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华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-22 3.62 -- -- 3.62 0.00% -- 3.62 0.00% -- 详细
投资建议:维持“审慎增持”评级。国内火电龙头,发电资产主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富地区,煤价趋势下行背景下预计公司业绩将持续改善。我们预计公司19-21年归母净利润31.41亿,42.38亿,46.75亿元,同比增速分别为85%、35%、10%,当前股价对应19年-21年PE为11.4倍,8.5倍、7.7倍,维持“审慎增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-03 3.67 -- -- 3.72 1.36% -- 3.72 1.36% -- 详细
电价微涨煤价下行,3Q2019业绩持续改善:3Q2019公司发电量受山东省发电量下滑因素影响较大,但总发电量仍然增长2%,结算电价上升2%。用煤价格持续下行,3Q2019实现归母净利25.13亿元,同比增长60%。 利好利空多重因素影响,预计公司整体营收稳中有升:受贸易摩擦和凉夏影响,2019年用电增速下滑,但三产和居民用电韧性足,预计在2019年的低基数上,2020年用电量仍将保持5%左右的增速。2020年非化石能源电源发电量预计普遍降低,全国火电利用小时增加66小时。公司受山东省火电供需格局较差影响,预计2020年火电利用小时数下降不超过70小时。近年公司市场化结算电价不断回升,且根据公司在建工程进度和投产计划,预计2020、2021年每年100万千瓦装机容量投产,在多重利好利空因素下,我们预计公司整体营业收入稳中微升。 煤炭供给宽松预计下降50元/吨,浩吉铁路投产,公司用煤成本持续下降:3Q2019动力煤进口量、产量累计增速分别为17%、6%;煤炭固定资产投资完成额累计增速26%,动力煤价格持续下行,煤炭供给宽松格局确定,预计中长期煤价将继续下跌。浩吉铁路已经通车,相较于通车前运输路线,内蒙运至湖北的煤炭单吨运费节省20元以上。公司用煤成本对QHDQ5500弹性为1.25,在可比同业公司中最大,将从煤价下行中持续获益。 财务费用持续下降现金流充裕,估值处于历史底部有望均值回归:公司在建装机规模逐渐减小,由2017年的1200万千瓦降至1H2019的512万千瓦;3Q2019资本开支较去年同期减少37%,未来公司现金流将愈加充裕。目前公司PB估值仅0.82倍,在14家火电公司中排名倒数第三。 投资建议 预计2019-2021年公司营收分别为927.20、953.10、974.07亿元,对应归母净利润分别为35.77、44.20、55.16亿元,对应EPS分别为0.36、0.45、0.56元。公司目前市净率为0.80,我们给予其目标股价4.5元,相当于1倍PB。首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示 电价超预期下降;山东省外来电量超预期;省内核电机组提前投产;经济增长不及预期;全国装机增速超预期;限售股解禁。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 3.51 5.01 41.53% 3.77 7.41%
3.88 10.54% -- 详细
事件概述2019年 10月 24日,公司发布 2019年第三季度报告:公司2019年前三季度实现营业收入 674.57亿元,同比增长 3.68%。 归属于上市公司股东的净利润约为 25.13亿元,同比增长59.97%。加权平均净资产收益率 4.86%,同比增长 1.24个百分点。每股收益 0.217元。 分析判断? 三季度量减价增, 致公司营收略微增长分季度来看,三季度发电量同比下滑-3.81%至 571亿度,相较去年同期少发 22.61亿度,主要原因为: 1) 山东区域受外电入鲁及用电量增速放缓影响,山东区域火电厂同比少发 68.48亿度,同比降低 25%。 2) 而公司又受益于华电芜湖、华电湖北、华电广东新增火电机组投产贡献, 该区域三季度发电量同比多发 43.01亿度,部分抵消了山东区域火电厂少发电量带来的影响。 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%。 在量减价增因素的共同影响下, Q3公司营业收入同比增长 0.79%至 233.16亿元。 ? 三季度度电成本增速加快,归母净利增速放缓三季度平均度电发电成本为 388.79元/兆瓦时,同比增长3.70%,相比二季度增速加快 3.27%。 三季度归母净利为 8.5亿元,同比增长 47.06%,相较二季度 193.65%的增速,增速放缓趋势明显,我们判断三季度度电发电成本的增加或为公司归母净利增速放缓的主要原因。 ? 