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京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-29 3.26 4.50 38.04% 3.43 5.21%
3.43 5.21% -- 详细
一、事件概述 1)公司发布2018年年度报告:报告期内公司实现营业收入126.95亿元,较2017年同期增长3.88%;实现归属于上市公司股东的净利润为8.92亿元,较上年同期增长66.93%;每股收益0.13元,同比增长62.50%。2)同时公司发布2019年一季报:报告期内公司实现营业收入37.38亿元,较2017年同期增长30.92%;实现归属于上市公司股东的净利润为4.32亿元,较上年同期增长193.51%;每股收益0.06元,同比增长200.00%。 二、分析与判断 高利用小时及成本有效控制保障18年业绩增速。1)2018年,公司控股运营燃煤火电厂12家,装机容量1,146万千瓦,权益装机容量1,456.7万千瓦,累计完成发电量492.64亿千瓦时,同比增加3.10%;上网电量441.42亿千瓦时,同比增加2.04%。全年机组平均利用小时达到4,581小时,高于全国火电平均利用小时(4,361小时)220小时。完成供热量2,923.84万吉焦,同比增长62.7%。公司控股电厂主要为分布在内蒙、山西、宁夏、河北等地的坑口电厂,主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、山东电网、东北电网供电,其中55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区,直送北京电量占北京用电量34%以上。18年给以上电网供电的控股电厂利用小时数分别为5768、5216、4534、5108、5374小时,均远高于全国火电利用小时水平,高利用小时保证了公司在18年发电量增速。2)2018年全年入厂标煤单价385.9元/吨,同比降低5.6%,要远低于各港口价格。控股企业93%的容量布局在煤源丰富的内蒙、宁夏和山西地区,55.56%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发电地区,这使得公司在燃料价格及利用小时数两方面占据优势。2018年公司综合供电煤耗328.17克/千瓦时,同比降低3.83克/千瓦。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域供电煤耗分别下降31.87克/千瓦、4.45克/千瓦时、-3.72克/千瓦、-1.4克/千瓦时、-34.85克/千瓦时。2018年公司综合厂用电率8.28%,同比降低0.51%。河北、蒙西、山西、宁夏、蒙东区域厂用电率分别下降0.82%、-0.9%、0.58%、-0.5%、2.01%。公司自2018年1月1日起对发电相关固定资产采用工作量法计提折旧,会计估计变更导致固定资产增加299,676,856.53元,营业成本减少299,676,856.53元,营业利润增加299,676,856.53元。2018年在发电量增速不高为3.10%的情况下,严格控制成本端支出,使得归母净利润达到了66.93%的高增速。19年业绩增速还看燃料端价格下行及新投产机组贡献发电量。1)公司机组多位于内蒙古地区,发电机组也多为坑口电厂,动力煤采购成本基本等于燃料入炉价格,假设19年燃煤价格下降10%,发电量与18年持平且不考虑新投产机组,发电综合成本将下降7%,预计归母净利润将增厚2.8亿元,同比增长32%。2)截至2018年末,京能电力控股运营燃煤火电厂12家,装机容量1,146万千瓦,控制在建装机容量478万千瓦,权益装机容量1,456.7万千瓦。其中涿州热电2#机组(35万千瓦)、锡林发电1#(66万千瓦)于18年投产,预计19年可以实现满产,可增加发电量60亿千瓦时以上。19年3月十堰热电2*35万千瓦实现投产,吕临发电2*35万千瓦、京欣发电2*35万千瓦预计于下半年投产,京秦热电2*35万千瓦预计于年底投产。19年可新增投产机组210万千瓦,预计增发电量55亿千瓦时。结合18年投产机组实现产能爬坡,19年预计共可增加发电量115亿千瓦时,占18年累计发电量的23.37%。无论19年对燃料成本下降的预计,还是对新投产机组贡献发电量的预计,都将分别从成本端和收入端增厚公司业绩。 三、盈利预测与投资建议 公司作为被市场低估的火电企业,截至4月26日收盘价P/B低于净资产,仅为0.97,公司上市以来历史PB中位数为2.06,目前处于估值低位。未来看好煤炭价格下降和电力需求增加使得公司盈利能力持续提升,估值有望迎来修复。预计2019-2021年EPS为0.22/0.28/0.33元,当前PB为0.97,目前A股火电企业PB均值为1.43,首次覆盖,给予“买入”评级。 四、风险提示 1、煤价下降不及预期;2、新机组投产不及预期;3、用电量需求不及预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-24 3.44 -- -- 3.43 -0.29%
