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华能水电 电力设备行业 2019-12-12 4.34 4.66 8.62% 4.32 -0.46% -- 4.32 -0.46% -- 详细
全国第二大水电企业,稳健水电龙头 华能水电系华能集团旗下唯一水电平台,立足澜沧江已投产装机2318.4万千瓦(水电装机占比99%),全国第二大水电企业。西电东送叠加云南省内用电需求回升,保障公司稳定发展,预测19-21年EPS0.28/0.28/0.29元,剔除2018年处置金中公司23%股权收益36.8亿元等非经常性因素影响,我们预计2019年核心净利润增长达72%。结合DCF对应每股权益价值4.99元,参考可比公司20年1.8倍平均P/B,我们给予公司20年1.7-1.9倍目标P/B,对应目标价4.66-5.21元,首次覆盖给予“增持”评级。 立足澜沧江装机潜力广阔,资产负债率处于下降通道 截止19年7月公司新增投运澜沧江上游5级水电已全部投产,总装机容量563万千瓦。公司在建装机容量140万千瓦,拟建装机容量907.8万千瓦,在建拟建电站全部投产后,公司水电装机容量有望达到3,345.7万千瓦,相较目前仍有约45.6%的增长空间。公司资产负债结构不断改善,3Q19资产负债率开始下降为68.6%,我们预计后续随着经营现金流日渐充裕,借款需求减少有息负债仍会继续降低,财务费用有进一步下降空间。目前在建机组仅为托巴水电站,短期资本开支高峰已过,我们预计现金流及资产负债状况改善有望助推公司派息提升。 西电东送叠加云南省内需求稳定,助推稳步发展 公司电量消纳地区以广东、云南省内为主,2018年占比约61%/28%,西电东送叠加省内需求稳定,助推公司业绩稳步发展:1)产业扶持拉动云南省电力需求增速维持相对高位,预计19-21年省内用电增速9%/8%/8%,叠加云南省装机增速下降,供给偏紧,省内交易电价下行空间有限;2)广东省为全国用电量最大省份,2018年达6323亿千瓦,我们预计19-21年用电需求增速基本维持稳定为6%/5%/5%,保证西电东送电量;3)澜上五座电站已全部投产,2019年7月公司签订广东购售电合同,澜上机组协议内上网电价0.3元/千瓦时,显著高于存量机组,有望提振平均电价。 优质水电龙头,首次覆盖给予“增持”评级 公司坐拥云南水电优质资产,新增澜上机组推动2019年业绩增长,长期立足澜沧江装机潜力广阔,西电东送叠加云南省内需求稳定,助推稳健发展。我们预计2019-2021年公司归母净利润50.5/51.3/52.0亿元,对应EPS为0.28/0.28/0.29元,当前股价对应2019-2021年P/E15.3/15.1/14.9x。 结合DCF对应每股权益价值4.99元,参考可比公司20年1.8倍平均P/B,我们给予公司20年1.7-1.9倍目标P/B,对应目标价4.66-5.21元,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示:云南与广东市场化电价不及预期,成本控制不及预期,经济下行拖累水电需求。
华能水电 电力设备行业 2019-11-08 4.48 -- -- 4.49 0.22%
4.49 0.22% -- 详细
能源清洁化背景下,重申大型水电公司全球稀缺性。全球能源清洁化趋势不改,相较其他清洁能源,水电具备低成本、可再生、波动相对平滑等优势,为理想基荷电源。从全球视野看,大型水电实际可开发量极为有限,受益于得天独厚的资源禀赋和全流域梯级开发模式,我国大型水电公司运营效率远高于国外,具备全球稀缺性。水电站成本主要为折旧且实际可使用的年限远长于会计折旧年限,水电公司现金流远大于净利润,现金奶牛特征突出、抗通胀能力强。目前我国优质低成本河段逐渐开发完毕,待建电站逐渐深入河流上游,未来投产水电机组经济性降低,存量机组优势逐渐凸显,属于稀缺核心资产。 公司为全国第二大水电公司,独占澜沧江全流域开发权。公司定位华能集团旗下唯一水电上市平台,拥有澜沧江全流域开发权,已投产装机2321万千瓦,规模仅次于长江电力。澜沧江为世界第七长河,全流域可开发规模达3200万千瓦,其中中下游电站大部分已于2014年及以前开发完毕,2018-2019年上游云南段5座电站迎来密集投产期(合计563万千瓦),剩余可开发电站约1000万千瓦主要位于上游西藏段,目前尚处于前期阶段。我们判断2019年即为公司资本支出拐点,后续公司自由现金流有望大幅提升。 澜沧江上游新投产机组盈利能力高于存量机组,来水向好加速业绩释放。公司新投产的上游五座电站电量通过滇西北-深圳特高压外送深圳,输配电价已于年初完成核定,根据2019年购售电合同,澜上机组协议内上网电价为0.3元/千瓦时,显著高于存量机组,我们测算新机组年均业绩贡献可达6.98亿元,大幅提升公司业绩中枢。2019年前三季度澜沧江流域来水大幅向好,加速业绩释放。 省内供需向好+外送通道打开,存量机组有望量价齐升。公司存量机组当前扣非ROE不足A股其他水电龙头一半,主要系“十二五”后期云南省电力供需格局急剧恶化叠加市场化改革先行,公司平均不含税上网电价从2014年的0.3元/千瓦时以上降低至2017年的0.18元/千瓦时。当前云南省大力引进高耗能产业,用电需求回暖,2019年前三季度用电增速达9.26%。同时特高压投产打开外送通道,上半年云南省外送电量同比增长33.34%。预计随着省内装机投产高峰结束,云南电力供需大幅向好,公司存量机组有望实现量价齐升。 电改逐步深化,中下游外送电量省网输配电价有望重新核定。