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京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-24 2.98 -- -- 3.06 2.68% -- 3.06 2.68% -- 详细
以京津唐为基础辐射东北、华北,股权激励催化发展潜力。公司是北京国资委下属的煤电公司,截至 2019H1控股、权益装机容量分别为 1424万千瓦、1652万千瓦,装机主要分布在内蒙古(55%) 、山西(27%)及宁夏(12%)等煤源丰富、煤价较低的地区。公司近期以 3.17元/股的价格向管理层授出0.67亿份股票期权,成为 A 股第一家使用股权激励的电力公司,我们认为股权激励体现了管理制度的灵活创新,也将激励管理层更加重视经营效率,公司的变化值得重视。 积极收购集团资产,在建装机有望密集投产。公司通过自建和向集团收购机组,2014-18年增速为 8.9%,比同期全国火电装机增速高 1.6pct。公司 2018年末在建装机 478万千瓦, 叠加 18年底和 19年 4月注入的合计 210万千瓦机组以及 19年恢复商运的 126万千瓦机组,我们测算公司 2019、2020年新增装机增速为 47%和 16%;对应发电量增速分别为 32.9%、48.6%。 联营和合营电厂和煤矿是公司盈利的主要来源。公司参股火电的权益为 568万千瓦,占 19H1权益总装机的 34%。2018年公司合联营企业投资收益为15.7亿元,同比增长 37%,成为当年 8.9亿元归母净利润的主要来源。参股煤矿年产能 1800万吨,公司持股 24%,2018年度实现投资收益 3.9亿元。 供给加速释放,煤价下跌趋势已现。2019年 1-8月,全国原煤产量 24.1亿吨,同比增长 4.5%。2019年 1-8月,CCI5500动力煤价格指数(606元/吨)对比 2017年(644元/吨)、2018年(653元/吨)分别下降 5.9%及 7.2%。 由于煤炭行业仍然维持着较高的投资增速,我们预计煤炭供给释放仍将加快。 而需求端较为疲软,煤价未来下行可能持续,有望带动公司控股及参股机组业绩改善。 控股参股机组较多,煤价弹性大。按照 19H1控股装机 1424万千瓦,测算公司年标煤消耗量近 2000万吨,假设按照合同煤比例 30%测算,标煤价格下跌 10元将为公司带来净利润增厚约 0.9亿元。 盈利预测与估值。 我们预计 2019-21年实现归属母公司所有者的净利润 16.6、25.5、30.6亿元,对应 EPS 为 0.25、0.38、0.45元。参考可比公司 2019年 13倍 PE 估值,考虑到公司装机规模扩大带来的发电量增量以及机组区位分布带来的煤价优势,给予公司 2019年 14-16倍 PE,对应合理价值区间3.50-4.00元,首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示:宏观经济下行带来全社会用电量承压;电力体制改革下市场电让利进一步扩大;煤价下行的时点存在不确定性。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-17 3.13 -- -- 3.16 0.96%
3.16 0.96% -- 详细
事件:京能电力发布股权激励计划(草案)。本激励计划拟向激励对象授予股票期权6746.73万份(包括预留期权674.673万份),涉及的标的股票为人民币A股普通股,约占本激励计划草案公告时公司股本总额的1%;行权价格为每股3.17元。 落实国企改革,激发管理活力:自2002年上市以来,公司首次公布股权激励计划,作为地方国资企业意义非凡。鉴于大股东京能集团被纳入“双百行动”企业名单,公司为贯彻国企改革“双百行动”精神,积极落实北京市国资委股权激励试点工作,进一步激发管理活力。本次股权激励计划首期授予的拟激励对象为公司高管、核心骨干和核心业务人员,共计174人,其中任何一名激励对象通过本次激励计划获授的公司权益总额均未超过公司总股本的1%。 明确业绩考核目标,看好公司长期发展:公司提出的首期授予和预留股权的年度绩效考核包括如下五方面:扣非ROE、扣非归母净利润复合增速、人均劳动生产率、科研投入及高新技术企业认证。以本激励计划的第一个行权期为例,2020年扣非ROE及扣非归母净利润复合增速在目标值的基础上,另要求不低于对标企业75分位值水平或行业平均水平。