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华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-30 3.67 4.20 19.66% 3.77 2.72% -- 3.77 2.72% -- 详细
三季度业绩符合预期:根据公告,2019年前三季度,公司实现营业收入674.6亿元,同比上涨3.7%,实现归母净利润25.1亿元,同比增长60.0%;基本每股收益为0.217元/股,同比增长36.5%。单看三季度,公司营收和归母净利润分别为233.2亿元和8.50亿元,同比增长0.79%和47.6%,公司业绩提升符合预期。 新装机推动发电量提升,电价提升、煤价下行及管理费用下降等因素驱动业绩好转:根据公告,2019年前三季度公司完成发电量1582.4亿千瓦时,同比上涨2.0%;完成上网电量1480.2亿千瓦时,同比上涨2.1%,增长主因是新投产机组。公司前三季度平均上网电价为413.59元/兆瓦时,同比增长约2.0%,主要系增值税率由16%调至13%影响,同时,市场电折价收窄、新投产的燃气机组上网电价较高及浙江燃机电价同比上调等因素也助推电价上升。成本端,在煤价下行背景下,公司燃料成本持续下降,公司管理费用也大幅下降,从去年前三季度的13.9亿元降至今年的11.2亿元。 公司装机区域布局优势明显,供需格局助盈利改善:公司作为火电龙头之一,发电资产遍布全国14个省、市、自治区。根据公告,截至2019年6月底,公司控股装机5354.3万千瓦,同比增8.6%。公司旗下火电机组分布较多的省份(山东、湖北、安徽等)电力供需格局较好,机组利用小时数高于全国水平,发电业务量价齐升。同时,公司装机结构持续优化,清洁能源发电占比逐渐提高。截至目前,公司燃煤机组占总装机的76.4%,燃气装机442.7万千瓦,水电、风电、光伏等可再生能源装机624.6万千瓦,清洁能源占总装机的23.6%,同比上升2.8个百分点。 继续看好煤价下行,静待后续业绩弹性体现:动力煤的传统淡季来临,四季度煤价稳步下行。根据煤炭市场网数据,截至10月25日,秦港5500大卡动力煤现货价跌至565元/吨,逼近570以内的绿色合理区间,去年同期为648元/吨,同比下降83元/吨,降幅超过10%。煤价的持续下跌,一方面源于非化石能源发电挤压火电上网空间,一方面是因为煤炭供应端的持续改善,进口量大幅增长。考虑到目前电厂和港口动力煤库存处历史高位,宏观经济运行偏弱,且前期来水较好,煤价下行大势所趋。煤价淡季更淡趋势确立、公司燃煤机组约占控股装机76.4%,净利润对煤价敏感度高,看好公司盈利的持续修复。 火电龙头优势尽显,多角度看好华电国际:目前公司PB仅为0.82,考虑到火电盈利处于改善通道,PB修复和ROE提升可期,有望在当前时点展现出较强的防御属性。另一方面,公司机组主要分布在电热负荷中心((山东、湖北、安徽等),供需格局好,对煤价和利用小时数的弹性居前。同时,公司有望直接受益于蒙华铁路的投产,旗下机组超标杆电价的规模及幅度不大,后续上网电价下调风险可控。在政府严控新增装机的背景下,后续资本开支较小,持续性分红有保障,股息率值得期待。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价4.2元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为4.7%、4.0%、3.5%,净利润分别为33.9亿、43.8亿、51.7亿元,看好公司业绩的持续改善。 风险提示:全社会用电量增长不及预期;煤炭持续高位运行;上网电价下行风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-30 3.67 -- -- 3.77 2.72% -- 3.77 2.72% -- 详细
事件: 公司披露 2019年半年报, 前三季收入同比增长 3.7%至 675亿元,归母净利润同比增长 60%至 25亿元。对此点评如下: 前季上网电量、度电收入同比增长 2.1%、 4.2%, 电力收入保持较快增长。 1)前三季收入同比增长 3.7%至 675亿元。 2019年前三季度累计发电量为 1,582.37亿千瓦时,比 2018年同期增长约 1.96%;上网电量完成1,480.18亿千瓦时,比 2018年同期增长约 2.14%。发电量及上网电量同比增长的主要原因是本集团新投产机组的电量贡献。 2019年前三季度,本集团市场化交易电量约为 765.32亿千瓦时,交易电量比例为 51.70%,去年同期的比例为 39.39%,较去年同期增加 12.31个百分点。 2019年前三季度本集团的平均上网电价为 413.59元/兆瓦时,同比增长约 1.99%; 测算前三季度度电收入达到 362.80元/兆瓦时, 同比增长 4.2%。 根据电量、电价数据, 测算前三季售电收入同比增长 6.4%至 537亿元, 其他收入(供热、售煤等)下滑 0.7%至 138亿元。 2)第三季收入同比增长 4.3%至 238亿元。 公司第三季度上网电量同比下降 3.5%至 534.82亿千瓦时;度电收入 364.07元/兆瓦时,同比增长 5.3%。测算第三季度售电收入同比增长1.6%至 195亿元, 其他收入(供热、售煤等)增长 18.5%至 43亿元。 