公司澜沧江中下游电站外送线路并非专门配套特高压,外送电量需先连接云南省网,输配电价由省网和跨省特高压两部分构成。目前存量机组省网部分输配电价(超过5分/千瓦时)显著高于新核定的上游电站(1.5分/千瓦时),制约存量机组盈利能力。随着电改逐步深化,政策大力推动跨省区输配电价格优化,未来省网部分输配电价有望重新核定,提升公司综合电价水平。 盈利预测与评级:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元,当前股价对应市盈率分别为15、16和15倍。考虑到公司未来电价预期好于行业平均,以及中长期成长性好于行业平均水平,应给予一定估值溢价,维持“买入”评级。 风险提示:云南、广东用电需求大幅下滑,上网电价下调,来水严重不及预期。
华能水电 电力设备行业 2019-11-04 4.45 5.50 28.21% 4.57 2.70%
4.57 2.70% -- 详细
事件华能水电发布 2019年三季度报告,归母净利润大增 116.71%华能水电发布 2019年三季度报告,公司 2019年前三季度实现营业收入 163.15亿元,同比增长 44.21%;实现归属于上市公司股东的净利润 48.65亿元,同比大增 116.71%; 净资产收益率为10.48%,同比上升 4.9个百分点。 公司三季度单季实现营收 57.27亿元,同比增长 18.23%;实现归母净利润 20.49亿元,同比增长48.7%。 简评汛期来水偏枯致发电增速放缓,电价提升贡献业绩增量公司电源结构以水电为主,风电、光伏为辅,主要装机位于云南省, 历年水电业务均为公司营收及利润的主要来源。 受汛期来水偏枯影响,今年前三季度澜沧江流域来水量小湾断面同比偏枯15.5%,但得益于公司上半年澜沧江上游乌弄龙、里底、黄登和大华桥水电站新增机组的陆续投产及西电东送电量大幅增加改善水电消纳, 公司前三季度累计实现发电量 818.76亿千瓦时,同比增长 35.50%。 公司前三季度不含税电价为 0.201元/千瓦时,较去年同期增长约 1.2分钱。 公司三季度单季实现发电量 279.91亿千瓦时,同比增长 7.1%,如果剔除四座新投产机组的影响,公司存量机组单季发电量为 195.35亿千瓦时,同比下滑 12.66%。公司三季度单季不含税电价为 0.206元/千瓦时,同比增长 1.93分。 整体来看,受汛期来水偏枯影响,公司三季度单季电量增速环比明显放缓。但得益于新投产的澜沧江上游电站外送广东协议电价显著高于公司存量机组,公司综合电价同比提升明显,增厚利润总额约 5.4亿元,贡献三季度主要业绩增量。 在建工程陆续投产,产业布局提振远期空间截至目前, 公司澜沧江上游云南段的五个水电站新机组已陆续投产, 公司已全面实现梯级水电站的联合优化调度,未来盈利稳定性有望进一步提升。 公司拟以现金 19.98亿元收购紫石资本持有的华电金中公司 11%的股权, 低于评估备案价 23.4亿元。 考虑到公司此前曾以 61.17亿出售金中公司 23%股权(当时评估价值48.92亿元),此次股权收购对价较为合理。此次产业布局有望增加公司水电权益装机 61.48万千瓦,有利于公司未来获取稳定的投资收益。 折旧稳定,税费回落,给予华能水电“买入”评级公司折旧政策及折旧率均较为稳定,度电折旧受益于发电量提升有所下降。今年前三季度公司财务费用率为 20.86%,同比下降 4.98个百分点。 随着公司在建工程逐步投产, 未来公司现金流有望持续好转,有利于公司降低财务费用。 考虑到 2019年是公司的扶贫支出的最后一年、所得税优惠有望持续, 我们预计 2019-2021年公司将分别实现营业收入 210.16亿元、 205.48亿元、 201.91亿元,归母净利润分别为 53.78亿元、 58.38亿元、 58.8亿元,对应 EPS 分别为 0.30元、 0.32元、 0.33元,维持“买入”评级。 风险提示来水不及预期风险; 市场化电价大幅下降风险;
华能水电 电力设备行业 2019-11-04 4.45 -- -- 4.57 2.70%
4.57 2.70% -- 详细
公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 163.15亿元(+44.21%),归属于上市公司股东净利润 48.65亿元(+116.71%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 52.14亿元(114.42%),每股收益为 0.27元/股(+125%),加权平均 ROE 为 10.48%(+4.9pct) 。 澜上机组投产+西电东送比例扩大, 前三季度发电量同比大幅增加。 截至三季度末,公司装机容量为 2318.38万千瓦(三季度新投产乌弄龙 4号机组 24.75万千瓦) 。 虽然 2019年前三季度澜沧江流域来水量小湾断面同比偏枯 15.5%,但是由于澜上机组相继投产贡献发电量以及西电东送比例扩大, 2019年前三季度公司完成发电量 818.76亿千瓦时,同比增加 35.50%;上网电量 813.17亿千瓦时,同比增加 35.56%。 具体到单三季度,由于三季度来水情况不理想公司发电量(279,89亿千瓦时) 同比增加 9.78%,环比增幅收窄。 电价改革方案落地,外送电价机制未变、价格稳定。 