我们判断随着优质产能及运力释放,煤炭供需格局有望改善,煤价中枢有望下行。公司发电资产全部为火电,将受益于煤价下行。此外,与火电行业装机增长遭遇“天花板”不同,公司装机增长仍然可观(详见我们2019年3月的深度报告《弹性诚可贵,成长价更高-京能电力(600578.SH)投资价值分析报告》),公司盈利水平及成长性有望超过同业。 盈利预测与投资评级:维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为12.8、16.5、17.6亿元。预计公司2019-2021年的EPS分别为0.19、0.24、0.26元,当前股价对应PE分别为16、13、12倍,对应PB分别为0.89、0.85、0.82倍。我们看好公司的业绩弹性及成长性,以及估值上的安全边际,维持“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,用电需求低于预期,股权激励计划失败的风险等。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-26 3.18 -- -- 3.16 -0.63%
3.16 -0.63% -- 详细
发电业务量价齐升,上半年公司收入同比增长26.6%至80.3亿元。1)上半年可控装机容量同比增长31.9%,上网电量同比增长23.5%。上半年,公司控制装机容量1,424万千瓦,同比增加344万千瓦,增幅31.85%;权益装机容量1,652万千瓦,同比增加241.6万千瓦,增幅17.14%。上半年装机容量增长主要来源于:锡林发电2号66万机组2019年1月24日投产;2019年6月末完成对京海发电51%股权(66万千瓦)、京宁热电100%股权(70万千瓦)的同一控制企业合并;十堰热电(70万千瓦)2019年3月8日投产。2019年上半年累计完成发电量309.04亿千瓦时,同比增幅为22.44%;2019年上半年累计完成上网电量284.09亿千瓦时,同比增幅为23.52%。2)享受增值税下调红利,上半年不含税电价同比增长2.9%;发电收入同比增长27.2%。上半年,公司下属控股各运行发电企业2019年上半年实现平均售电单价259.74元/千千瓦时(不含税),同比增幅为2.94%。根据上网电价、不含税电价数据计算,上半年发电收入同比增长27.2%至73.8亿元。3)其他收入以供热为主,上半年同比增长21.1%。上半年累计完成供热量2532万吉焦,同比增长19.99%。 标煤单价下降5.6%,毛利率从去年同期的7.8%上升到14.5%。公司下属控股各运行发电企业2019年上半年累计综合标煤价格为422.18元/吨,较去年同期累计降低25元/吨,同比降幅为5.6%。由此,公司上半年营业成本同比增长17.4%,低于上网电价23.5%的同比增速。公司毛利从同期的4.9亿元上升到11.7亿元,毛利率从同期的7.8%上升到14.5%。 公司2019年上半年投资收益7.2亿元,基本和去年同期持平。其中,上半年权益法核算的长期股权投资为7.1亿元,基本和去年同期持平。公司参股发电公司9家(主要是火电企业),参股煤矿1家,整体盈利和去年同期持平。 在建项目储备充足,预计年内还将投产175万千瓦机组。公司控股在建装机容量454万千瓦,预计2019年内吕临发电(70万千瓦)、京欣发电(70万千瓦)、秦皇岛热电#1机组(35万千瓦),宜春热电将陆续投产,预计京泰发电二期项目于下半年开工建设。 7月火电发电量同比增速-1.6%,而原煤产量增速12.2%,煤炭供应趋向宽松,后续煤价有望下行。1)工业用电需求走弱、房地产产业链增速放缓,火电增速承压。7月工业增加值增速下降到4.8%,PMI反弹至49.7但仍低于50。2019年棚改计划285万套,较2018年588万套的计划改造套数减少近51%;棚改退坡致1~7月商品房销售面积同比下降1.3%,给新开工、地产投资带来压力。2)煤矿新增产能储备充足,二季度矿难影响消退后,产量快速增长。根据国家能源局公布的煤炭产能数据,2018年年底煤炭在产产能35.3亿吨,同比增长5.8%,核准在建产能10.3亿吨,同比增长1.1%(其中联合试运转产能3.7亿元,同比增长3.6%)。一季度煤矿产能受到矿难影响,产量增速有限;今年5月、6月、7月原煤产量同比增长3.5%、10.4%、12.2%,产量快速恢复。