3.43 -0.29% -- --
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-03-18 3.40 4.24 30.06% 3.53 3.82%
3.53 3.82%
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投资建议:目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。公司是京津翼地区火电龙头,受益于18-20年装机容量高增长、主要供电地区利用小时提升以及煤价逐步回归合理区间,公司业绩有望显著改善。预测18-20年EPS分别为0.13、0.22、0.33元,综合PE与PB估值结果,给予19年目标价4.24元,首次覆盖给予“增持”评级。 与众不同的观点:市场认为公司主要供电区域为京津唐电网和蒙西电网,利用小时增长空间有限;我们认为受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司在蒙西电网内的机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升。 18-20年装机容量同比增加约55%,内生增长动力强劲。公司在建机组将于18-20年陆续投产,预计三年内新增装机容量579万千瓦,较17年底增长近55%(18年已投产202万千瓦),新增装机有望显著增厚公司业绩。 控股/参股优质火电业绩均有望显著改善。受益于高耗能产业向内蒙地区迁移,公司蒙西电网内机组利用小时有望持续高增长,将带动公司平均利用小时提升,叠加煤价下降,公司控股电厂业绩改善可期;此外公司还参股9家京津唐电网内的优质火电企业,每年为公司贡献丰厚投资收益(近五年投资收益占利润总额的比例超过50%),参股火电也有望受益于煤价下跌实现业绩增长。 风险提示:用电需求疲软、煤价超预期上涨
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-03-15 3.38 4.21 29.14% 3.53 4.44%
3.53 4.44%
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京能集团旗下上市平台,纯正火电标的:京能电力是京能集团旗下燃煤发电业务上市平台。近年来受益于新建机组投产及京能集团相关资产注入,公司火电业务发展迅速。 煤价中枢有望下行,公司业绩弹性突出:从2019政府工作报告的措辞变化来看,我们认为经济预期增速放缓,叠加供给侧改革力度边际减弱,火电行业将充分受益。我们以模型预测的2019经营数据和财务数据为基数,对煤价下行时公司的业绩弹性进行了测算。测算结果表明,不含税入炉标煤单价下降10元/吨时,预计公司2019归母净利润14.2亿元,业绩增厚10.3%;当公司不含税入炉标煤单价下降10%时,预计公司2019归母净利润18.2亿元,业绩增厚41.2%。 连年投入,稀缺成长性延续:与火电行业装机增长遭遇“天花板”不同,受益于京能集团支持、新增机组投产的双重影响,近年来公司控股装机规模迅速提升,只是适逢火电景气度低谷,未能体现在盈利层面。我们认为公司未来装机增长仍存支撑要素,预计2019-2020年公司控股装机年均复合增速16.7%,远超同期全国火电预计装机增速(2.4%)。结合我们2018年以来“火电行业走出至暗时刻”的判断,公司有望实现超越行业平均水平的“增收更增利”。 重视股东回报,分红比例可观:公司历来注重股东回报,自2002年上市至今公司累计分红比例42.4%。我们对火电上市公司近五年分红情况进行了梳理,公司分红比例和股息率均处于火电板块较高水平。根据公司的股东回报计划,未来分红比例可观。在业务快速发展的背景下,公司较高比例的分红方案难能可贵。 盈利预测与投资评级:预计公司2018~2020年的EPS分别为0.13、0.19、0.22元,对应PE分别为27、18、15倍;每股净资产分别为3.39、3.51、3.62元,对应PB分别为1.00、0.97、0.94倍。我们认为公司作为兼具逆周期与成长属性的稀缺火电标的,业绩弹性显著。给予公司2019年1.2倍PB水平,对应目标价4.21元,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示:机组投产或资产注入进度慢于预期,动力煤价格超预期上行,综合上网电价下调的风险,下游用户用电需求低于预期等。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-02-26 3.07 3.54 8.59% 3.55 15.64%
