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晏溶

华西证券

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长源电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-29 5.61 6.70 -- 5.68 1.25%
5.68 1.25%
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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34.03亿元,较上年同期上升17.74%;营业成本为28.83亿元,较上年同期上升8.18%;归属于上市公司股东的净利润2.55亿元,同比上期增长955.17%,基本每股收益0.23元,同比上期增长954.59%. 二、分析与判断 发电量增长及燃料成本下降,推动公司利润大幅度增长。2019年上半年,公司完成发电量88.44亿千瓦时,较上年同期上升16.34%;上网电量83.13亿千瓦时,较上年同期上升16.4%。主要控股参股火电企业荆门公司、荆州公司、汉川一发、长源一发上半年发电量分别为29.8、18.06、32.39、6.93亿千瓦时,同比增长10.86%、31.06%、19.87%、-1.14%。报告期内,公司累计完成入炉综合标煤单价747元/吨,同比下降32.42元/吨,降幅4.16%。以上合计净增加营业利润约2.9亿元,为公司上半年归母净利增长的主要原因。 湖北省今夏高温干旱少雨,火电顶发保供功劳大。上半年湖北各大产业和城乡居民生活用电全面增长,湖北全省累计发电1350.71亿千瓦时,增长4.92%;全社会累计用电1039.18亿千瓦时,增长8.83%。由于上半年湖北省内各流域来水不均,绝大部分水电厂出力不同幅度下降,三峡发电406.10亿千瓦时,同比增长4.92%;不含三峡,水电厂发电197.40亿千瓦时,下降21.20%。从利用小时数来看,上半年湖北省水电发电设备平均利用小时数为1668小时,同比下降91个小时。在发用电供需两旺,水电出力不足的背景下,湖北省火电及时顶发保供。火电厂发电687.20亿千瓦时,增长21.73%。火电厂发电量占全社会用电量的66.13%,较上年同期上升了7个百分点。火电发电设备平均利用小时数为2253小时,同比上涨224个小时。得益于此,公司2019年上半年火电发电小时数2414小时,同比增长333个小时。从湖北省7月份电力运行情况看,依旧是延续上半年态势,水电厂发电同比下降10.07%;火电厂发电同比增长12.33%。而从湖北省气象局8月20日召开的天气新闻发布会来看,湖北省今夏高温干旱少雨,7月20日以来,中东部地区高温日数长达20~31天,较常年同期偏多16天左右;全省平均降水量78.5毫米,较历史同期(154.7毫米)偏少近5成,火电顶发保供形势还将持续,公司下半年发电量仍将保持较高增速。 蒙华铁路预计10月全线开通,铁路运力增加将促使煤价回落,增厚公司利润。蒙华铁路是国家“北煤南运”的战略大通道,北起内蒙古鄂尔多斯,经陕西、山西、河南、湖北、湖南,终至江西吉安,全长1813.544公里。7月完成全线铺轨,8月开始动态检测,预计10月全线开通。蒙华铁路建成意味着三西低开采成本煤炭外运能力进一步增强,将促使煤炭价格回落。而且湖北作为蒙华铁路进中部第一个省份,相对距离煤炭产地较近,无疑当地火电企业将直接受益于低成本煤炭。公司作为在湖北省深耕多年的火电企业,将享受煤炭采购成本下降的优惠,公司利润有望进一步增长。 三、盈利预测与投资建议 2019年上半年,湖北省用电需求增长强劲,水电发力不足,促使火电发电增加,使得公司2019年上半年发电量增加。再加上燃料成本下降,推动公司利润大幅度增长。从湖北省7-8月气象情况看,高温干旱少雨,火电仍延续上半年顶发保供态势,公司下半年发电量预计仍将保持较高增速。蒙华铁路预计10月全线开通,公司作为湖北省主要的火电发电企业,采购成本有望下降,预计利润将进一步增加。预计2019-2021年EPS为0.32/0.46/0.61元,当前股价对应18/12/9倍PE,维持“买入”评级。 四、风险提示 1、动力煤价格下降不及预期;2、湖北省用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降;4、湖北省降水量超预期。
建投能源 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-28 5.72 6.80 44.99% 5.94 3.85%
5.94 3.85%