火电价格机制改革文件出台, 公司龙头优势明显近日发改委发布《 关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,机制将改为市场化的“基准价+上下浮动”,上浮不超过 10%,下浮不超过 15%。 暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,仍按基准价执行。 新机制有望使电力回归商品属性, 由供需及成本共同决定电价。 尽管电价短期可能承压,但行业规范运行中长期利好龙头企业的逻辑不变。 投资建议公司经营情况稳健,营收增速稳定,同时利润率大幅改善。预期燃料成本短期内依然将维持低位, 看好公司中长期成长前景。 我们预计公司 2019-2021年的收入分别为 918亿元、 950亿元和 979亿元,同比增速分别为 3.90%、 3.50%和 3.00%;归母净利润分别为 32.18亿元、 44.01亿元和 62.17亿元,同比增速分别为 89.80%、 36.75%和 41.29%,对应 EPS 分别为0.33、 0.45、 0.63元/股,对应 PE 分别为 11、 8、 6倍。 从估值角度看, 火电企业采用 PB 估值法, 公司最新 BPS 为 4.51元( 2019年 10月 24日), 国内 A 股电力行业市值相近的可比公司 PB 均值为 1.40倍,中位数 1.10倍,公司作为火电龙头公司,给予 1.11倍 PB,对应股价为 5.01元。 首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示1) 动力煤价格下行趋势反转; 2)全社会用电量增速不及预期; 3)电力市场化推进过程中结算价格大幅下降。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 3.51 4.10 15.82% 3.77 7.41%
3.88 10.54% -- 详细
事件: 华电国际公告《 2019年三季报》: 2019年 Q1-Q3,实现营收674.57亿元(同比+3.68%),归母净利润 25.13亿元(同比+59.97%)。 业绩有所改善,但盈利能力仍处低位: 2019年 Q1-Q3, 华电国际实现营业收入 674.57亿元(同比+3.68%),主要系发电供热量增加及税率调整的影响。 2019年 Q1-Q3,公司实现归母净利润 25.13亿元(同比+59.97%), 我们预计公司业绩改善主要系: 1)发电发热量增加; 2)平均电价上行; 3)燃料成本下行所致(秦皇岛山西优混 Q5500K 价格从 2019.07.01的 600.60元/吨震荡下行至 2019.9.30的 582.00元/吨) 。 2019年 Q1-Q3,华电国际加权 ROE 为 4.86%(同比+1.34%),盈利能力有所改善,但仍处低位。 新机组投产叠加上网电价上行,驱动业绩增长: 2019年 Q1-Q3, 公司累计发电量为 1582.37亿千瓦时(同比+1.96%), 上网电量 1480.18亿千瓦时(同比+2.14%) ,主要系新投产机组增加。 2019年 H1底,控股装机容量为 5353.15兆瓦(同比+8.66%)。 2019年 Q1-Q3,市场化交易电量为 765.32亿千瓦时,市场化占比 51.70%(同比+12.31pct) 。 2019年 Q1-Q3, 平均上网电价为 413.59元/兆瓦时(同比+1.99%) 。 “基准价+浮动”机制推行将平抑火电盈利大幅波动: 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》,将煤电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,电力价格将反应真实发电成本,平抑火电企业盈利大幅波动。未来火电企业的定价机制、投资回报率、估值或将向“供水企业”看齐,火电市净率估值( 1-1.1X) 存在向供水板块估值( PB 1.3-1.4X)靠拢的可能性。 投资建议:预计 2019-2021年公司分别实现净利润 32.2/41.1/53.2亿元,EPS 分别为 0.33/0.42/0.54元,对应 PE 分别为 13.4/10.5/8.11X。预计2019-2021年 BVPS 分别为 4.55/4.79/5.12,公司历史 PB 中枢在0.8-1.8X,给予 2019年底市净率 0.9-1.05X 估值, 对应股价合理区间为 4.10元-4.78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 2019-10-30 3.67 4.20 18.64% 3.77 2.72%
3.88 5.72%
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%
3.88 5.72%