3)煤矿产能释放快于下游需求,煤矿库存增速达到供给侧改革后的最高水平:2019年6月末,国有重点煤矿库存达到2216万吨,同比增长7.5%。这个同比增速是煤炭供给侧改革后的最高水平。 低估值火电标的,维持强烈推荐评级。预计公司2019~2021年EPS分别为0.23、0.26、0.28元,对应市盈率14.6、12.8、11.9倍。公司当前市净率为0.97倍。假设2019年股利分配率维持在60%水平,则预计2019年分红对应当前股价股息率为4.1%。公司在建项目储备充足,预计年底装机容量近1600万千瓦,同比增长40%。 风险提示:煤价或维持高位;上网电量增速或低于预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-23 3.18 4.29 43.48% 3.19 0.31%
3.19 0.31% -- 详细
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80.31亿元,较上年同期上升0.88%;营业成本为697.35亿元,较上年同期下降26.64%;归属于上市公司股东的净利润6.80亿元,同比上期增长124.81%,基本每股收益0.10元,同比上期增长150%。 二、分析与判断 新机组陆续投产外加并购热电企业,带动公司发电量大幅增长。2019上半年,公司下属控股各运行发电企业共完成发电量309.04亿千瓦时,同比增长22.44%;实现平均售电单价259.74元/兆瓦时(不含税),同比增长2.94%。2018年下半年,涿州京源热电#2机组、京能五间房电厂项目#1机组正式投产,增加公司装机容量101万千瓦,贡献发电量约27亿千瓦时,占上半年发电量的8.74%;2019年上半年,京能五间房电厂项目#2机组、京能十堰一期#2机组通过168小时试运行,岱海发电#1#2机组完成技术改造投入运营,共增加公司装机容量242万千瓦瓦,贡献发电量约12.2亿千瓦时,占上半年发电量的3.95%;此外,公司于2018年末收购的内蒙古京宁热电、于2019年4月并购的内蒙古京海煤矸石发电共增加公司装机容量136万千瓦,贡献发电量50.18亿千瓦时,占上半年发电量的16.24%。上述新机组的投产及热电企业的并购成为上半年营业收入增长的主要动力。另外,吕临发电2*35万千瓦,预计2019年8月1日、9月1日投产;京欣发电2*35万千瓦,预计2019年8月31日、11月30日投产;京秦热电2*35万千瓦,预计2019年11月30日、2020年1月投产,合计增加运营规模210万千瓦,为公司在2019年下半年和2020年继续营收高增长打下基础。 上半年入厂标煤同比回落3.9%,多举措协同降低燃料成本。2019年上半年入厂标煤单价同比降低16.05元/吨,降幅达到3.9%。反观2019年市场煤价,以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例,1-6月份均价为609元/吨,同比回落62元/吨,跌幅9.24%。可见公司燃料成本大幅低于行业整体,有以下几点原因:1)公司主要电力资产处于内蒙古、山西、宁夏、河北等大型煤电基地及附近,以坑口电站为主,形成区域布局优势,使煤价具备成本优势;2)公司发挥协同管理职能,促进与大型煤企的战略合作,增加长协煤合同比重,扩大市场煤供应商来源,实施市场煤网上竞价阳光采购,积极研判动力煤期货市场走势,实行错峰采购,科学开展劣质煤掺烧;3)公司于2018年收购北京京能电力燃料有限公司,进一步节约公司的燃料采购成本。4)科学开展劣质煤掺烧,岱海、盛乐、宁东、京玉等电厂,均在确保机组安全稳定运行的前提下,提高煤泥的掺烧比例,降本增效。未来看好煤价持续下行,持续惠及公司降低成本。 未来两年迎电厂密集投产期,燃料端成本大幅下行可期。截至2019年6月末,公司控制运营装机容量1424万千瓦,控制在建装机容量454万千瓦,权益运营装机容量1,652万千瓦。2019年下半年,吕临发电#1机组、京能秦皇岛机组、京能双欣机组预计将投产运行,规模达210万千瓦;2020年,内蒙古京泰发电#1机组、京煤滑州热电机组也将陆续投产,新增装机容量103万千瓦。未来两年将是京能电力产能密集投放期,新项目的不断投产可保公司发电量持续增长。动力煤炭自2016年供给侧改革大涨之后,高位横盘已近3年时间。7月份发电量同比增长0.6%,比上年同期回落5.1个百分点;用电量同比增长2.7%,比上年同期回落4.1个百分点,发电及用电量全面走弱。