3.55 15.64%
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市场误解低估明显,首次覆盖“买入”评级 公司装机高增长,18-20年预计新增装机579万千瓦,较17年+55.4%。供电区域内蒙、京津唐、山东、山西供需格局有望改善,火电资产低估明显。秦皇岛煤价(5500K)下降10元/吨对应入炉煤价下降6.8元/吨,对应业绩增厚2.6亿元,占19年我们预期盈利的16%。我们预测18~20年归母净利润分别为8.9/16.2/19.7亿元,BPS为3.40/3.54/3.67元。当前股价对应2018~2020年P/E为23/13/10x,P/B为0.89/0.86/0.83x。P/B估值处低位,参考火电行业内可比公司19年平均P/B为1.1x,给予公司19年1.0-1.1倍P/B,对应目标价为3.54-3.89元,给予“买入”评级。 误解一:北京关停煤电,重创主业,制约成长 京能电力装机并非局限于北京,公司主要装机位于内蒙、河北、山西等地,供应京津唐、蒙西、山西、山东电网。京津唐和山东电力供需格局优,18-20年利用小时有望维持高位。蒙西由于高耗能行业持续迁入,利用小时大幅提升电厂盈利改善,山西地区火电供给侧改革+“晋电外送”持续推进,火电企业利用小时改善明显。根据发电量公告,公司18年剔除检修的岱海电厂后发电量增速高达9%,19-20年利用小时有望持续改善,存量机组盈利能力被市场低估。 误解二:北京市国资下属电企,扩张能力有限 京能电力虽为北京市国资委下属企业,但装机扩张能力强。18-20年公司预计共有579万千瓦装机火电机组投产,较17年底提升55.4%,其中18年已经投运136万千瓦。我们判断2020年公司在建/筹建机组有望按计划投产,有望增厚公司盈利能力,公司对外扩张能力被市场低估明显。 误解三:盈利能力低,去产能风险大,压制估值(P/B) 公司煤价弹性高,19-20年参股9家电厂盈利有望随煤价下行逐渐改善。我们通过回归公司历史入炉煤价走势得出,秦皇岛煤价(5500K)每下跌10元/吨对应公司入炉煤价下跌6.8元/吨,考虑参股电厂盈利同步变化。秦皇岛煤价每下跌10元/吨,将增厚19-20年公司归母净利润2.62/2.82亿元,占19-20我们预测归母净利润的16%/14%。我们判断公司2020年公司ROE有望随煤价下行逐渐回至8%,当前股价对应2019年P/B不到0.9x存在较多低估。 首次覆盖给予“买入”评级,目标价3.54-3.89元 我们预测2018~20年EPS为0.13/0.24/0.29元,BPS为3.40/3.54/3.67元。当前股价对应2018~2020年P/E为23/13/10x,P/B为0.89/0.86/0.83x。P/B估值处低位,参考火电行业内可比公司19年平均P/B为1.1x,给予公司19年1.0-1.1倍P/B,对应目标价为3.54-3.89元,给予“买入”评级。 风险提示:煤价下降不及预期,利用小时/电价下降
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-19 3.32 -- -- 3.61 8.73%
3.64 9.64%
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电力主业量价向好驱动营收同比增长,2018Q1公司发电量延续向好趋势。受益于下游用电需求持续回暖,公司发电效率稳步提升。2017年公司实现燃煤机组发电利用小时数4703h,同比增加60h;实现发电量477.76亿kWh,同比增长2.09%。2017年7月1日起,公司供电区域京津唐、内蒙古、山西等省份均上调煤电标杆电价,公司全年平均电价实现同比正增长。电力主业量价向好驱动公司全年营收同比增长9.96%。2018Q1公司实现发电量108.85亿kWh,同比增长10.48%,延续去年向好趋势。 电煤价格高企拖累公司盈利,参股企业贡献全年利润主要部分,其中参股煤矿业绩亮眼。2017年全国电煤价格高企,燃料成本上涨拖累公司盈利,公司全年实现电力业务毛利率5.61%,较2016年减少15.2个百分点。