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上网电价小幅上调,加大供热市场开发,带动公司营收小幅探涨。2019上半年,公司控股运营的9家发电公司共完成上网电量185.88亿千瓦时,同比下降0.1%;平均上网电价为317.59元/兆瓦时,同比增长0.2%;实现售电收入59.03亿元,同比增加0.1%。河北省上半年全社会用电量1863亿千瓦时,同比增长7.05%,发电量1446.6亿千瓦时,同比增长6.51%,公司作为河北省最大的独立发电公司,上半年的发电量占全省的13.77%,拥有较高的市场占有率,形成规模优势,保障年发电量的稳定。此外,上半年公司完成售热量2508万吉焦,同比增长23.6%;实现售热收入7.53亿元,同比增长15.11%。这是由于供热机组供热规模扩大,其中控股子公西电公司和西二公司向石家庄市区供热面积增加到3180万平方米,邢台热电工业热网项目、任丘热电工业开发区热网项目于2018年下半年实现供热。在未来,热力公司南和县集中供热项目、衡水桃城区集中供热项目计划于今年供暖期实现供热,进一步增加售热收入。 上半年入厂标煤同比降低35.29元/,是净利润大幅提升的主因。2019年上半年公司售电成本为46.13亿元,同比下降4.16%,毛利率上升3.47%。其主要原因是上半年公司平均标煤价格同比降低35.29元/吨,单价为613.31元/吨,这是因为:1)市场煤价整体下跌,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%;2)公司与国有大型煤企集团合作,着力开发直供煤煤源,推广煤矿+第三方物流到厂模式,优化燃煤结构,提高经济煤掺烧比例;3)公司位于京津冀区域腹地,该地作为资源与负荷双中心,使公司可以获得稳定的煤炭供应,控制采购成本。未来看好煤价继续走弱,有助于公司燃料成本的持续降低。净利润大幅提升的另一原因是发电机组效能指标的提升,2018年全年平均供电煤耗同比下降5.35克/千瓦时,可以预计2019年煤耗与2018年同期相比也有所下降。 新机组的投产和供热规模的扩大将成为未来营收增长点。截至2019年6月末,公司控制运营装机容量780万千瓦,控制在建装机容量70万千瓦,权益运营装机容量832万千瓦。其中公司拥有的发电机组均为30万千瓦以上的机组,容量大、效率高,发电机组平均利用小时数为2555小时,高于全国火电平均小时489小时。在2019年7月,公司控股的遵化热电项目#1机组正式投产,装机容量为35万千瓦,#2机组也于8月份完成冲管工作,预计可以在下半年投产运营,届时将增加公司装机容量35万千瓦,下半年的发电量可小幅增长。此外,公司参股的项目山西盂县2×1,000MW项目工程建设进展顺利,已完成对内蒙古查干淖尔煤电一体化项目的尽调工作。另外,公司90%以上的机组为热电联产机组,在京津冀蓝天保卫战背景下,集中供热需求的不断增长,而随着热力公司南和县集中供热项目、衡水桃城区集中供热项目2019年供暖期的投产供热,公司售热收入将迎新增长。 盈利预测与投资建议 随着公司下半年项目机组的投产及供热规模的扩大,加上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0.36、0.52、0.59元/股,对应PE分别为16、11、10倍,给予“买入”评级。 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。
华能水电 电力设备行业 2019-08-27 4.63 5.59 -- 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。
京能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-23 3.18 3.96 37.02% 3.19 0.31%
3.19 0.31%
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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。
深圳燃气 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-23 6.08 6.03 -- 6.75 11.02%
8.88 46.05%