10月 25日国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,意见中明确指出核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价,参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价。因此,当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致,因此落地端回推电价也将维持稳定,由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端会推电价如何改革的隐忧。 盈利预测与估值: 发改委最新文件明确未来落地端回推形成的结算电价保持稳定,随着澜上投产机组逐步满发, 未来公司业绩将在小幅提升后保持稳健。当前公司在建项目仅有托巴水电站,资本开支大幅下降后分红能力将进一步增强(公司章程中规定每年分红比例不低于 50%), 未来公司股息率预计将长期维持在 3.5%-4.5%区间内,在中长期国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。 我们预计 2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为 57.26/59.62/59.01亿元,折合 EPS 分别是 0.32/0.33/0.33元/股,当前 4.42元股价,对应 PE 分别为 13.9X/13.3X/13.5X,维持公司“ 增持”评级。 风险提示: 社会用电需求疲软; 来水不及预期; 市场电交易比例扩大。
华能水电 电力设备行业 2019-11-04 4.45 -- -- 4.57 2.70%
4.57 2.70% -- 详细
事件: 公司发布2019年三季报。前三季度公司实现营业收入163.15亿元,同比增长44.21%,归母净利润48.65亿元,同比增长116.71%,超过申万宏源预期的43亿元。 投资要点: 澜沧江上游电站机组投产扩大发电规模,上网电价较高提升盈利中枢。公司澜沧江上游5座电站最后一台机组于2019年7月投产,今年新增装机容量近200万千瓦。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,显著提升盈利中枢。 三季度来水略有回落,但上游来水相对较好,助力业绩快速释放。今年上半年澜沧江流域来水偏丰,叠加新机组投产,公司上半年实现发电量同比增长57.13%。澜沧江流域三季度汛期来水转差,公司前三季度累计发电量同比增长35.5%,增速较上半年大幅回落。但是相比下游,澜沧江上游来水相对较好,电价较高的上游5座电站三季度发电量整体实现正增长,带动公司业绩超预期。 参股国投大朝山电站三季度业绩大幅下滑,投资收益确认有一定滞后。大朝山电站上半年受来水充足及上游电站去库容影响,1-6月发电量同比增加40.15%。由于汛期来水大幅回落,大朝山电站三季度发电量同比减少38.98%,前三季度累计发电量增速降至6.02%。同时由于汛期市场化交易电价显著下滑,大朝山电站前三季度平均上网电价同比下滑0.13%,三季度基本吞噬上半年业绩增量。但是公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,业绩确认有一定滞后,预计大朝山全年业绩基本持平。此外,公司公告拟以19.98亿元收购紫石资本持有的金沙江中游公司11%股权,收购价格合理,公司看好标的资产长期价值,未来有望增厚投资收益。 资本开支高峰结束,资产负债率下行通道,分红比例有望大幅提升。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司三季度末资产负债率降至68.64%,较2018年同期降低6.19个百分点,较2019年6月底降低3.95个百分点。公司目前在建机组仅托巴电站,预计澜沧江上游西藏段电站短期内难以开工建设,我们判断公司迎来资本开支拐点,后续分红比例有望大幅提升,公司配置价值逐渐凸显。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元(调整前分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元),当前股价对应PE分别为15、16和15倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-09-20 4.40 -- -- 4.54 3.18%
4.63 5.23% -- 详细
国内第二大水电公司,深耕澜沧江水域开发。 华能澜沧江水电股份有限公司深耕澜沧江水域开发,是实施“西电东送”、“云电外送”的核心企业和龙头企业,目前已投运水电装机规模达 2294.88万千瓦,位居国内第二。 2018年澜沧江上游云南段机组进入密集投产期且新机组送电广东、电价较高,公司各项盈利指标迎来大幅增长。 2019年随着澜沧江上游云南段机组装机继续释放,叠加 18年投产机组可实现满发, 2019H1公司营收和归母净利润同比大增 63.66%和 224.77%。 装机容量稳步提升、电站梯级联调能力强。 公司开发的澜沧江属十三大水电基地之一, 截至 2018年 12月 31日,澜沧江干流已投产的水电装机容量为 1937.50万千瓦,仅占可开发总装机量的 60.55%,后续仍有大量水电资源可供开发利用。 自 2017年开始公司澜沧江上游云南段水电机组开始陆续投产, 2018、 2019年分别投产 325.5和 134万千瓦,装机容量稳步提升。 