受煤价影响,公司参股的国电大同、大唐托克托、华能北京热电等火电企业盈利受损,贡献权益收益同比减少超过4亿;但参股的煤炭销售企业内蒙古伊泰京粤酸刺沟矿业利润大幅上涨,17年为公司贡献投资收益3.78亿元,同比增加2.81亿元,有效对冲其它参股公司业绩下滑的影响。公司全年实现投资净收益11.55亿,同比减少8.7%,投资收益贡献公司利润主要来源。在电量、电价及煤价的综合影响下,2017年公司归母净利润同比减少68.31%。四季度北方地区进入供暖季,公司收入环比大幅增加;Q4煤价高涨拖累参控股企业盈利,公司Q4盈利3.1亿元,同比减少45.71%。 在建项目稳步推进,公司装机尚有大幅增长空间;17年中国人寿战略入股超10%,公司资本结构持续优化。当前公司在建项目装机近400万kW,且多为优质热电项目,符合国家、区域推广集中供暖的行业趋势,后续有望在18-20年期间投产。公司发电资产多为新投产的大型火电机组和热电联产机组,主要分布在内蒙、山西、河北等地,以坑口电站为主,煤价具备成本优势。机组多以点对网方式供应北京地区电力需求(2016年占北京用电量46%),消纳具备保障。2017年4月中国人寿资管以4.18元/股的价格全额认购公司定增发行的7.18亿股股份,发行完成后中国人寿持有公司约10.8%的股权。通过此次资本运作,公司配套募集资金30亿元,资金实力显著增强,财务结构更趋稳健。 盈利预测与评级:综合考虑煤价及电价的变化情况,我们上调18、19年公司归母净利润(调整前18、19年盈利预测分别为7.59、9.34亿元),并新增20年归母净利润,预计18-20年公司归母净利润分别为9.05、13.07和15.05亿元,当前股价对应PE分别为25倍、17倍和15倍。公司为优质电力龙头,机组布局合理,未来几年内仍有较大体量优质热电机组投产,具备成长性。维持“增持”评级。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2017-11-02 3.89 -- -- 3.98 2.31%
3.98 2.31%
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事件:京能电力披露2017年第三季度报告,2017前三季度公司营收8.36亿元,同比上升4.82%;归母净利润2.24亿元,同比下降85.27%,毛利率4.6%,下降20.66个百分点。第三季度扣非归母净利润为1.8亿元,同比下滑84.98%,环比二季度增长421.3%。 点评:区域上网电价上调,难解市场电让利冲击。自7月1日起,蒙西、冀北和山西燃煤机组上网电价每千瓦时分别上调0.57分、0.86分和1.15分。但从三季度经营数据来看,受市场化电量占比提高的影响,公司单季上网电价为0.282元/千瓦时,环比上半年微降0.2分钱;单季毛利率环比增加0.87个百分点,达7.03%。公司三季度售电均价虽环比下滑,但受燃料成本控制优化、上网电量增长较大等积极因素影响,业绩呈现企稳回升的态势。 下游用电需求增加,助力营收快速增长。受京津冀地区下游用电需求回暖,公司前三季度累计完成发电量353.75亿千瓦时,同比增幅为4.14%;完成售电量326.08亿千瓦时,同比增加3.63%。三季度单季上网电量达128.62亿千瓦时,环比增长30%。受益于上网电量大幅增加,公司单季完成营业收入33.1亿元,环比提高23.08%; 煤价过高位存在下行预期,静待2018年煤电联动。由于第三季度动力煤市场需求超出预期水平,导致价格持续处于高位。但随着调控政策“保供降价”,制约煤炭产量增加因素的减少,煤炭供需环境将会趋于平和,煤炭价格有望缓慢下行回归绿色区间。此外,由于今年全年平均电煤价格指数大概率在500元以上,我们预测明年年初有望启动煤电联动,期待电价上调给公司带来业绩弹性。盈利预测与估值:预计公司2017~2019年EPS分别为0.06、0.15和0.25元,对应2017年PE为65.02倍,维持“增持”评级。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2017-11-01 3.89 -- -- 3.98 2.31%
3.98 2.31%