电价上升, 前三季综合毛利率从去年同期的 12.7%上升到 13.6%。 考虑到前三季度电收入同比增长 4.2%,电价上升是综合毛利率上升的主要因素。 主要在建项目已密集投产, 资本支出、 财务费用下降。 前三季管理费用同比下降 20%至 11.2亿元,主要原因是 2018年有煤炭企业发生搬迁补偿的影响。 财务费用同比下降 3.6%至 39亿元, 主要是公司在建机组已密集投产,投资活动现金净流出下降。前三季投资收益同比下降 33%至 5.3亿元, 主要原因是参股煤矿投资收益同比降低的影响。 投资建议:低估值全国性火电标的,维持强烈推荐评级。 假设 Q4上网电量同比下降 3.5%,预计华电国际 2019Q4归母净利润分别达到 3.8亿元,仿宋同比增长 123%。全年归母净利润达到 28.9亿元,同比增长 71%, 19年PE 达到 12倍,当前 PB 为 0.83倍。假设维持 40%股利支付率,则股息率达到 3.2%。 风险提示: 燃料成本或超预期上升等
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-29 3.63 5.04 43.59% 3.77 3.86% -- 3.77 3.86% -- 详细
煤价下行和电价提升,增强盈利能力。公司第三季度毛利率为13.8%,同比提升0.7pct。毛利率提升主要得益于:1、煤价下跌,燃料成本减少。2019Q3,全国电煤平均价格488元/吨,较去年同期下跌7.1%;2019Q3公司入炉标煤单价(不含税)预计约为670元/吨,同比下降9.0%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。煤价下跌减少营业成本约9亿元,2、增值税率下调叠加新能源比例提高,提升税前电价。2019Q3,含税电价为0.4118元/千瓦时,较去年同期提高2.7%。2019年4月1日企增值税率由16%下调至13%,税前电价为0.3644元/千瓦时,较去年同期提升1.86分/千瓦时。税前电价提升增加公司营业收入约10亿元。 山东火电受挤压,公司发电量显著下滑。2019Q3,公司发电量571亿千瓦时,同比下滑3.8%。公司装机占比较高的山东、安徽、河南等地电量火电利用小时大幅下滑。1、2019Q3,山东火电利用小时下滑11.3%,主要由核电和外来电挤压所致:山东海阳1、2号机组投产,核电贡献增量;扎鲁特-青州、上海庙-山东特高压投运以后,三季度山东接收外购电量较去年同期增加107亿千瓦时,同比增长59%,对当地火电发电量产生挤压。2、安徽火电利用小时数下滑10.4%,主要由外来电增加所致,三季度安徽接收外购电量较去年同期增加51亿千瓦时,同比增长633% 。3、河南火电利用小时数下滑9.3%,主要因为用电需求下滑所致,三季度河南用电量同比下滑4.8%。电量减少公司营业收入13亿元,减少营业成本7.5亿元。 煤价回落,煤炭销售盈利和投资受益减少。在电量下滑和增值税下调的双重影响下,公司发电业务营业收入减少约3亿元;在电量和煤价下滑的双重影响下,发电燃料成本减少约16.5亿元。根据公司三季度经营数据我们预测,2019Q3,公司煤炭销售收入同比增加约9亿元,销售成本增加约16.5亿元,煤炭销售盈利能力进一步下滑。在煤价持续下行的大环境中,煤炭销售业务可能拖累公司业绩。2019Q3,公司投资收益同比减少1.95亿元,主要受煤价回落的影响。 煤价持续回落叠加浮动机制提升火电估值。1-9月份,原煤产量27.4亿吨,同比增长4.5%;进口煤炭2.5亿吨,同比增长9.8%;火电发电量量同比仅增长0.5%,煤价供需向宽松发展。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》取消煤电标杆电价,实行“基准价+浮动”机制,有助于推得动火电有助于推得动火电板块提升议价权,恢复合理收益率,火电盈利能力趋于稳定,资产转优,估值提升。 盈利预测、估值及投资评级:由于电量下滑幅度较大,我们调整公司2019-2021年归母净利润预测至29.1、43.7、51.4亿元(原预测36.3、49.3、55.3亿元),同比增长71.9%、49.9%、17.7%,对应EPS 为0.30、0.44、0.52元/股,对应PE 为12.4、8.3、7.0倍,对应PB 为0.8、0.7、0.7倍,参考CS 火电板块可比公司2019年平均P/B 为1.1倍,给予公司19年1.1倍PB,维持目标价为5.04元,维持“强推”评级。 风险提示:全社会用电需求下滑,煤价快速上涨,电价下调。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 3.69 -- -- 3.77 2.17% -- 3.77 2.17% -- 详细