而从7月煤炭供给的累计同比数据来看,供给端呈现增速较快的趋势,动力煤逐渐进入供大于求的格局,再加上经济疲软下游需求不足,价格走弱的确定性较强,公司盈利将逐步改善。 三、盈利预测与投资建议 随着公司项目机组的陆续投产,以及动力煤价格走弱的较强确定性,我们看好公司业绩的不断改善。我们预计2019-2021年EPS分别为0.24、0.49、0.60元/股,对应PE分别为14、7、6倍,给予“买入”评级。 四、风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、全社会用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降;4、机组投产不及预期。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-23 3.18 3.55 18.73% 3.19 0.31%
3.19 0.31% -- 详细
延续高增长,19H1符合预期 19H1公司实现营收80.3亿(同比+26.6%),归母净利润6.80亿(同比+124.8%),扣非归母净利润6.64亿(同比+146.4%)。公司营收及净利润延续Q1高增长趋势,业绩符合预期。报告期内公司入厂标煤单价同比减3.9%,不含税电价同比增2.94%,多数区域利用小时改善。报告期内7家控股电厂扭亏为盈,新投产锡林郭勒电厂投产即盈利。公司装机高成长(控股在建机组占存量机组32%),盈利有望随煤价下行不断改善。维持19-21年盈利预测16.2/19.5/21.5亿,预计19BPS3.64元,参考可比公司估值给予公司19年1.0-1.2x目标P/B,目标价3.64-4.37元/股,维持“买入”。 三要素整体向好,存量机组大幅扭亏 根据公司中报,报告期内公司入厂标煤单价同比降低16.05元/吨,降幅达到3.9%;平均售电单价259.74元/千千瓦时(不含税),较去年同期增幅2.94%;京津唐/蒙西/东北/宁夏区域机组分别实现利用小时2148/2536/2731/2670小时,分别同比+217/88/28/703小时,仅山西区域利用小时小幅下滑,煤价、电价、利用小时三要素整体向好。受益于三要素向好,报告期内7家控股电厂扭亏为盈,宁东发电(持股65%)同比增利1.2亿,盛乐(持股100%)/京隆(持股100%)/岱海(持股51%)分别增利6870/5658/5377万元。我们看好存量机组全年盈利持续改善。 装机高增长,新增机组盈利可期 截至19H1,公司控股装机达到1424万千瓦,同比提升344万千瓦(+32%),新增机组分别为湖北十堰2*35万千瓦机组、锡林郭勒2*66万千瓦机组、京隆电厂新增6万千瓦装机、以及报告期新收购的滑洲热电70万千瓦装机和京海热电66万千瓦装机。其中新投产的锡林郭勒电厂19H1实现净利润2400万元,有效贡献增量利润。19H1公司控股在建机组454万千瓦,占当期公司控股运营机组的32%,公司装机高增长在火电板块中相对稀缺。我们认为,在19-21年煤炭供需格局逐渐宽松背景下,公司有望通过自身优秀管理能力有效使新投产机组不断贡献利润增量。 看好2H煤价持续下行,参股电厂盈利有望显著改善 19H1公司实现对联营及合营企业的投资收益7.10亿,同比-0.51%,及公司参股资产整体利润并未出现显著好转。公司参股电厂主要为其他上市公司送京津冀地区主力机组,煤价弹性相对较高。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松演变,看好2H煤价持续下行,7月1日至8月20日,秦皇岛港动力末煤(5500K)平仓价均值590元/吨,同比下滑7.7%,看好2H煤价维持同比下降趋势,我们认为公司参股电厂19H2盈利有望显著改善。 维持盈利预测,维持“买入”评级 公司19H1业绩符合预期。维持19-21年盈利预测16.2/19.5/21.5亿,预计19BPS3.64元,参考可比公司19年平均P/B 1.1x。给予公司19年1.0-1.2x目标P/B,目标价3.64-4.37元/股,维持“买入”评级。 风险提示:煤价降幅不及预期、利用小时数下滑/电价下降风险。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-22 3.26 -- -- 3.20 -1.84%
3.20 -1.84% -- 详细