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下游用电需求回暖推动发电量增加,三季度机组发电量、利用小时双双大幅增长。受益于下游用电需求回暖,2017前三季度公司实现发电量353.64亿千瓦时,同比增长4.13%。受益于夏季用电需求超预期,17Q3公司实现发电量139.71亿千瓦时,环比增长21.06%。受益于发电量大增,17Q3公司发电机组利用小时数1382小时,环比增加241小时。 电量增长、电价下降电力主业营收增长平稳,承压煤价归母净利润同比下滑。前三季度公司实现上网电量326.08亿千瓦时,同比增幅为3.63%;但是由于市场化电力交易占比提升,前三季度实现平均售电单价283.32元/兆瓦时,同比减幅0.22%。电量增长、电价下降公司营收总体保持稳定,同时由于煤价高企,前三季度仅实现归母净利润2.24亿元,较上年同期(调整后)下降85.27%。 三季度公司市场化电力交易增加电价下降,单季度毛利率改善幅度不及预期;参股优质资产贡献投资收益增加,助力净利润提升。公司三季度发电量大增导致利用小时数增加,同时7月1日起蒙西、华北、山西电网区域内煤电上网电价均有不同程度上调,受上述因素影响公司三季度实现毛利率7.04%,环比增加0.9ppt。公司盈利水平虽然略有提升,但是总体低于预期。这主要是由于三季度公司市场化电力交易电量占比进一步提高,电价水平进一步下降所致。据测算17Q3公司平均售电单价为282.03元/兆瓦时,较前三季度平均售电单价283.32元/兆瓦时更低。公司参股的优质资产三季度盈利表现亮眼,其中酸刺沟煤矿、大唐托克托等优质资产三季度盈利显著增强,17Q3公司实现对联营企业和合营企业投资收益3.49亿元,环比增长51.34%。投资收益成为公司主要盈利来源,助力公司17Q3实现归母净利润1.60亿元,环比增加45.81%。 盈利预测与评级:综合考虑煤价和电价变化,我们下调17~19年归母净利润为3.39、7.59和9.34亿元(下调前分别为7.92、14.35和15.65亿元),对应每股收益分别为0.05、0.11和0.14元/股,当前股价对应的PE分别为81倍、37倍和29倍。公司为优质电力龙头,机组布局合理,有望充分受益于煤价回落、煤电联动带来的盈利提升。同时公司未来几年内仍将有较大体量优质热电机组投产,具备成长性。维持“增持”评级。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2017-09-05 4.32 4.82 47.85% 4.32 0.00%
4.32 0.00%
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投资建议:燃料成本上升影响公司业绩,符合预期,下半年业绩大概率环比改善。综合考虑煤价、电价变化,下调17-19 年盈利预测至6.99、8.69、9.23 亿元(调整前为11.57、15.78、17.85),对应EPS 为0.10、0.13、0.14 元,对应17 年PE 为49、38、35,维持目标价4.91 元,下调评级为“谨慎增持”。 8 月29 日公司发布半年报,2017 年上半年营业收入50.48 亿元,同比增长2.93%;归母净利润0.63 亿元,同比减少93.46%。 燃料成本上升影响业绩,符合预期。2017H1 公司发电量214.02 亿千瓦时,同比增长3.84%;售电单价0.28 元/千瓦时,同比下降0.59%。综合来看公司营业收入同比增长2.93%。尽管公司主要电力资产处于内蒙古、山西、宁夏等煤炭资源丰富地区,煤炭供给和成本相对有一定优势然而煤价持续高位运行使得成本大涨32%,大部分控股电厂出现亏损公司参股的酸刺沟矿业(主营煤炭业务)上半年经营形势良好,与大唐托克托等优质电厂等总共贡献4.66 亿投资收益。然而投资收益难敌主营电力业务亏损,公司2017H1 归母净利润下降显著,同比减少93%。 Q2 显著好于Q1,环比改善趋势大概率持续。受益于煤价回落,Q2 盈利能力有所好转,毛利率由Q1 的-0.6%上升至Q2 的6.2%。考虑到月1 日起电价上调,动力煤价趋稳,下半年业绩大概率环比改善。 在建装机项目丰富,近年陆续投产保增长。公司在建工程多为优质的热电联产项目,进展顺利,受国家供给侧改革影响小。预计17-19 年将有400 万千瓦以上的装机在晋蒙冀地区陆续投产(其中140 万千瓦于今年底投产),公司装机规模将提升40%以上,将对公司业绩产生积极影响。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2017-08-31 4.35 -- -- 4.34 -0.23%
4.34 -0.23%