事件描述公司发布 2019年前三季度发电量公告: 截至 2019年 9月 30日, 公司 2019年前三季度累计完成发电量 1582.37亿千瓦时, 比 2018年同期增长约1.96%;累计完成上网电量 1480.18亿千瓦时,比 2018年同期增长约 2.14%。 事件评论 “ 量价齐升” 利好营收增长, 市场电占比首次超过五成。 2019年, 全国用电需求增长相较上年同期明显回落, 1-9月全社会用电量同比增长4.4%, 增速相较上年同期下降 4.5个百分点。 同时, 以水电和核电为代表的清洁能源出力增加在一定程度上挤压了火电的发电空间, 前三季度全国火电设备累计平均利用小时同比减少 101小时, 其中公司大量机组所在的山东省火电设备累计平均利用小时更是同比下降 182小时。 受此影响, 三季度公司莱城、 章丘和淄博热电等电厂发电量均同比下降超过 24%。 不过, 得益于公司发电装机规模较去年同期提升, 前三季度公司发电量仍实现 1.96%的同比提升。 市场化交易方面, 在电力市场化改革加速推进的背景下, 前三季度公司市场化交易电量达到 765.32亿千瓦时, 市场电占比高达 51.70%, 相较去年同期( 39.39%) 大幅增加 12.31个百分点。 电价方面, 公司前三季度平均上网电价为 413.59元/兆瓦时, 同比增长约 1.99%, 主要或受电量结构变动与市场电结算电价收窄的影响。 在“ 量价齐升” 的帮助下, 预计公司营收规模将实现稳步增长。 煤价中枢平稳下移, 公司盈利能力有望改善。 从燃料成本端来看, 2019年市场煤价中枢稳步下移, 前三季度中国电煤价格指数平均值 497.10元/吨,相较上年同期 ( 534.08元/吨)降低 36.99元/吨,降幅达到 6.93%。 同期, 山东省电煤价格指数平均值同比降低 37.46元/吨, 降幅达到6.20%。 当前时点, 我们认为火电业绩改善重点已完成从电量抬升营收至煤价改善成本的转移, 燃料价格走低将利好公司盈利能力修复。 投资建议与估值: 基于公司最新经营数据, 我们调整公司盈利预测: 预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.33元、 0.49元和 0.62元, 对应PE 分别为 10.66倍、 7.27倍和 5.77倍。 考虑到公司当前盈利能力有望持续回升, 维持公司“ 买入” 评级。 风险提示: 1. 电力供需环境恶化风险; 2. 煤炭价格出现非季节性上涨风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-30 3.94 5.12 45.87% 4.01 1.78%
4.01 1.78% -- 详细
煤价回落和增值税率下调,是公司业绩提升主因。上半年,公司业绩的增长主要归因于燃料成本下降和增值税率下调。1)煤价回落贡献利润总额4.6亿元:2019H1公司煤机入炉标煤单价约691元/吨,同比去年降幅为19元/吨,较去年节约燃料成本约4.6亿元。2)增值税率下调贡献利润总额4.4亿元:2019年4月1日增值税率下调3pct,公司度电营业利润增加0.95分/千瓦时,带动上半年营业利润增加约4.4亿元。3)电量增加贡献利润总额3亿元:2019H1,公司累计上网电量为945.36亿千瓦时,同比增幅为50.67亿千瓦时,公司度电营业利润约为6分/千瓦时,上网电量增加贡献约3亿元。4)管理费用降低贡献2亿元,主要受2018年有煤炭企业发生搬迁补偿的影响。 机组投产促电量和电价双提升。2019H1,公司累计发电量为1011.27亿千瓦时,同比增长5.54%,高于全国平均水平2.54pct。但公司发电机组的平均利用小时为1,927小时,同比下降20小时。其中燃煤发电机组的利用小时为2,202小时,同比下降6小时。发电量及上网电量同比增长的主要原因是本集团新投产机组的电量贡献。2019H1公司新增发电装机容量359万千瓦:燃煤机组166万千瓦,燃气机组175万千瓦,新能源机组18万千瓦。其中,燃气机组投产较多,气电上网电价处于较高水平,带动公司平均上网电价提升至0.415元/千瓦时,同比增长1.56%。 预期煤价持续回落,盈利能力持续增强。公司燃煤装机主要分布在山东、湖北、安徽、宁夏、河南、四川。2019H1,山东、湖北、安徽、宁夏、河南、四川的电煤均价分别是572元/吨、610元/吨、592元/吨、366元/吨、555元/吨、608元/吨,分别同比下降-6.3%、-6.9%、-4.8%、-5.2%、-8.8%、-3.4%。2019H1,全国火电发电量增速仅为0.1%,全社会动力煤需求增速为2.6%,但动力煤的供给增速为4.0%,动力煤供需向宽松发展。2019年7月,动力煤供需缺口为-2127万吨,连续两个月供给过剩,预期煤价降持续回落。 盈利预测、估值及投资评级:我们预计公司2019-2021年实现归母净利润36.3、49.3、55.3亿元(原预测36.9、43.7、59.1亿元),同比增长114.2%、35.7%、12.1%,对应EPS为0.37、0.50、0.56元/股(原预测0.35、0.44、0.60元/股),对应PE为11.0、8.1、7.2倍,对应PB为0.9、0.8、0.8倍,参考CS火电板块可比公司2019年平均P/B为1.1倍,给予公司19年1.1倍PB,对应目标价为5.12元,维持“强推”评级。 风险提示:全社会用电需求下滑,煤价快速上涨风险,电价下调风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-29 4.02 -- -- 4.01 -0.25%
4.01 -0.25% -- 详细