公司当前已投产水电站中小湾电站和糯扎渡电站均具备罕见的多年调节能力,使得公司拥有整个南方区域最强的反季节调节能力, 梯级水电站群的联合优化调度能力较强,当前枯、汛期电量比已基本达到 1:1左右,提升了公司的竞争力和盈利能力(云南省枯水期电价相比丰水期更高) 。 云南省电力供需改善带来利用小时回升。 近年来云南省内供需格局发生明显改善,其中供给端,“十三五”期间国家政策转为科学有序开发大型水电、严格控制中小水电。受此影响,云南省内电力装机增速放缓, 2018年电力新增装机和水电新增装机分别为 476.36亿千瓦和 479.61亿千瓦,下降到 2015-2016年的一半左右; 需求端, 2017年起云南省持续大力发展电解铝、光伏制造等高耗能行业,二产用电量企稳回升,使得省内用电量增速扭负转正, 2017-2018年增速均逼近两位数且随着西电东送配套线路的不断落地、加之广东地区对煤电双控导致省内对于外调电量需求攀升,云南省年输出电量近年来大幅提升。 由于供需格局显著好转,公司机组利用小时大幅回升,由 2015年的 3550h 上升至 2018年的 4128h,提升幅度明显。 澜沧江上游云南段新机组送电广东,带来量价双升。 公司澜沧江上游云南段机组 5座水电站(苗尾、大华桥、里底、乌弄龙、黄登)均参与西电东送,受电地区为广东地区。 广东省标杆电价较高,对应落地段回推上网电价也具备显著优势。近年来广东省市场电竞价趋于理性,省内月度竞价价差不断收窄后基本稳定在 30厘/千瓦时。因此自 2018年起公司度电均价边际提升, 2018、 2019H 度电均价分别同比上涨 8.19%和 4.14%。 投资策略: 高股息率资产价值性凸显。 随着澜沧江云南段全部机组投产,目前公司在建项目仅剩托巴水电站, 2018年年报中公司披露 2019年资本性开支计划仅为 39.17亿元,较之前大幅下降, 预计后续公司 CAPEX 仍将会继续下降,充沛的净利润预计将更多的通过分红的形式回馈投资者并使股息率稳定在高位。 在当前经济增速缓慢下行预计带动利率趋势向下的大背景下,想要获得资产的资本利得将会变得越来越困难,业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背景下无疑显得更为珍贵。 当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、十年期利率分别为 2.59%、 2.82%、 2.96%和 3.21%, 相比之下华能水电等高股息率资产更加具备战略配置的价值。 首次覆盖给予“增持”评级: 考虑到澜沧江上游云南段机组投产完毕,后续公司CAPEX 有望显著下降,假设分红率维持在 55%以上, 则公司股息率有望长期高位稳定在 3.5%-4.5%区间内,在利率预期下行的大背景下价值性不断凸显。 我们测算公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.30、 0.32、 0.31元,当前股价对应 PE 分别为 14.9X/14.2X/14.3X,首次覆盖给予公司“增持”评级。 风险提示: 来水波动风险; 水电消纳能力不足风险; 市场电占比扩大风险等。
华能水电 电力设备行业 2019-09-04 4.60 4.96 15.62% 4.66 1.30%
4.66 1.30%
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坐拥澜沧江优质资源,两大水库平滑丰枯:华能水电主要从事澜沧江流域及周边地区水电资源的开发、运营与整合。国内水电企业中,公司的水电装机容量仅次于长江电力,发电量略低于国投电力居行业第三。公司所辖小湾、糯扎渡两座电站的龙头水库具备多年调节能力,可以平滑丰枯季出力、增发电量、提升上网电价,是公司的核心竞争力之一。 在建机组陆续投产,丰硕成果收获在望:公司自漫湾起步,滚动式开发培育新增长点。随着澜沧江上游云南段五大电站在2019年7月全部投产,公司装机容量相比2014年增长近四成至2318万千瓦。利用小时保持稳定,发电量增长与装机容量增长基本同步。随着云南省内用电需求回暖及西电东送扩容,市场化交易电量的上网电价开始回升;澜上五大电站明确送广东计划电量的上网电价达0.300元/千瓦时,进一步提升电价水平。 立足云南西电东送,电改深化提振量价:公司所发电量少部分在云南省内消纳,大部分通过楚穗、普侨、新东三条特高压线路外送至广东。滇、粤两省均已深入开展电改,市场化程度高、价格发现能力强,在供需日趋改善的格局下,电量、电价得以稳步提升。 n 天地人三才合一,确立水电丰年:受厄尔尼诺事件和南海季风偏强共同影响,上半年开汛早,水电出力大幅增加;有限的新增装机显著提升存量机组的利用小时;政策明确上网电价仅下调增值税差额部分,不影响营收。 投资建议:预计公司19/20/21年EPS分别为0.31/0.32/0.34元,对应8月30日收盘价PE分别14.8/14.3/13.6倍。综合对比其他可比公司的相对估值、以及公司的绝对估值水平,得到合理股价区间为4.84-4.99元/股,对应2019年PE为15.6-16.1倍。公司坐拥澜沧江优质资源,两大多年调节性水库平滑丰枯能力优异;立足云南西电东送广东的市场布局,使得公司的电量、电价将同时受益于两省供需格局的改善以及电力市场化改革的深化。上半年水电丰年趋势确立,给予公司2019年16倍PE的估值,对应目标价4.96元,首次覆盖给予“推荐”评级。 n 风险提示:1、流域来水:公司电站主要分布在澜沧江流域,来水的不确定性对公司的生产及经营活动会产生重要影响。2、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、市场消纳:国内用电需求近年呈供给大于需求的状态,短期内电力供应宽松的局面仍将延续,电能消纳面临一定风险;汛期弃水风险仍然存在。4、政策调整:财税、金融、资本市场、电力体制、移民环保等领域都可能会有新的政策出台,这将对公司的经营管理造成一定的影响。