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事件: 公司发布2017年中报。上半年公司实现营业收入50.48亿元,同比增长2.93%(调整后),归母净利润6332万元,同比减少93.46%(调整后),符合申万宏源预期。 投资要点: 煤价居高不下、市场交易电占比增加拉低综合电价导致上半年业绩同比下降。上半年公司控股各运行发电企业累计完成发电量213.93亿kWh,同比增长3.84%。因电力市场交易电量比例扩大,公司综合电价小幅下降0.59%至0.284元/度。因煤价高企,营业成本同比增加32.47%,上半年公司发电主业出现亏损,扣非后归母净利润为-1680万元。因公司收到大张高铁穿越500kV 京大线迁改工程补偿款3500万元,排污权指标交易收入2732.97万元,公司上半年实现归母净利润为6332万元。随着下半年煤价见顶回落,各地陆续上调煤电上网电价,我们预计公司度电盈利能力将显著改善。 中国人寿战略入股超10%,超出底价全额认购彰显对公司发展前景的认可。中国人寿资管以4.18元/股的价格全额认购公司定增配套募集资金约30亿元,锁定期12个月。其中9亿元用于现金支付收购京能集团的发电资产。发行完成后中国人寿持有上市公司约10.8%的股权,京能集团直接和间接合计持有上市公司约66%股权。我们认为,此次引入国寿作为战投,增强了公司资金实力,高比例持股强化国企改革预期。 在建热电项目,集团支持雄安建设,造就京津冀地区优质电力龙头。16年资产注入完成后,公司装机规模总体跨上一个台阶,17-19年仍将有412万千瓦在建热电项目投产。公司在建项目多为优质热电项目,符合国家、区域推广集中供暖的行业趋势,有望如期投产。在北京市鼓励有序向雄安新区转移发展的市属国有企业中,公司大股东京能集团名列在前。公司未来新增机组多为大型火电机组和热电联产机组,主要分布在内蒙、山西、河北等地,以坑口电站为主,煤价具备成本优势。机组多以点对网方式供应京津冀地区电力需求,保障热电消纳。 盈利预测与评级:参考公司中报业绩,我们下调公司17-19年归母净利润预计分别为7.92、14.35和15.65亿元(下调前17-18年业绩预测分别为10.29、17.58亿元),EPS 分别为0.12元、0.21元、0.23元;对应PE 分别为36、21和19倍。公司为京津冀优质电力龙头,公司装机结构优质、区域分布合理,未来将充分受益于火电供给侧改革、京津冀环保加压、地方国企改革带来的机会。考虑公司为火电行业中少有的3年装机规模有望高增长50%的标的,维持“增持”评级。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2017-04-13 4.67 -- -- 5.52 18.20%
5.52 18.20%
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事件: 公司公告以4.18元/股的价格完成定增配套资金募集,发行约7.18亿股,合计募集资金约30亿元。 公司拟以现金收购内蒙华电持有的京隆发电25%股权。 投资要点: 中国人寿战略入股超10%,超出底价全额认购彰显对公司发展前景的认可。中国人寿资管以4.18元/股的价格全额认购公司定增配套募集资金约30亿元,锁定期12个月。其中9亿元用于现金支付收购京能集团的发电资产。发行完成后中国人寿持有上市公司约10.8%的股权,京能集团直接和间接合计持有上市公司约66%股权。我们认为,此次引入国寿作为战投,增强了公司资金实力,高比例持股强化国企改革预期。 增持京隆发电实现100%控股,强化公司在京津冀地区的发电地位。公司目前拥有京隆发电75%股权此次现金收购25%股权完成后,京隆发电将成为公司全资子公司。京隆发电位于内蒙古乌兰察布丰镇市,距北京市区350km,本部建有2*600MW空冷机组,直供京津唐电网。另控股华宁热电80%股权,拥有2*150MW供热发电机组。2014、2015年归属上市公司股东的净利润分别为2.21、1.81亿元。京隆发电直属华北电网,燃煤成本及上网电价具有显著竞争优势,本次收购有利于公司迎接京津冀一体化发展,强化在京津唐地区的发电地位。 公司供应北京市一半的电力,受益首都全面淘汰散煤燃烧、推行煤改电的能源变革。2017年北京市“煤改电”改造覆盖13个区、约20.5万户,改造工作量同比提升30%,加速以电代煤、气代煤、集中供暖的方式代替散煤燃烧的能源消费变革。2016年公司控股装机供应北京市46%的用电量,此外参股25%的大唐内蒙托克托电厂供应北京约1/3的用电量。公司作为首都区域最大的电力供应商,有望充分受益电力消费增长,提升机组效率。 资产注入+在建投产,装机大幅增长,造就优质电力龙头。16年资产注入完成后,公司装机规模总体跨上一个台阶,17-19年仍将有412万千瓦在建热电项目投产。公司在建项目多为优质热电项目,符合国家、区域推广集中供暖的行业趋势,有望如期投产。新增机组多为大型火电机组和热电联产机组,主要分布在内蒙、山西、河北等地,以坑口电站为主,煤价具备成本优势。机组多以点对网方式供应北京地区电力需求,保障热电消纳。 盈利预测与评级:考虑公司17-19年在建装机集中投产,我们维持预计公司16-18年归母净利润分别为16.85亿元、10.29亿元和17.58亿元,完成增发后EPS分别为0.25元、0.15元、0.26元;对应PE分别为19、31和18倍。公司为京津冀优质电力龙头,公司装机结构优质、区域分布合理,未来将充分受益于火电供给侧改革、京津冀环保加压、地方国企改革带来的机会。考虑公司为火电行业中少有的3年装机规模有望高增长50%的标的,PB低于行业平均1.5倍,维持“增持”评级。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2015-07-28 6.59 -- -- 7.46 13.20%