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65.83亿元,较上年同期上升6.69%;营业成本为52.41亿元,较上年同期上升10.03%;归属于上市公司股东的净利润5.95亿元,同比上期降低6.85%,基本每股收益0.21元,同比上期降低4.55%。 二、分析与判断 上半年业绩低于预期,主要缘于天然气销售量增速放缓。公司2019年上半年天然气销售量为14.07亿立方米,同比增长2.25%,增速较上年放缓27个百分点。1)深圳地区管道天然气销售量为8.77亿方,同比降低5.09%,增速较上年放缓23个百分点。其中电厂销售量为3.2亿立方米,同比降低18.16%,增速较上年放缓48个百分点;深圳区域除电厂外客户管道天然气销售量为5.57亿立方米,同比增长4.5%,增速较上年同期放缓4.2个百分点。由上可知,深圳区域管道天然气销量下降的主要原因,在于电厂天然气采购量大幅下降。2)深圳区域外管道天然气销量为5.3亿立方米,同比增长17.52%,增速较上年放缓47个百分点。主要原因为2018H1市外新增6个燃气项目,深圳以外地区管道天然气客户净增19.59万户,而2019H1年市外新增2个燃气项目,深圳以外地区管道天然气客户净增7.45万户,市外并购拓展放缓所致。上网价格下调、燃料成本上浮、市场化交易让利及西电东送电量加大,均为当下燃机电厂少用气少发电的主要原因。1)广东省发改委自2018年7月1日起,将广东省燃气机组上网电价调低5分/千瓦时至0.665元/千瓦时,严重影响了燃机盈利性。2)占燃机发电成本超70%的天然气,销售价格于2018年冬季、2019年春夏季均遭中石油、中海油全面上浮,进一步压缩燃机盈利空间。3)广东省电力市场化交易安排中规定,2018年除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂需参与市场化交易,2019年燃气电厂(不含广州大学城天然气分布式能源站)需全面参与市场交易。2018年参与市场化交易的燃机电厂度电平均让利6-7分钱,在被降上网电价之前已经实现了工商业让利。4)西电东送广东电量不断加大,2017年为1781.66亿千瓦时,2018年为1927.24亿千瓦时,预计2019年超2000亿千瓦时。夏季高峰时段不再缺电,让大部分参与调峰的燃机失去了发电机会,从而减少了天然气使用量。运营广东省3座燃机发电厂的深圳南山热电股份有限公司,其下属发电厂2019H1上网电量同比减少73.58%,公司表示在 当前的上网电价政策环境及天然气价格水平下,公司燃机发电业务举步维艰,受此影响公司上半年营收同比下降了62%,归母净利润出现亏损。综上所述,预计短期内燃机电厂天然气消费量下降的趋势将不可逆转。城中村天然气改造或提速,调峰库日前投产保气源。截止上半年,深圳管道天然气用户为205.88万户,但与此同时,深圳还有超过1000万人大约300万户,居住在1836个城中村中,由于历史等复杂原因,大量的城中村还没有通上管道天然气。近年来,深圳市政府将城中村管道天然气改造提升作为重要的民生工程,力争通过3年时间的努力,到2020年完成100万户城中村管道天然气改造,到2022年再完成100万户,确保到2020年管道天然气普及率达到70%、到2022年达到80%,以达到国内先进水平。公司2018年完成城中村改造8.27万户,今年上半年完成城中村改造10.17万户,距离2020年完成100万户的目标还相差较多,时间紧任务重,公司或在今明两年加快推进进度。公司投资的周转能力为10亿立方米的天然气储备与调峰库已于2019年8月18日试投产,公司由此具备独立的气源采购渠道,储气调峰能力跃居全国前列,这将为深圳实现80%的天然气普及率保驾护航。 三、盈利预测与投资建议 公司上半年缘于天然气销售量增速放缓原因,公司营业收入较上年同期增长6.69%,归母净利同比下降6.85%,低于我们此前预期,其中电厂用气量同比下降17.10%。另外,为降低制造业运营成本,2019年起深圳工商业用气价格降低0.10元/立方米,预计全年影响公司毛利6000万左右。今年上半年全国天然气表观消费量同比增长10.8%,增速较去年下降6.7个百分点;天然气进口量同比增长11.6%,增速较去年下降27.7个百分点。基于全国天然气消费增速降低及公司当下运营情况,储备库8月试运营预计对2019年业绩影响有限,预计公司2019-2021年EPS为0.32/0.36/0.40元,当前股价对应19/17/15倍PE,给予“增持”评级。 四、风险提示 老城改造等深圳市内项目推进不如预期;异地项目拓展不顺;天然气价格上浮;液化石油气业务亏损;用气需求下降。
深圳燃气 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-21 6.50 5.66 -- 6.75 3.85%
8.88 36.62%