华能水电 电力设备行业 2019-08-27 4.63 6.00 39.86% 4.88 5.40%
4.88 5.40%
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一、 事件概述公司发布 2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入 105.88亿元,较上年同期上升 63.66%;营业成本为 43.81亿元,较上年同期上升 31.85%;归属于上市公司股东的净利润 28.16亿元,同比上期增长 224.77% ,基本每股收益 0.16元,同比上期增长 220%。 二、 分析与判断上半年公司发电量同比增长 57.13%,主要缘于机组投产及流域来水偏丰。 公司 2019年上半年发电量为 538.85亿千瓦时,同比增长57.13%,新增装机容量及流域来水量偏丰合计贡献了增发电量的95.53%。 1)乌弄龙水电站 2/3/4号机组分别于 2019年 4月 6日/6月7日/7月 13日投产,合计增加装机容量 49.5万千瓦;里底水电站 2/3号机组分别于 2019年 1月 1日/5月 1日投产,合计增加装机容量 28万千瓦;黄登水电站 4号机组于 2019年 1月 1日投产,增加装机容量47.5万千瓦;大华桥水电站 4号机组于 2019年 1月 1日投产,增加装机容量 23万千瓦。至此以上 4个电站全部机组投产完毕,合计增加公司装机容量 148万千瓦, 澜沧江上游五厂所有机组均已全部投产完成。 4个电站 2019H1合计发电量为 74.71亿千瓦时,同比增发 73亿度电,对公司上半年增发电量的贡献值为 37%。 2)西藏地区受厄尔尼诺影响,春季气温创 19年新低, 4月中旬随着气温回升,冰雪才开始融化,为澜沧江、金沙江提供了偏丰的来流(较多年平均偏丰 4-5成),使得 4-5月两江来水和省内其他流域来水形成鲜明的对比。澜沧江流域的苗尾、功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪水电站上半年发电量同比均有 30-60%的涨幅,以上 6个水电站 2019H1合计发电量为 406.88亿千瓦时,同比增长 39.8%,对公司上半年增发电量的贡献值为58.63%。 省内用电量及西电东送量双增长,有效保障多发水电消纳量。 2019年上半年,云南电网发电量为 1446.14亿千瓦时,同比增长16.97%,其中水电发电量 1021.43亿千瓦时,同比增长 27.86%。省内发电量的大幅增长,其完成消纳主要得益于省内用电量及西电东送量的双增长。 1)上半年云南省全社会用电量同比增长 6.7%,增速较去年同期回落,但仍高于全国用电增速 1.7个百分点,且是近几年中一个相对较高的增速,其中第二产业拉动用电量增长 3.53个百分点,贡献率为 52.61%,对全省用电拉动作用明显。 2)上半年西电东送电量达到 636.8亿千瓦时,同比增长 38.3%,比年度计划( 440.8亿千瓦时) 增送 196亿千瓦时,有效促进了云南省清洁能源的消纳。公司上半年发电量同比增长 57.13%, 主要得益于以上两个条件,才可以保障公司上网电量实现 57.24%同样幅度的增长,从而转化为公司营收及利润的增长。 待开发水电资源充裕,市场化竞价优势明显。 澜沧江水能资源可开发量达 3200万千瓦, 公司拥有澜沧江全流域水能资源的开发权。目前,云南境内中下游段水电站基本建设完毕,上游云南段水电站包括托巴水电站、古水水电站处于在建状态, 上游西藏段处于前期工作阶段, 公司可开发装机容量较为充裕。 根据国家发展和改革委员会《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。 面临竞争愈加激烈的电力市场环境, 一方面,公司是装机规模第二大的水电企业,待开发容量大,规模优势明显;同时,水电成本低廉,主要营运费用由折旧费用构成,边际成本逐年递减;另一方面, 作为国内较早参与电力市场化交易的公司之一,公司探索出能有效适应市场变化的营销策略,交易电价在市场中处于最高水平。 三、 盈利预测与投资建议公司上半年受益于电站投产及流域来水偏丰,发电量同比增长57.13%, 2018-2019两年为公司机组投产大年,预计公司全年发电量都将保持较高的增速。云南省较高的用电量需求增速以及西电东送通道的顺畅,为公司增发电量实现消纳上网提供了基本保障。 我们预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.27、 0.23、 0.24元/股,对应 PE 分别为 18、 21、 20倍, 给予“ 买入”评级。 四、 风险提示 1、 区域来水量不及预期; 2、 全社会用电量增速不及预期; 3、 电力结算价格下降。
华能水电 电力设备行业 2019-08-27 4.63 -- -- 4.88 5.40%