事件:华电国际公告《2019年度半年报》:2019年H1实现营收437.02亿元(同比+5.21%),实现归母净利润16.52亿元(同比+67.43%)。 新机组投产叠加上网电价上行,Q2业绩大幅增长:2019年H1,公司实现归母净利润16.52亿元(同比+67.43%),其中Q2归母净利润8.78亿元(同比+193.41%),大幅高于Q1归母净利润增速(12.60%),业绩增长主要系:1)新投产机组导致发电量增加。2019年H1底,公司控股装机容量为5353.15兆瓦(同比+8.66%)。2019年H1累计发电量1011.27亿千瓦时(同比+5.54%),上网电量945.36亿千瓦时(同比+5.66%);2)平均上网电价上行。2019年H1,公司平均上网电价为414.58元/兆瓦时(同比+1.56%)。预计平均上网电价上行主要为“市场电及计划电价差”缩窄所致。2019年H1,公司市场化交易电量约463亿千瓦时,交易电量比例为48.99%(同比+13.17pct)。 盈利能力持续修复,现金流表现优异:2019年H1,公司加权ROE、毛利率、净利率分别为3.27%、13.56%、4.94%,同比分别变动0.60pct、1.16pct、2.03pct,盈利能力持续修复。2019年H1,公司营业成本为377.75亿元(同比+3.81%)。2019年H1,公司经营活动产生的现金流量净额为93.59亿元(同比+25.32%),现金流状况表现优异。 供电煤耗较低,受益燃煤价格下行:2019年H1,公司燃煤机组利用小时为2202小时,供电煤耗294.92克/千瓦时,显著低于全国平均水平。2019年H1,公司燃料成本为217.55亿元(同比+5.87%),增速大致与营收增速(5.21%)持平,燃料成本相对平稳。但随着煤炭供给侧改革接近尾声及电煤价格高位回落,公司将受益燃料成本下行。 投资建议:预计2019-2021年公司分别实现净利润29.70亿元、38.37亿元、49.96亿元,EPS分别为0.30元、0.39元、0.51元,对应PE分别为14.5X、11.2X、8.6X。预计2019-2021年BVPS分别为4.53元、4.76元、5.07元,公司历史PB中枢在0.8-1.8X,2019年PB给予1-1.1X估值,股价合理区间为4.53元-4.98元,维持【推荐】评级。 风险提示:用电增长不及预期;上网电价回落;电煤价格高企风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-29 4.02 -- -- 4.01 -0.25%
4.01 -0.25% -- 详细
事件: 公司发布2019年中报,2019年上半年实现营业收入437.02亿元,同比增长5.21%;实现归母净利润16.52亿元,同比增长67.43%,符合申万宏源预期。 投资要点: 装机增长及电价回升驱动营收增长,火电利用小时基本平稳。截至6月30日,公司控股装机量为5354万kw,其中煤机4089万kw,燃机641万kw,水电、风电、光伏合计625万kw;装机总量较上年同期增加8.66%。上半年公司实现发电量1011亿kwh,同比增长5.66%,其中火电发电量941亿kwh,同比增长7.42%,主要由装机增长所致。根据公司披露,今年上半年公司燃煤机组利用小时为2202h,与去年同期2208h基本持平。在今年沿海区域煤电普遍利用小时承压的格局下,尤为可贵。电价方面,公司今年上半年平均上网电价为0.41458元/kwh,较上年同期增长1.56%,主要是由于增值税政策的调整所致;增值税让利带来的电价提升对改善公司盈利有显著影响。公司今年上半年市场化交易电量占比达48.99%,比去年同期增长13.17个百分点,市场化交易占比大幅提升而上网电价依然保持较好增长,由此或可推断公司今年上半年市场化让利幅度有所收窄。综上,短期看公司收入端基本保持稳定,中长期我们认为电力行业供需持续改善,公司营收规模有望持续温和提升。 煤价同比回落是毛利率改善主因,部分营业成本科目增幅较大削弱盈利修复空间。上半年全国电煤价格指数同比回落6.8%,驱动火电板块整体盈利能力大幅修复。公司披露今年上半年燃料成本有所下降,经测算公司单位火力发电燃料成本同比下降1.44%,幅度低于全国平均的电煤价格跌幅。考虑到公司燃料成本内包含部分气电机组燃料成本,或可解释部分差异。主要受益于煤价回落,公司19H1毛利率提升至13.56%,比上年同期高出1.16个百分点。同时我们也注意到公司部分类别的主营成本增幅较大:其中公司职工薪酬同比增长32.4%,比上年同期多7亿元;维护、保养及检查费用则同比增长27.3%,比上年同期多出4亿元。上述主营成本增速均显著高于公司装机增速、收入增速,对盈利修复造成一定拖累。另外由于递延所得税科目的影响,19Q2公司综合所得税率仅15%,18Q2为33%,上述所得税率变化预计影响1.5-2亿的归母净利润。公司目前盈利能力仍然处于相对底部,尚未回归到公用事业合理的ROE水平。随着后续煤价逐步下行等因素兑现,公司盈利能力有望持续修复。 发行可续期债资产负债率大幅下降,期待后续融资结构持续优化降低财务费用。公司从去年开始大量发行永续债,截至目前公司发行在外永续债总规模达120亿元。受益于永续债的发行,公司当前资产负债率降低至68.76%,较去年底降低1.64个百分点,较去年中期降低5.62个百分点。公司今年上半年财务费用为26亿元,较去年同期的26.6亿元小幅下行(考虑到今年资本化利息支出较去年同期少1个亿左右,实际财务费用减少规模大约在1.6亿左右)。考虑到当前综合利率水平持续下行,十年期国债收益率已从18年初的3.90%降低到当前的3.06%,降幅达84bp。考虑到公司融资成本较利率下降有所滞后,后续公司依然有较大的优化融资成本降低财务费用的空间。 盈利预测与估值:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为32.87、46.52、55.39亿元,对应EPS分别为0.33、0.47和0.56元/股。对应PE分别12、9、7倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-28 4.01 -- -- 4.04 0.75%