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储备库项目投产试运行,深圳储气调峰能力跃居全国前列。深圳市燃气储备与调峰库于2014年正式开工建设,建有1座8万立方米的LNG储罐、24万立方米/小时的气化调峰设施、5套LNG槽车装卸系统,以及1座5万吨级LNG码头,能够接卸1至9万立方米LNG船舶,年周转能力为10亿立方米。该项目投产后,深圳市的液化天然气应急储备库容将从现有的2万立方米提升至10万立方米,应急保障能力升至7天以上,储气调峰能力跃居国内大中城市前列。近日中共中央、国务院发文支持深圳建设中国特色社会主义先行示范区,提出深圳需牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念,打造碧水蓝天的生态空间,如此高的战略定位,深圳未来势必再迎30年高速发展的,城市人口、工商业等将不断发展,势必形成不断增长的天然气消费需求。公司储备库项目的试投产,将为先行示范区的绿色高效发展提供保障。我们以LNG到岸价和中国LNG出厂价粗略估算进售价差,截止目前2019年平均价差为1.39元/立方米,2018年全年平均价差为0.7元/立方米,而公司2013年可研报告按照0.425元/立方米进售价差预测,项目达产后的税后净利润为1.53亿元。目前LNG进售价差好于2013年,项目此时投产定能实现更好的利润回报。 上半年业绩低于预期,缘于天然气销售增速放缓。公司近日发布业绩快报,2019年上半年公司营业收入为65.83亿元,较上年同期增长6.69%。其中天然气销售收入较上年同期增长5.82%,比上年同期增速放缓12个百分点,主要缘于天然气销售量增速放缓所致。2019年上半年天然气销售量为14.07亿立方米,同比增长2.25%,增速较上年放缓27个百分点,电厂、非电行业天然气销售增速均放缓。其中电厂天然气销售量为3.24亿立方米,较上年同期下降17.10%,增速放缓47个百分点,是天然气销售量增速放缓的主要原因;非电厂天然气销售量10.83亿立方米,较上年同期增长9.98%,增速放缓近18个百分点。 上网价格下调、燃料成本上浮、市场化交易让利及西电东送电量加大,均为当下燃机电厂少用气少发电的主要原因。1)广东省发改委自2018 年7 月1 日起,将广东省燃气机组上网电价调低5 分/千瓦时至0.665元/千瓦时,严重影响了燃机盈利性。2)占燃机发电成本超70%的天然气,销售价格于2018年冬季、2019年春夏季均遭中石油、中海油全面上浮,进一步压缩燃机盈利空间。3)广东省电力市场化交易安排中规定,2018年除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂需参与市场化交易,2019年燃气电厂(不含广州大学城天然气分布式能源站)需全面参与市场交易。2018年参与市场化交易的燃机电厂度电平均让利6-7分钱,在被降上网电价之前已经实现了工商业让利。4)西电东送广东电量不断加大,2017年为1781.66亿千瓦时,2018年为1927.24亿千瓦时,预计2019年超2000亿千瓦时。夏季高峰时段不再缺电,让大部分参与调峰的燃机失去了发电机会,从而减少了天然气使用量。运营省内3座燃机发电厂的深圳南山热电股份有限公司,其下属发电厂2019H1上网电量同比减少73.58%,公司表示在当前的上网电价政策环境及天然气价格水平下,公司燃机发电业务举步维艰,受此影响公司上半年营收同比下降了62%,归母净利润出现亏损。综上所述,预计短期内燃机电厂天然气消费量下降的趋势将不可逆转。 盈利预测与投资建议 日前公司储备库项目投产试运行,可使深圳市应急保障能力升至7天以上,保障高速前进的现行示范区深圳实现高效绿色发展,项目盈利性好弹性大。公司上半年缘于天然气销售量增速放缓原因,公司营业收入较上年同期增长6.69%,低于我们此前预期,其中电厂用气量同比下降17.10%。另外,为降低制造业运营成本,2019年起深圳工商业用气价格降低0.10 元/立方米,预计全年影响公司毛利6000万左右。今年上半年全国天然气表观消费量同比增长10.8%,增速较去年下降6.7个百分点;天然气进口量同比增长11.6%,增速较去年下降27.7个百分点。基于全国天然气消费增速降低及公司具体运营情况,储备库8月试运营预计对2019年业绩影响有限,预计公司2019-2021年EPS为0.32/0.36/0.40元,当前股价对应19/17/15倍PE,给予“增持”评级。 风险提示 老城改造等深圳市内项目推进不如预期;异地项目拓展不顺;天然气价格上浮;液化石油气业务亏损;用气需求下降。
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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