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事件:华能水电发布《2019年度半年报》,2019年H1,公司实现营收105.89亿元(同比+63.66%),实现归母净利润28.16亿元(同比+224.77%)。 水电发电量大增,业绩大幅增长:2019年H1,公司实现归母净利润28.16亿元(同比+224.77%),其中第二季度实现归母净利润20.12亿元(同比+280.88%),业绩大幅增长,主要系:1)澜沧江上游乌弄龙、里底、黄登和大华桥水电站新增机组陆续投产,装机容量增加,产能进一步扩大;2)西电东送电量同比大幅增加,平均结算电价同比增长;3)澜沧江流域来水量偏丰,小湾断面同比偏多28%。 充分挖掘梯级水电站联合调度潜力:受益于“新增机组投产、西电东送电量增加、澜沧江流域上半年来水量偏丰”,2019年H1,公司完成发电量538.85亿千瓦时(同比+57.13%),上网电量535.23亿千瓦时(同比+57.24%)。2019年H1底,公司装机容量2293.63万千瓦,占云南省统调装机容量的29%,占统调水电装机容量42%。2019年H1公司澜沧江上游五个水电站已全部建成投产,公司实现梯级水电站的联合优化调度,可整体提高澜沧江流域的发电潜力,增强业绩稳定性。 融资成本控制得当:2019年H1,公司财务费用为23.08亿元(同比+25.31%),主要系“新增机组投产,利息资本化转费用化”。2019年H1,公司提前置换高利率资金110亿元,完成融资375亿元,融资成本较年初下降0.27pct,2019年H1合计节约利息支出1.63亿元。随着在建工程投产,在运机组贡献现金流,有利于降低公司利息支出。 投资建议:预计2019-2021年公司分别实现净利润51.92亿元、44.06亿元、44.75亿元,EPS分别为0.29元、0.24元、0.25元,当前股价对应PE分别为16.4X、19.3X、19.0X。当前水电(申万)行业市盈率在17X,考虑到公司新投产机组较多,西电东送将进一步提振公司业绩,给予2019年底17X至18X市盈率估值,合理股价在4.93元-5.22元,首次覆盖,给予【谨慎推荐】评级。 风险提示:融资成本大幅上行;电价大幅下行;用电需求低于预期。
华能水电 电力设备行业 2019-08-27 4.63 -- -- 4.88 5.40%
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事件: 公司发布2019年半年报,上半年实现营业收入105.89亿元,同比增长63.66%;实现归母净利润28.16亿元,同比增长224.77%,归母净利润超过申万宏源原预期约30%。 投资要点: 澜上机组投产扩大发电规模,来水偏丰推动业绩提升。2019年上半年,公司澜沧江上游乌弄龙、里底、黄登和大华桥水电新增机组陆续投产,新增装机容量172.75万千瓦。上半年澜沧江流域来水偏丰,小湾断面同比偏多28%,助力业绩释放。受益于新机组投产与来水丰沛,公司上半年实现发电量538.85亿千瓦时,同比增长57.13%,其中澜沧江上游五座电站发电101.01亿千瓦时,占公司发电总量的18.75%;澜沧江下游除大朝山以外的五座电站发电386.30亿千瓦时,同比增长39.52%,占发电总量的71.69%。 签订澜上机组送电广东协议,叠加广东力推清洁能源转型加大电力外购,盈利中枢显著提升,产能释放有保障。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,预计下半年产能全力释放后显著提升盈利中枢。 云南电力供需格局改善,电力市场化交易价格回升,澜下存量机组业绩持续修复。云南省用电需求持续回暖,上半年省内用电量同比增长6.7%;而截至6月省内装机同比累计增速为4.1%,其中今年上半年新增装机量仅69万千瓦,省内供需格局持续改善。上半年云南电力市场化交易价格显著回升,均价同比上升0.6分/千瓦时,其中6月单月同比上升0.9分/千瓦时。由公司营业收入增速和发电量增速推算,公司上半年平均上网电价增速为4.16%,利好下游存量机组利润修复。 参股国投大朝山电站发电量量价齐升,投资收益确认有一定滞后。受来水充足叠加上游电站去库容影响,公司参股10%的国投大朝山电站上半年发电量同比增加40.15%,平均上网电价由0.184元/千瓦时上升至0.217元/千瓦时。公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,因此业绩确认有一定滞后。去年同期投资收益较多系出售果多、觉巴电站。 资本开支高峰结束,资产负债率及财务费用进入下行通道。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司上半年资产负债率由同期72.81%降至72.59%,合并资本化利息后的利息支出由上年同期25.50亿降至今年上半年24.66亿,推动盈利释放。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元(调整前分别为38.21、46.2及49.62亿元),当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-08-26 4.96 5.90 37.53% 4.88 -1.61%