4.04 0.75% -- 详细
2019年中报收入+5%,归母净利润+66%公司 2019H1收入+5.21%至 437.02亿元,归母净利润+67.43%至 16.52亿元。 其中 2019Q1业绩+12.60%至 7.74亿元,2019Q2业绩+193.41%至 8.78亿元。 收入端量价齐升与成本端效率提升,是业绩增长主因业绩分拆: ①收入+5.21%或 21.65亿元,主因是装机+8.64%,发电量+5.54%,电价+1.56%; ②成本+3.81%或 13.88亿元,小于收入增幅,燃料效率与运营效率均有提升; ③燃料效率:测算标煤单价+0.86%,供电煤耗降 0.87%。故售电单位燃料成本降 0.01%,但不如华能国际 5.57%的降幅; ④运营效率提升: 测算度电非燃料现金成本-5.38%,相当于增厚利润总额 6.5亿元; ⑤期间费用率-1pct 至 7.46%,主因为融资成本降低,财务费用下降 5326万元。 ⑥业绩增速逐季上行,主因是 2019Q2电价提升,且期间费用率同比回落较多。 电价受益于增值税率下调,市场电占比大增,静待电价后续改革公司 2019H1上网电价+1.56%至 414.58元/千瓦时。 2019Q2电力行业增值税率由 16%下行至 13%,火电标杆电价未让利,故不含税电价环比额外提升。 市场电量占比大增 13.17pct 至 48.99%,但估计折价幅度稳定,影响可控。 发改委推动全面放开经营性行业用电与现货试点,市场电占比或持续扩大,而电价机制或向“基准+浮动”模式演变,并更公平反映电力供需与发电成本。 期待后续煤价下行,带动业绩继续修复我们认为宏观经济承压以及特高压对清洁能源外送的强化将带动沿海电煤需求走弱。优质产能释放以及进口煤的成本节省也将优化电煤供给环境,驱动电煤价格长周期下行。火电公司有望节省燃煤成本,有效对冲发电量的增速压力。 投资建议:维持“增持”评级我们微调公司 2019-2021年盈利预测+0%/-1%/-2%至 28.47/35.20/40.45亿元,对应动态 PE 为 14/11/10x,公司当前 PB 为 0.93x,处于历史低位,维持“增持”评级。 风险提示: 电力需求不及预期,煤价下行不及预期,电价大幅下行
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-27 4.05 -- -- 4.06 0.25%
4.06 0.25% -- --
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-27 4.05 -- -- 4.06 0.25%
4.06 0.25% -- 详细
事件:公司披露2019年半年报,上半年公司收入同比增长5.2%至437.0亿元,归母净利润同比增长67.4%至16.5亿元。对此点评如下: 发电业务量价齐升,上半年公司收入同比增长5.2%至437.0亿元。1)上半年装机容量同比增长8.7%,利用小时下降1.0%,上网电量同比增长5.7%。2019年上半年累计发电量为1,011.27亿千瓦时,比2018年同期增长约5.54%;上网电量完成945.36亿千瓦时,比2018年同期增长约5.66%。发电量及上网电量同比增长的主要原因是公司新投产机组的电量贡献。于2019年6月30日,公司控股装机容量为5,353.15兆瓦,同比增长约8.66%。其中,投产的火电机组主要包括芜湖公司(1000兆瓦)、江陵公司(660兆瓦)、石家庄热电公司(453.6兆瓦)、南疆热电(930.0兆瓦)、顺德能源公司(118.0兆瓦)、深圳公司(245.0兆瓦)等。上半年,本公司发电机组的平均利用小时从1947下降到1927小时,其中燃煤发电机组的利用小时从2208下降到2202小时。2)含税上网电价同比增长1.6%,叠加增值税下调红利,电力收入同比增长9.1%至344.1亿元。2019年上半年,公司市场化交易电量约为463亿千瓦时,交易电量比例为48.99%,去年同期的比例为35.82%,较去年同期增加13.17个百分点。2019年上半年公司的平均上网电价为414.58元/兆瓦时,同比增长约1.56%。3)上半年供热收入同比增长12.8%至31.7亿元,售煤收入同比下降17.6%至56.8亿元。 燃料成本管控得当,毛利率从12.4%上升到13.6%。2019年上半年,公司燃料成本为217.55亿元,同比增加5.87%,占电力热力收入的比重从去年同期的59.8%下降到57.9%,推动综合毛利率从12.4%上升到13.6%。2019年上半年,公司管理费用为人民币6.54亿元,同比减少23.57%,主要原因是2018年有煤炭企业发生搬迁补偿的影响。2019年上半年,公司财务费用为人民币26.06亿元,同比减少2.00%,主要原因是公司加强资金管理,资金成本率降低的影响。2019年上半年,公司投资收益为人民币3.29亿元,同比减少17.72%,主要原因是参股煤矿收益减少的影响。