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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 42.37% 3.77 3.86%
3.88 6.89%
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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 2019-10-28 3.66 5.45 53.95% 3.77 3.01%
3.88 6.01%
详细
投资建议:电量减电价升,叠加煤价下降,Q3盈利显著改善,维持2019-2021年 eps 预测为 0.35、0.40、0.41元,给予公司 2019年行业平均 16倍 PE,维持目标价 5.45元,维持增持。 事件:公司发布三季报,2019Q3营收 233.2亿元,同比增长 0.8%,归母净利 8.5亿元,同比增长 47.6%。业绩符合预期。 Q3归母净利同比显著增长主要受益于电力毛利增加、费用及资产减值减少:1) 电量减电价升,煤价下降,毛利增加 1.6亿:收入端,Q3上网电量同比下降 3.5%(主要由于山东电量显著下滑,今年下半年多条进山东的特高压沿线电源点集中投产,特高压对山东省内火电的挤压效应较大) ,但受益于含税电价上涨及增值税率下调,税后电价同比显著提升(同比涨 1.9分,+5.4%)。成本端,预计煤电单位燃料成本同比下降 3-4%。因此公司毛利率略有提升(同比+0.6个百分点);2)费用及资产减值减少约 4亿:管理费用减少 0.6亿,财务费用减少 0.9亿,资产减值减少 2.6亿(去年 Q3计提了生物质发电减值);3)其他影响:投资收益减少 2亿,其他收益减少 0.9亿。 盈利改善有望持续,估值处于历史低位。今年以来煤价显著下跌,当前继续呈现出下跌趋势,我们继续看好煤价下跌背景下火电盈利的改善,公司火电机组占比较高,有望显著受益。同时公司当前估值较低,PB 仅 0.83倍,处于历史低位与行业平均。 风险因素:用电需求不达预期,煤价上涨超预期
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-28 3.66 -- -- 3.77 3.01%
3.88 6.01%
详细
事件:10月24日,公司发布2019年三季报,2019年前三季度公司实现营收674.57亿元,同比+3.68%,归母净利润25.13亿元,同比+59.97%;2019Q3公司实现营收233.16亿元,同比+0.79%,归母净利润15.69亿元,同比+47.59%(均采用重述后数据)。对此我们点评如下: 新增机组投产推动上网电量同比+2.14%,上网电价回升1.99%。从售电量来看,2019年前三季度累计上网电量1,480.18亿千瓦时,同比+2.14%(+31.01亿千瓦时)。上网电量增长主要是新投产机组及部分地区供需趋势向好带来:1)18年12月28日华电芜湖投产二期三号百万千瓦超超临界燃煤发电机组,今年前三季度上网电量70.53亿千瓦时,同比+21.7亿千瓦时;2)19年1月底新投产清洁能源机组36.11万千瓦;3)华电湖北火电装机容量由18年底590.64万千瓦提升至19H1的657.40万千瓦,上网电量同比+46.39亿千瓦时(装机容量提升叠加湖北火电供需转好)。 而公司部分火电机组上网电量受外来电影响大幅下滑,如公司山东地区火电机组前三季度上网电量合计546.71亿千瓦时,同比-10.75%(65.82亿千瓦时)。从电价来看,19年前三季度平均上网结算电价为413.59元/兆瓦时,同比+1.99%。市场化交易比例为51.70%,同比+12.31pct。 煤价下行叠加费用率下降,业绩实现大幅增长,2019年1-9月,秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价均价598元/吨,同比-8.33%,同期公司销售毛利率13.60%,同比回升0.97pct。公司前三季度管理费用率1.66%,同比-0.50pct,财务费用率5.79%,同比-0.46pct。煤价下行叠加费用率下降,业绩大幅增长59.97%。 中长期煤价趋势向下,公司业绩有望持续改善。中长期来看,煤价与房地产投资完成额累计同比正相关,而在“房住不炒”叠加地产融资监管收紧背景下预计煤价趋势向下;同时煤炭产能向优质产地集中,煤炭开采行业固定资产投资完成额增速回升到09年底水平(1-9月累计增速26.1%),产能向优质产地集中趋势下煤价存在下行压力。 投资建议:给予“审慎增持”评级。国内火电龙头,发电资产主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富地区,煤价趋势下行背景下预计公司业绩将持续改善。我们预计公司19-21年归母净利润31.49亿,42.55亿,46.87亿元,同比增速分别为86%、35%、10%,当前股价对应19年-21年PE为11.5倍,8.5倍、7.7倍,首次覆盖,给予“审慎增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-28 3.66 -- -- 3.77 3.01%