7.46 13.20%
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投资建议 预计公司2015-2016年EPS 分别为0.48元、0.75元,北京石景山热电厂已于年3月19日关停,对公司业绩有一定负面影响,对应当前PE为.6X,9.4X,考虑公司未来有400-500万千瓦的资产注入,公司装机容量可能实现翻番,给予公司“推荐”评级。 投资要点 公司可控装机规模扩张至815万千瓦:公司2014年累计完成发电量449.6 亿千瓦时,同比增加5.7%,主要是控股子公司内蒙古康巴什热电有限公司新投产(66万千瓦)。公司控制运营装机容量为815万千瓦。 公司内生增长有限,明年年底投产200万千瓦:截止2015年6月30日,公司下属控股各运行发电企业累计完成发电量174.65亿千瓦时,同比增幅为-5.33%,今年没有项目投产安排,计划明年(2016年)年底有近200万千瓦投产,主要为湖北十堰热电(2*35万千瓦)、涿州热电(2*35万千瓦)、山西吕临发电(2*35万千瓦)。 大股东承诺后续资产注入,装机容量可实现翻番:集团在2014年5月承诺,对京能集团控制的、且尚未注入京能电力的保留煤电资产,按照公平合理的原则。在充分考虑京能电力、本公司及相关方利益的基础上,在2016年年底之前将该资产(约400-500万千瓦)注入京能电力,最终实现京能电力成为本公司唯一煤电业务投融资平台。 风险提示:机组利用小时降幅超预期,资产注入受阻不达预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2014-04-10 3.68 3.64 11.66% 3.67 -0.27%
3.67 -0.27%
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业绩符合预期 公司实现收入100.7亿元,净利润22亿元,同比增36%,合EPS0.48元。其中第四季度净利润4.3亿元,合EPS0.09元;同比降6%,环比降29%,与业绩快报一致。同时派发现金红利0.2元/股。 煤价回落和财务费用下降是利润改善的主因。1)煤炭价格走低,带动毛利率增加7个百分点到32%。2)受益于银行贷款减少,公司净负债率从2012年的89%下降至44%,财务费用下降3个亿。3)投资收益同比增长18%至11.8亿元,归功于参股电厂托克托和大同发电利润改善。 发展趋势 2014-15年:装机持续增加推升电量增长。1)2014年康巴什热电(2×35万千瓦)投产,带动装机增长13%。2)涿州热电、十堰、欣隆等项目有望在2015年投产。3)前期项目包括吕临、岱海三期、宁东二期、京玉等,加上在建项目储备共175万千瓦,为已投运装机的25%。 毛利率企稳:假设2014年标煤单价下滑4%,电价下调3%(2013年9月电价调整),预计2014年毛利率微降2ppt到31%,2015年后维持在32%的水平。 密切关注集团资产整合步伐。1)母公司方面:集团明确承诺“继续以京能电力作为唯一的煤电业务投融资平台”,目前尚有786万千瓦机组未上市。2)公司方面:资产负债率仅47%,账面现金21亿,营运现金流38亿,为进一步扩张提供基础。3)短期来看有望注入的资产包括上都电厂49%的股份(2012年净利润12亿)、蒙达电厂47%的股权(2012年净利润3.5亿)以及京达、京隆等一系列电厂。若考虑权益装机,集团支持可为公司提供100%的扩张空间。 盈利预测调整 预计2014-15年净利润分别为23亿/26亿,同比增长7%/12%。假设2014年标煤单价下滑4%,电价下跌3%,利用小时不变。若煤价下跌1%,公司的业绩还有1%的增长空间。 估值与建议 维持“审慎推荐”的评级,目标价4.4。目前股价对应2014年P/E7x,市净率1倍。短期催化剂:超预期扩张。风险:明年“煤电联动”电价下调超出预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2013-11-05 4.03 3.95 21.17% 4.17 3.47%
4.17 3.47%