2019年上半年,公司营业外收入为人民币1.14亿元,同比增加125.38%,主要原因是半山公司因城市规划建设取得搬迁补偿的影响。 投资建议:火电景气周期启动,维持给予强烈推荐评级。预计公司2019~2021年EPS分别为0.36、0.44、0.47元,对应市盈率11.3、9.1、8.7倍。公司当前市净率仅为0.93倍,估值优势明显。煤电含税上网电价目前暂未调整,电价上升叠加煤价下降,火电行业景气周期启动。煤炭产能逐步投放、火电需求增速放缓,今年煤炭供需走向宽松。公司主要在建机组集中在2019年投产,后续资本开支压力下降,分红规模有望上升。 风险提示:煤价或超预期上升、火电上网电价或下调。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-26 4.05 4.60 31.05% 4.10 1.23%
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2Q19超预期,同比+193%,创15年后单二季度业绩新高 19H1营收/归母净利437.0/16.5亿,同比+5.2%/+67.4%,Q2归母净利增速193%,创15年后单二季度归母净利新高,高增长系新机组投产+煤价下行+电价侧增值税让利,超预期系煤电结构性改善+所得税节约。调整盈利预测,19~20年EPS0.36/0.52元(前值0.36/0.44元),BPS为4.60/4.95元(前值4.70/5.00元),21年EPS/BPS为0.56/5.26元,19-21年ROE7%/9%/9%,给予19年1.0-1.1xPB,目标价4.60-5.06元,维持“买入”。 电价享增值税率下调红利,煤价下行趋势确定,火电ROE复苏通道明确 19Q2营收/归母净利203.2/8.8亿,同比+6.6%/+193.4%,业绩超预期:1)19Q2煤电单位燃料成本同比-1.8%(19Q1同比-5.8%)+不含税上网电价提升(增值税率由16%调至13%);2)19Q2三费费率7.9%(同比-1.9pct),管理费率同比-1.1pct(18H1部分煤企搬迁补偿计入管理费用)。3)少数股东损益占税前利润比减少(19Q2占比为17%vs19Q1为30%),系Q2控股100%电厂较非100%控股电厂利润改善更显著。4)19Q2有效所得税率大幅降低(同比-8pct/环比-9pct),系未确认递延所得税资产可抵扣暂时性差异或可抵扣亏损影响同比-1.2亿(-46%),导致整体所得税减少。 新增机组投产促19Q2电量同比+2.9%,叠加煤价下行驱动业绩好转 19Q2发电量491亿千瓦时,同比+2.9%(其中火电同比+2.2%),总体发电量增速较19Q1环比回落5.2pct。结合19H1公司平均利用小时1927h(同比-20h),其中火电2202h(-6h)。电量增长系新机组投产(截至19H1末控股总装机5354万千瓦,同比+8.7%)。19H1平均上网电价(含税)414.58元/兆瓦时,同比+6.36元/兆瓦时,系市场电折价收窄及浙江燃机电价同比上调影响,同时增值税率由16%调至13%,平均上网电价(不含税)提升。成本端:19H1入炉煤价(标煤不含税)700元/吨,同比-26元/吨(同比-4%),其中Q2入炉煤价同比-21元/吨(同比-3%)。 继续看好煤价下行,火电龙头兼具低估值+高弹性特征 根据Wind数据,19Q1/Q2秦港Q5500动力末煤现货价602/609元/吨,同比走低98/19元/吨,迎峰度夏时节,7月至今(2019/8/23)秦港Q5500动力末煤均价仅590元/吨,同比走低48元/吨,煤价旺季不旺趋势确立。公司燃煤机组约占控股装机76%,净利润(19E)对煤价敏感度高,10元/吨煤价(Q5500)对应业绩弹性+10%。当前股价对应19年PB0.9x,历史平均PB为1.3x(2011.8.25-2019.8.25),当前PB估值仍处历史低位。 小幅调整盈利预测,维持“买入”评级 我们坚定认为煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司有望充分受益于煤价下行,适当调整盈利预测,19~20年归母净利预计为35.5/51.7亿,EPS0.36/0.52元(前值0.36/0.44元),BPS为4.60/4.95元(前值4.70/5.00元)21年盈利预测EPS/BPS为0.56/5.26元,参考可比公司平均PB1.0x,给予19年1.0-1.1xPB,目标价4.60-5.06元,维持“买入”。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险,电量下行风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-26 4.05 -- -- 4.10 1.23%