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事件华能水电发布 2019年半年报,归母净利润大增 224.77%华能水电发布 2019年半年报,公司 2019年上半年实现营业收入105.89亿元,同比增长 63.66%;实现归属于上市公司股东的净利润 28.16亿元,同比大增 224.77%;实现扣非归母净利润 31.09亿元,同比增长 225.52%;净资产收益率为 6.56%,同比上升 4.33个百分点。 简评水电业务量增价升,推动公司营收及业绩高速增长公司电源结构以水电为主,风电、光伏为辅,主要装机位于云南省,历年水电业务均为公司营收及利润的主要来源。今年上半年受澜沧江上游新增机组陆续投产、西电东送电量大幅增加和澜沧江流域来水偏丰等利好因素影响,公司实现发电量 538.85亿千瓦时,同比增长 57.13%。2019年 7月公司签订新投产澜沧江上游电站送电广东的购售合同,协议内计划电量的电价优于公司存量的西电东送机组,公司综合结算电价进一步小幅提升。我们测算公司 19年上半年不含税电价为 0.198元/千瓦时,同比增加 0.8分钱,增厚利润总额 4.3亿左右。水电业务量增价升,推动公司营收及业绩保持高速增长。 干流电站基本投产完毕,优化调节能力进一步提升公司拥有小湾和糯扎渡两座具备多年调节能力的大型水电站,两电站电能质量高、对下游电站有明显的补偿效益。截止 2019年上半年,公司澜沧江上游的五个水电站已全部建成投产,至此公司已全面实现梯级水电站的联合优化调度。联合调度有助于公司平抑丰枯期来水波动,提升公司在枯期的发电量,从而进一步增厚公司的竞争力和盈利能力。 折旧稳定,税费回落,给予华能水电“买入”评级公司折旧政策及折旧率均较为稳定,度电折旧受益于发电量提升有所下降。随着公司在建工程逐步投产,资本开支明显减少,在运机组有望提供充沛的现金流,有利于公司降低财务费用。今年上半年公司财务费用率为 21.8%,同比下降 6.7个百分点。公司通过优化债务结构、严控融资成本,合计节约利息支出约 1.63亿元。考虑到公司的扶贫支出即将到期、所得税优惠有望持续,我 们判断公司除主营业务外仍有较大的利润潜力。目前公司新增装机有望逐步释放产能,电量电价均有持续好转预期,未来现金流改善后财务费用有望明显下降,我们预计 2019-2021年公司将分别实现营业收入 205.31亿元、196.1亿元、192.87亿元,归母净利润分别为 50.66亿元、52.25亿元、52.80亿元,对应 EPS 分别为 0.28元、0.29元、0.29元,维持“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-08-26 4.96 -- -- 4.88 -1.61%
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华能水电 电力设备行业 2019-08-26 4.96 -- -- 4.88 -1.61%
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事件: 华能水电发布2019年半年报。2019H1公司营业收入106亿元,同比增长63.7%;归母净利润28.2亿元,同比增长225%;EPS0.16元。 新增机组投产叠加来水偏丰,发电量大幅增长:2019H1公司澜沧江上游等新增机组陆续投产,截至2019H1公司控股装机2293.6万千瓦,同比增长19.1%;其中2019Q2公司新增控股装机63.5万千瓦。此外,2019H1澜沧江流域来水偏丰,其中小湾断面同比偏多28%。受益于装机增长叠加来水因素,公司2019H1发电量539亿千瓦时,同比增长57.1%;其中2019Q2发电量313亿千瓦时,同比增长68.9%。 澜上机组电价确定,云南市场化电价提升: 公司澜沧江上游水电站电量通过滇西北特高压直流外送广东消纳,上网电价水平高于存量机组。根据《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,2019年澜沧江上游水电站送广东协议内计划电量200亿千瓦时、上网电价为0.3元/千瓦时(含税)。此外,2019H1云南省市场电均价同比提升0.5分/千瓦时。我们测算2019H1公司不含税上网电价约0.2元/千瓦时,同比提升4.1%。 业绩高速增长,盈利水平持续提升:受益于电力“量价齐升”,公司2019H1归母净利润28.2亿元,同比大幅提升225%;其中2019Q2归母净利润20.1亿元,同比增长281%。公司2019Q2毛利率/净利率分别为61.3%/33.9%,较2019Q1提升6.5/14.6个百分点,盈利水平持续提升。 盈利预测与投资评级: 根据公司2019H1业绩及上网电价情况,上调公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.23、0.27、0.28元(调整前分别为0.22、0.26、0.27元),当前股价对应PE分别为21、18、17倍。维持“增持”评级。 风险提示: 来水低于预期,综合上网电价低于预期,综合融资成本超预期上行等。
华能水电 电力设备行业 2019-08-02 4.72 5.90 37.53% 4.96 5.08%
