省用电量达2086亿千瓦时,同比增长10.9%,高于全国平均用电增速1.5个百分点。公司作为浙江省装机规模最大的发电企业,充分受益于当地旺盛的用电需求,上半年完成发电量624.64亿千瓦时,占浙江省内机组发电量的37.8%;同比增长19.4%,大幅超出省内发电量增速13.4个百分点。上半年公司实现营业收入277.71亿元,同比增长22.72%。 净利润同比基本持平,二季度明显改善:上半年公司实现归母净利润23.48亿元,与上年同期基本持平。其中,对合营及联营企业的投资收益同比增长了2.20亿元,这主要得益于公司持股40%的浙江国华浙能发电有限公司上半年贡献了2.61亿元的投资收益。相比今年一季度净利润增速出现大幅下滑的情况,二季度公司归母净利润达到17.75亿元,同比增长22.6%,成功扭转了下滑的势头;同时,17.75亿元的归母净利润也成为近8个季度的最高值。我们认为,二季度电煤价格环比回落是主要原因。 投资建议:公司所处的浙江地区经济发展态势良好、社会用电需求旺盛,营收将保持增长的势头;如果下半年电煤价格能延续回落态势,公司盈利能力也将进一步得到改善。另一方面,公司参股的优质核电、火电项目持续提供着稳定的投资收益。我们维持对公司的盈利预测,预计18/19/20年EPS分别为0.39/0.50/0.59元,对应8月22日收盘价PE分别为11.6/9.0/7.6倍,低于行业可比公司平均估值水平,维持“推荐”评级。 风险提示:1、上网电价持续下降:燃煤机组标杆上网电价的上调与否取决于“煤电联动”是否能够得到落地执行,在目前的政策导向下具有较大的不确定性,而市场交易电量和价差的扩大将拉低平均上网电价。2、电煤价格大幅上升:煤炭去产能政策造成供应大幅下降,优质产能的释放进度落后,且环保限产进一步压制了煤炭供应,导致了电煤价格难以得到有效控制。3、利用小时再次回落:电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响。
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*说明:

1、“起评日”指研报发布后的第一个交易日;“起评价”指研报发布当日的开盘价;“最高价”指从起评日开始,评测期内的最高价。
2、以“起评价”为基准,20日内最高价涨幅超过10%,为短线评测成功;60日内最高价涨幅超过20%,为中线评测成功。详细规则>>
3、 1短线成功数排名 1中线成功数排名 1短线成功率排名 1中线成功率排名