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公司发布2019年半年报,上半年营业收入437亿元,同比增加5.21%,其中Q1、Q2营业收入分别为233.8、203.2亿元,分别同比增加4.04%、6.59%;上半年归母净利润16.52亿元,同比增长67.43%,其中Q1、Q2归母净利润分别为7.74、8.78亿元,分别同比增加12.6%、193.4%;上半年归母扣非净利润16亿元,同比增加65.65%;EPS为0.145元/股,同比增加45%。 1.新投机组带动电量增长,除税上网电价增长明显,提振销售毛利率新投机组带动电量增长,上半年同比增5.54%。上半年公司发电量1011亿千瓦时,同比增5.54%,其中火电同比增5.5%、水电同比增19.1%、风电同比减14.1%、光伏同比增69.7%。电量同比增长的主要原因是新投产机组的电量贡献;截止报告日,新投机组中燃煤/燃气/风电/光伏装机容量分别为166/174.66/4.95/13.4万千瓦。分季度来看,Q1公司电量增速较高,Q2公司电量增幅下滑明显,Q1、Q2发电量同比增7.7%、增2.9%,火电同比增8.7%、增2.2%,水电同比增7.2%、增26%,风电同比减20.1%、减7.9%,光伏同比增63.6%、增74%。市场电占比提高至49%;市场电折价收窄,含税平均上网电价同比增1.56%,叠加增值税率下滑3pct,进一步提振电力销售毛利率。随着市场化逐步推进,公司市场电占比逐步提高至48.99%,同比增加13.17pct;其中Q1、Q2的市场电占比分别为43.93%、54.71%,Q2市场电占比进一步扩大。同时,市场化竞争趋于理性,在当前燃料成本较高的情况下,市场电折价进一步收窄;上半年公司含税平均上网电价为414.58元/兆瓦时,同比增长约1.56%;Q1为415.79元/兆瓦时,同比增0.63%,Q2增幅进一步扩大。2018年5月1日起,增值税税率从17%下调至16%;2019年4月1日起,增值税税率从16%下调至13%,增值税下调带动除税上网电价同比提高,进一步增厚公司销售收入;我们测算上半年除税上网电价同比提高3%以上。上半年公司毛利率为13.56%,同比增加1.16pct。 2.度电燃料成本微增,推测主要原因为燃气发电的燃料成本增加我们使用“燃料成本/火电发电量”测算度电燃料成本,发现2019H1为0.2318元/千瓦时,略高于2018H1的0.2310元/千瓦时。上半年动力煤价格同比有所下跌,但我们测算结果显示公司度电燃料成本同比微增,我们分析主要原因为:(1)上半年受陕西矿难影响,公司燃料成本下跌空间有限;(2)燃气机组在火电中占比约12%,2019年以来又新投产174.66万千瓦的燃气机组,上半年天然气采购价格提高,带动度电燃料成本增加。下半年随着天然气价格进一步疏导,燃气电厂发电成本有望下滑。 截止报告期,公司资产负债率下降至68.76%,上半年财务费用同比减2%;管理费用同比减24%;营业外收入增加等多原因带动公司业绩提升。 盈利预测:我们预计公司2019-2020年归母净利润为29.4、35.3亿元,EPS为0.3、0.36元/股。 风险提示:宏观经济下行,用电量不达预期,煤价上涨,电价下调
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-26 4.05 -- -- 4.10 1.23%
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事件: 华电国际发布2019年半年报。2019H1公司实现营业收入437亿元,同比增长5.2%;归母净利润16.5亿元,同比增长67.4%;EPS0.14元。 新增装机支撑电量增速,二季度不含税上网电价提升明显: 2019H1公司新增装机容量359万千瓦,其中燃煤、燃气机组新投产装机分别为166、175万千瓦。受益于新机组投产,公司2019H1发电量1011.27亿千瓦时,同比增长5.5%,增速高于同业;其中2019Q2发电量491亿千瓦时,同比增长2.9%,增速较2019Q1放缓5.2个百分点。公司2019H1平均上网电价0.415元/千瓦时,同比增长1.6%;我们测算2019Q2平均上网电价0.413元/千瓦时,同比增长2.5%,环比基本持平。考虑到增值税下调因素,公司2019Q2不含税上网电价提升较为明显。 煤价同比下行,盈利持续修复: 2019年以来动力煤价中枢总体处于震荡下行区间。2019H1全国电煤价格指数均值同比下行6.8%,其中2019Q2同比下行5.1%,煤价降幅较2019Q1有所收窄。受益于成本改善,公司2019H1毛利率13.6%,同比提升1.2个百分点;2019Q2毛利率13.8%,同比/环比提升0.9/0.4个百分点。公司2019H1归母净利润16.5亿元,同比增长67.4%,其中2019Q2归母净利润8.8亿元,同比大幅增长193%,盈利持续修复。 盈利预测与投资评级: 我们维持盈利预测,预计华电国际(A)2019-2021年的EPS分别为0.31、0.37、0.42元,当前股价对应华电国际(A)的PE分别为13、11、10倍,PB分别为0.73、0.70、0.67倍;当前股价对应华电国际(H)的PE分别为12、10、9倍,PB分别为0.65、0.63、0.60倍。维持华电国际(A)“买入”评级,维持华电国际(H)“买入”评级。 风险提示: 动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-16 3.96 5.00 42.45% 4.17 5.30%
4.17 5.30%