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三季报业绩符合预期: 公司公告三季报业绩:2013年前三季度实现收入76.82亿元,同比增5%,净利润17.7亿元,同比增53%,合EPS0.81元。其中三季度实现收入25.53亿元,净利润5.97亿元,合EPS0.26元,环比降7%。公司已于10月23日实施10转10并派红利1元。 点评: 公司前三季度净利润同比增53%。主要源于:1)煤炭价格持续下行,综合蒙西及山西煤炭价格情况,1-9月公司标煤单价预计同比降8%以上,带来主营业务毛利率同比上升6.8个百分点;2)受益于京津冀大气防治工作的积极推进,防治地区燃煤电厂的接连关停,使得北京当地仍在运营的燃煤电站(石景山热电)利用小时快速提升,根据中电联数据,前三季度北京地区火电利用小时同比增13%。3)公司于去年完成对集团公司部分优质资产的收购工作(权益装机528万kw),受益于参股高盈利水平外送电站(托克托及托克托一发),公司投资收益同比增16%。 负债率降14个百分点,带来财务费用同比降27%。去年四季度公司完成定向增发,募集资金净额24.6亿元,用于偿还银行借款及补充流动资金,有息债务较年初减少30.47亿元。 发展趋势: 期待二次资产注入,实现公司规模跳跃式增长。为避免未来与公司可能的同业竞争,2012年5月,京能集团进一步作出明确承诺“继续以京能电力作为唯一的煤电业务投融资平台,力争在2013年年底之前将符合上市条件的保留煤电资产注入京能电力”。预计二次资产注入成行后,公司装机规模将再扩90%,仅考虑上都电站,或可至少增厚公司利润5亿元。 估值与建议: 首次“增持”评级。预计公司2013、14年净利润分别为21.8亿元、22亿元,对应EPS0.47元和0.48元,当前股价对应市盈率分别为8x、8x。 风险提示:新一轮电价调整超预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2013-08-26 3.97 3.80 16.56% 8.16 1.62%
4.39 10.58%
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上半年,受益于电量增长和煤价下降,公司实现归属净利润11.7亿元,同比增长60.64%。其中,注入资产贡献归属净利润增量约3亿元,推动业绩明显增长。公司未来仍将受益于煤价下降和电量增长,在集团支持下,装机规模将持续增长,维持“审慎推荐”评级,长期目标价9.3元。 公司上半年每股收益0.55元,高于预期。公司去年收购集团资产,报表口径发生变化,经追溯调整后,公司实现营业收入51.3亿元,同比增长3.47%,营业成本34.7亿元,同比下降6.98%,利润总额17.0亿元,同比增长70.34%,归属于上市公司股东净利润11.7亿元,同比增长60.64%,折每股收益0.55元,按最新股本摊薄后为0.508元,高于预期。另外,公司拟每10股转增10股,并派发红利1.0元(含税)。 电量煤价双重利好,盈利能力大幅提升。京津唐地区负荷增长较好,同时去年上半年京玉机组投产,公司上半年发电量达168.34亿千瓦,同比增长4.18%,带动了营业收入的增长,同时,受益于煤价持续下跌,公司上半年和二季度毛利率分别达32%和36%,盈利能力大幅提升。 投资收益有所提升,财务费用明显下降。上半年酸刺沟煤矿贡献投资收益7416万元,同比下滑26.9%,但降幅远低于煤炭行业平均水平,同时,由于电力资产投资收益大幅上升,公司共实现投资收益6.3亿元,同比增长34.72%;另外由于盈利情况良好,配套融资完成,公司资产负债率明显下降,财务费用同比下降达28.0%,共同推动了盈利的大幅增长。 注入资产盈利良好,新项目进展顺利。公司注入资产总体盈利增长良好,贡献归属净利润增长约3亿元,远超原有资产的贡献,显示出很强的盈利能力;另外,公司新项目进展顺利,康巴什项目有望于四季度投产,并新设了涿州热电项目,吕临热电和十堰热电项目也将取得进展(以上新项目均为2×35万千瓦),装机规模将持续增长。 维持“审慎推荐”评级。按明年电价下调5%测算,预计2013~2015年EPS为1.02、0.93和1.08元,公司装机将持续增长,集团对公司支持力度较大,未来上都、蒙达等盈利较好的电厂有望注入,维持“审慎推荐-A”投资评级,按照2014年10倍PE给予目标价9.3元。 风险提示:煤炭价格大幅反弹,电量需求持续低迷。
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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