事件: 京能电力发布 2019年半年报。 2019H1公司实现营业收入 80.3亿元,同比增长 26.6%(调整后) ;归母净利润 6.8亿元,同比增长 125%(调整后) 。 点评: 装机规模扩张,控股电厂量增价减: 2019H1公司控股装机容量 1424万千瓦,同比增加 344万千瓦。 2019Q1锡林郭勒发电全部投产, 2019Q2公司收购京能集团旗下京宁热电和京海发电。受益于装机规模扩张叠加岱海发电恢复商业运营,2019H1公司发电量 309亿千瓦时,同比增长 22.4%(调整后) ;其中 2019Q2公司发电量 151亿千瓦时(调整前) , 环比增长 10.0%(调整前)。 受区域结构及市场化电量占比提升等因素等影响,公司 2019H1不含税电价( 0.260元/千瓦时)低于 2019Q1电价( 0.307元/千瓦时)。 此外, 受益于煤价下行等因素,公司 2019H1入厂标煤单价同比降低 3.9%。 2019H1公司控股岱海发电、宁东发电等电厂同比实现扭亏。 投资收益保持稳健: 2019H1公司投资净收益 7.2亿元,同比持平。公司参股优质火电( 大唐托克托发电、 大唐托克托第二发电、华能北京热电等)及煤矿( 伊泰京粤酸刺沟矿业)资产, 2019H1大唐托克托发电、大唐托克托第二发电、华能北京热电、 伊泰京粤酸刺沟矿业净利润同比分别增长 4.4%、 15.0%、 15.2%、 5.0%。 公司投资收益相对稳健, 有效贡献利润。 财务费用显著提升: 2019H1公司财务费用 7.4亿元,同比增长 11.6%;其中 2019Q2公司财务费用 4.2亿元,环比增加 1.0亿元。 我们认为财务费用提升的主要原因为2019Q2公司收购资产并表,导致负债规模提升。截至 2019H1, 公司已完成京能集团旗下资产( 京能燃料 100%股权、京宁热电 100%股权、滑州热电 100%股权、宜春热电 100%股权、 京海发电 51%股权)的收购。 受此影响, 公司2019Q2归母净利润 2.4亿元, 较 2019Q1归母净利润( 4.4亿元)有所下滑。 盈利预测与投资评级: 根据公司 2019H1业绩及煤价变化情况,下调 2019年、上调 2020-2021年盈利预测,预计公司 2019-2021年的归母净利润分别为 12.8、 16.5、 17.6亿元(调整前分别为 13.1、 15.2、 17.5亿元)。 预计公司 2019-2021年的 EPS分别为 0.19、 0.24、 0.26元,当前股价对应 PE 分别为 18、 14、 13倍,对应PB 分别为 0.96、 0.92、 0.89倍。我们看好公司的业绩弹性及成长性, 维持“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,用电需求低于预期等。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-29 3.26 4.39 46.82% 3.43 5.21%
3.43 5.21%
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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%
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京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-03-18 3.40 4.13 38.13% 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 4.11 37.46% 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 3.45 15.38% 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 4.70 57.19% 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。
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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