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公司装机区域布局优势明显,多因素趋势向好,盈利大幅改善可期: 截至 2018年底,公司控股装机为 5157万千瓦, 火电占比接近 90%,整体能耗持续下降,且多数机组分布在电力、热力负荷中心地区。公司旗下火电机组分布较多的省份(山东、湖北、安徽等)电力供需格局较好,发电业务量价齐升。 今年以来政府加速煤炭产能核准审批,促进优质产能释放, 煤炭供需格局持续改善,煤价旺季不旺。虽然不排除政府出台限制进口煤或加大煤矿安监力度等稳煤价措施的可能,但考虑到电厂和港口煤炭库存创历史新高,宏观经济运行持续偏弱,电厂日耗短期难以回暖。 预计后市煤价仍将进一步下行,显著降低企业燃料成本, 盈利大幅改善可期。 火电配置价值凸显,多角度看好华电国际的配置机会: 一方面, 近期市场对国际贸易摩擦和宏观经济下行担忧加剧, 避险情绪严重,防御类标的受市场青睐。 目前公司 PB 仅为 0.93, 考虑到火电盈利处于改善通道, PB 修复和 ROE 提升可期, 公司有望在当前时点展现出较强的防御属性。 另一方面,公司机组主要分布在电热负荷中心, 供需格局好, 对煤价和利用小时数的弹性居前。 同时, 公司有望直接受益于蒙华铁路的投产, 旗下机组超标杆电价的规模及幅度不大,后续上网电价下调风险可控。 公司现金流好, 在政府严控新增装机的背景下,后续资本开支较小,持续性分红有保障,股息率值得期待。 电改稳步推进, 电价下调风险小,长期利好大型火电企业:近日,国家发改委和能源局联合发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》, 指出要全面放开经营性电力用户发用电计划,支持中小用户参与市场化交易,健全全面放开发用电计划后的价格形成机制。 考虑到该通知没有明确全面放开发用电计划的截止时间, 清洁能源消纳和市场化电价等核心问题尚未解决, 预计短期内全面推行的可能性不大。 中长期而言,随着市场化进一步放开,“基准电价+浮动电价” 的机制将占主导,电价与煤价关联度提升,有助于改善发电企业的现金流和盈利状况,也有助于减小业绩波动。 市场化竞争趋于白热化, 届时装机容量高、环保和能耗达标且报价低的大型机组具有核心竞争力。 投资建议: 增持-A 投资评级, 6个月目标价 5.0元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为 5.7%、 3.9%、 3.5%,净利润分别为 35.2亿、 45.2亿、 53.3亿元,看好公司业绩的持续改善。 风险提示: 全社会用电量增长不及预期;煤炭持续高位运行;上网电价下行风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-05-16 3.75 -- -- 3.98 4.19%
4.13 10.13%
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收入端:2018年发电量+9%、电价+2.2%,发电收入+12% 2018年公司收入884亿元,同比增长12%;扣非归母净利润16.92亿元,同比增长279%,加权平均ROE3.65%,同比提升2.63pct。公司收入利润增长主要是发电量、利用小时及上网电价的提升。2018年公司总装机规模达到5157万千瓦,同比增长4.9%。公司控股发电量2099亿千瓦时,同比增长9%,利用小时同比增长273小时(增幅6.8%)至4264小时,平均上网电价提升2.2%至407.27元/兆瓦时。 2018年火电度电燃料成本提升3.8%,资产减值同比大幅减少 2018年,全国煤电指数同比上涨2.9%,山东地区煤电指数同比持平(公司40%以上的发电量来自山东地区)。受燃料成本上涨影响,公司2018年火电度电燃料成本同比提升3.8%。2018年公司管理费用18.7亿元,同比增长11.6%;财务费用53.2亿元,同比增长5.5%。2018年公司资产减值损失1.2亿元,较过去几年大幅减少。 2019Q1:燃料成本改善不及预期,少数股东损益拖累归母净利增速 2019年一季度,公司发电量同比增长8.1%,平均上网电价同比提升0.6%。受益于发电量及上网电价提升,2019年一季度公司收入234亿元,同比增长4.0%。2019年一季度,全国电煤指数及山东电煤指数分别同比下降8.4%和8.2%,但公司营业成本203亿元,同比增加2.44%。净利润11.02亿元,同比增长38.55%;扣非归母净利润7.22亿元,同比增长9.8%,扣非归母净利润增速低于净利润增速,主要是一季度少数股东损益3.28亿元,同比增加204.05%。 盈利提升有望带动估值修复,给予“买入”评级 预计公司A股和H股2019-2021年EPS为0.30/0.41/0.49元和0.36/0.48/0.57港币(汇率取1港币=0.855人民币)。公司为国内火电龙头企业,未来动力煤价格稳中趋降,火电机组利用小时数提升,增值税由16%下调至13%让利火电企业,公司盈利有望回升,公司PB估值低于行业平均水平,估值修复空间显著。预计公司2019年ROE有望提升至5.6%,结合公司历史估值,给予A/H股2019年PB1.0/0.75倍,对应A/H股合理价值6.5元/股、4.2港币/股,给予A/H股“买入”评级。 风险提示:煤炭价格上涨风险;电力需求不及预期;电价下调风险。
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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