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公司拥有澜沧江流域开发权,系华能集团水电唯一平台公司电源结构以水电为主,风电、光伏为辅,主要装机位于云南省。截止 2018年底,华能集团持有公司 50.4%的股份,为公司第一大股东,公司亦是华能集团水电业务最终整合的唯一平台。公司拥有澜沧江流域开发权,水电资产主要是以小湾及糯扎渡电站为主的澜沧江流域梯级电站,历年水电业务均为营收及利润的主要来源。2018年受消纳情况改善、新增机组持续投产、西电东送提升电价、转让金中股权等因素影响,公司业绩大幅增长,扣非业绩亦稳定增长。公司财务费用率处于较高水平,后续随着公司资本开支减少,新投产电站持续提供优质的现金流,我们判断公司财务费用规模有望逐步下降,从而释放更大的利润弹性。整体来看,近三年来公司净资产收益率及归母净利润快速增长,经营情况持续向好。 公司系云南水电龙头,多重利好推动量价稳步增长澜沧江是“中国十三大水电基地”之一,公司拥有澜沧江干流水能资源开发权,澜沧江干流流域水电站除大朝山外全部由公司全资开发。2018年下半年到 2019年上半年,公司装机密集投产,同时电力消纳情况受西电东送电量增加、云南及广东电力市场需求向好等因素影响进一步改善,公司水电利用小时及发电量稳定增长。公司电量包括计划电量与市场化电量,主要电量为外送广东的西电东送电量,部分电量于云南省内消纳。2015年以来,电力市场化改革对公司电价产生一定影响,随着西电东送电量增加、广东及云南电力市场供需关系好转并且广东电力市场竞争趋于理性,2018年公司平均上网电价明显增长。2019年 7月公司签订新投产上游电站送电广东的购售合同,并且协议内计划电量的电价优于公司存量的西电东送机组,公司综合结算电价有望进一步小幅提升,推动营收增长。 折旧稳定,税费回落,给予华能水电“买入”评级公司折旧政策及折旧率均较为稳定,度电折旧受益于发电量提升有所下降。公司财务费用有望伴随现金流改善有所减少,叠加扶贫支出即将到期、所得税优惠有望持续,公司在主营业务外仍有较大的利润潜力。考虑到公司新增装机有望逐步释放产能,电量电价均有持续好转预期,未来现金流改善后财务费用有望明显下降,我们预计 2019-2021年公司将分别实现营业收入 204.25亿元、197.36亿元、194.62亿元,归母净利润分别为 44.35亿元、48.80亿元、49.91亿元,对应 EPS 分别为 0.25元、0.27元、0.28元,首次覆盖,给予华能水电“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-07-19 4.40 -- -- 4.87 10.68%
4.96 12.73%
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优质大类水电龙头,规模日益扩大。 公司是全国第二大水力发电公司,拥有优质大类水电资产, 统一负责澜沧江干流水能资源开发, 是西电东送和云电外送的核心龙头企业。 2018年底公司已投产装机容量达 2120.9万千瓦, 2019年 7月公司公告乌弄龙电站剩余机组投产,至此公司 2019年合计投产新增装机约197.5万千瓦, 投建装机达约 2320万千瓦,装机容量实现同比 9%的增长。 公司计划至 2020年运营容量达到 2400万千瓦左右。 储备项目方面,公司预计未来较长一段时间装机稳定直到 2025年托巴电站投产( 140万千瓦),储备及筹建水电资产超过 800万千瓦,未来规模有望持续扩大,维持稳健龙头地位。 业绩增长良好,装机密集投产快速释放业绩。 2017-2018年公司实现收入 128.5( +11.2%) 亿/155.2亿元( +20.8%), 归母净利润 21.9(+331%)亿/58.0(+165%)亿元, 2019Q1实现营收/归母净利润 44.38亿(+50%)和 8.04(+137%)亿元, 业绩高速增长。 17-18年公司发电量 732( +14%)亿、 817( +12%)亿千瓦时,2019H1公司发电量 538.9( +57%) 亿千瓦时,同比大幅增长超出市场预期,主要系装机密集投产及澜沧江上半年来水良好。 2018-2019年公司新机组密集投产( 325.5万千瓦和 197.5万千瓦),装机量和规模的提升促进业绩快速释放。 澜沧江上游电站投产拉高综合电价,提升电力利润。 受益于最早参与市场化改革, 公司 2017-2018年市场化率达到 82.2%/69.4%, 大幅超过 32%的全国平均数及未来政策导向水平, 综合结算电价为 0.21/0.22元/千瓦时, 2018年同比增加 1分/千瓦时主要系澜上机组投产较多,拉高综合定价所致,电价同比提升 7pp拉高电力毛利率 3.4pp, 2018-2019年集中投产的电站主要为澜上电站, 目前售电合同定价为 0.3元/千瓦时,预计将继续拉高公司综合电价和毛利率,提升电力业务利润,带动公司量价提升。 盈利预测与投资建议。 2018年由于处理金中公司 23%股权获得 37亿元收益大幅增厚利润,扣非后公司归母净利润同比增长 11.8%,后续尾款 24亿元 2019年计入,暂不考虑投资收益预计 2019-2021年公司归母净利润为 45.5亿、 55.2亿和 59.0亿元,对应 PE 为 17x、 14x 及 13x,公司 17年上市,目前 PE 持平略高行业平均,若考虑投资收益,预计公司 2019年净利润有望达到 69亿,对应 PE11X。 我们看好公司长期发展,中期公司正处于业绩高增长阶段, 19年电力业务有望量价齐升超预期,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示: 电力政策调整风险、 电价波动风险、 来水波动风险等。
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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