3.88 6.01%
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三季报: 营收同比+3.68%,归母净利 25.13亿元、同比+60%前三季度, 公司营业收入 674.57亿元,同比增 23.93亿元或 3.68%;营业成本 582.83亿元,同比增 14.64亿元或 2.58%; 归母净利润 25.13亿元,同比增 9.42亿元或 60%; EPS 为 0.217元/股,同比增 36.5%。 Q3单季归母净利润 8.5亿元, 同比增 2.74亿元或 47.6%; Q1、 Q2单季归母净利润分别为 7.74、 8.78亿元,分别同比增 0.87、 5.79亿元,增幅 12.6%、193.4%。 前三季度发电量同比+1.96%,平均含税电价同比+1.99%主要受益于新投产机组的电量贡献, 前三季度公司发电量 1582.37亿千瓦时,同比增长 1.96%; 上网电量 1480.18亿千瓦时,同比增长 2.14%。 分季度来看, Q3单季发电量 571.1亿千瓦时,同比下降 3.82%; Q1、 Q2公司单季发电量增速分别为 8.11%、 2.95%, 前三季度呈下滑趋势。 前三季度公司市场化交易电量 765.32亿千瓦时,交易电量比例为 51.7%,比去年同期增长 12.31个百分点;结合上半年数据测算, Q3单季市场化交易电量为 302.32亿千瓦时,占比 56.53%,相较上半年占比(48.99%)明显增大(其中 Q1、 Q2单季度占比分别为 43.61%、 54.71%)。 2019年前三季度公司平均上网电价为 413.59元/兆瓦时,同比增长 1.99%; 据我们测算, Q1、 Q2、 Q3单季度上网电价分别为 415.79、 413.31、 411.84元/兆瓦时,分别同比增长 0.63%、 2.49%、 2.65%。 在市场电占比明显扩大的同时,电价仍保持增长,我们认为市场化交易趋于理性,其折价在收窄。此外,19年 4月起,增值税税率从 16%降低至 13%,我们认为除税电价将因此明显提升,据我们测算, Q1、 Q2、 Q3单季度除税上网电价分别同比增长约 1.5%、 5.8%、 5.4%。 发电量、 供热量增加及新机组投产致前三季度营业成本同比增加 2.58%公司前三季度营业收入同比增加 3.68%,主要原因是发电量、 供热量增加及税率调整的影响。前三季度营业成本同比增加 2.58%, 我们认为主要原因可能并非单位燃料成本上升,而是发电量、 供热量增加及新机组投产的影响。 公司前三季度的投资收益为 5.33亿元,同比减少 33.33%,主要原因是参股煤矿投资收益同比降低。 盈利预测: 我们预计公司 19-21年归母净利润为 29.37、 35.31、 41.20亿元,EPS 为 0.30、 0.36、 0.42元/股, P/E 为 12.3、 10.2、 8.8倍, P/B 为 0.81、 0.77、0.73倍。 维持“买入”评级。 风险提示: 动力煤价格上涨,电价下降,用电量增速下滑
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 3.69 -- -- 3.77 2.17%
3.88 5.15%
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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 44.63% 4.01 1.78%
4.01 1.78%
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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%
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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%
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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%
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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
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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