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查浩

申万宏源

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内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2020-02-07 2.70 -- -- 2.67 -1.11% -- 2.67 -1.11% -- 详细
事件: 公司发布实控人增持计划。公司公告实控人华能集团通过旗下华能结构调整基金2月4日增持公司股份0.344%,成交金额4867.19万元。同时,华能结构调整基金拟在未来6个月内,在不低于2亿元、不超过4亿元(含本次增持)范围内继续增持公司股份。 公司发布2019年经营数据。公司1月下旬发布2019年经营数据,全年完成发电量553.49亿千瓦时,同比增加21.69亿千瓦时,同比增长4.08%。 投资要点: 蒙西消纳机组发电量如期增长,和林电厂投产发电贡献增量。公司全年发电量同比增长4.08%,高于前三季度增速的3.88%。其中,蒙西消纳机组全年发电量同比增长20.83%,高于前三季度的20.15%,主要受益于公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂4个月实现发电量27.26亿千瓦时,折合利用小时数2065小时,产能利用率爬坡迅速。除和林电厂外,其他蒙西消纳机组发电量亦保持高速增长,我们持续强调当前我国电力整体格局为供需区域分化,蒙西地区受益钢铁、有色等高耗能产业持续引进,用电需求持续领跑全国。同时,在2020年新电价机制下,我们判断供需格局持续向好的区域电价风险较低。目前蒙西火电机组市场化交易比例已接近70%,交易折价基本达到发改委规定的折价上限,蒙西机组综合上网电价无下行风险,长期看存在上行空间。 外送华北机组发电量受检修拖累,2019年为外送机组盈利低点。公司2019年外送华北机组全年发电量同比减少10.82%,略大于前三季度的10.68%。细分来看,四季度外送机组发电量下滑主要受上都第二电厂拖累,上都第一及魏家峁电站发电量降幅均有所收窄。外送机组发电量下滑系机组、线路检修以及区域外机组及集中投产等多方面因素所致,预计2019年外送机组处于盈利低点。 大股东增持体现大股东信心,高分红率承诺彰显配置价值。华能集团此次增持为第二轮增持,上一轮增持为2019年2月-8月,华能集团通过旗下华能结构调整基金累计增持公司股份1.85%(成交金额3.11亿元)。此次拟增持金额范围为2亿-4亿元,在当前股价处于低位时已完成近5000万元,彰显大股东对公司长期发展的信心。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.4%,配置价值凸显。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为11.13、13.14和16.48亿元(调整前分别为14.09、17.80和20.25亿元),当前股价对应PE分别为13、11和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-23 3.60 -- -- 3.60 0.00% -- 3.60 0.00% -- 详细
事件: 公司发布2019年经营数据。2019年公司完成发电量2151亿千瓦时,重述后同比增长1.84%,全国平均上网电价同比增长1.16%。 公司发布2019年业绩预增公告。公司预计2019年归母净利润较2018年重述后增加15.5-19.0亿元(2018年重述后业绩为17.3亿元),符合申万宏源预期。 投资要点: 多重利空下电价表现出超强韧性,提供公司业绩回升基础。公司2019年全年发电量同比增长1.84%,增速小于前三季度的1.96%以及上半年的5.54%,机组利用效率整体呈逐季下滑态势。我们判断一方面受全国尤其山东等地用电增速回落影响,另一方面,年初以来锡盟-山东特高压交流配套电源组相继投产,对本地机组利用小时数亦造成较大冲击。而市场电方面,公司2019年市场化交易比例为53.7%,较2018年同期重述后数据增加10.1个百分点。在供需双杀、市场化比例上升以及煤价下行等多重压力下,市场化交易参与者表现出较高理性,公司2019年平均上网电价高达414.49元/兆瓦时,同比正增长1.16%,在当前背景下难能可贵,电价高韧性成为公司业绩回升的重要基础。 煤价下跌带来业绩弹性,2020年煤价有望继续下行。根据业绩预增公告,公司2019年归母净利润同比翻倍,我们判断除电价同比回升及增值税调整外,主要受益于煤价下行。2019年全国及山东电煤价格指数(5000大卡)均值分别为494元/吨和560元/吨,较2018年均值分别下降37元/吨和45元/吨。我们根据公司业绩预告及发电量反推可得公司2019年入炉标煤单价(7000大卡)同比下降约55元/吨,与上述结果基本一致。当前我们判断随着煤炭优质产能逐步释放,我国煤价已经正式进入下行通道,预计2020年电煤价格继续向发改委建议的绿色区间回归。此外,公司装机占比第二大的省份湖北可持续受益浩吉铁路投产,运费降低助力公司湖北地区电站业绩改善。 新机制下2020年电价下行风险可控。去年9月底国常会宣布2020年起取消煤电联动机制,实行“基准+浮动”电价。2019年底多省份陆续出台省级市场化交易政策,文本基本沿用国常会政策,整体变化较小。从已公布2020年年度交易结果的省份看,市场化让利幅度整体可控,与2019年度交易整体无大幅变化。我们判断2020年市场化让利将主要以扩大市场化交易比例的方式进行,市场化比例较高的省份及电力公司降电价风险较低。公司2019年市场化比例已达到53.7%,进一步考虑到需求端存在中小公福等不便参与市场化的用户,以及供给端存在热电联产等不宜参与市场化的机组,市场化比例进一步提升空间有限,公司2020年电价下行风险可控。 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11、8、6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。
长江电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-20 17.79 -- -- 17.95 0.90% -- 17.95 0.90% -- 详细
事件 :公司发布 2019年业绩快告。公司公告初步核算 2019年实现营收 498.86亿元,同比下降2.59%;实现归母净利润 215.60亿元,同比下降 4.65%。符合申万宏源预期。 投资要点: 下半年来水大幅回落,受益联合调度营收仅小幅下滑。受厄尔尼诺现象影响, 2019年我国降水整体呈现“前高后低”态势。上半年长江流域降水偏丰,公司发电量同比增长 5.01%。 三季度起长江流域来水大幅回落,全年看溪洛渡水库来水较上年同期偏枯 19.75%,三峡水库偏枯 5.59%。受益于公司“四库联调”,公司全年实现发电量 2104.63亿千瓦时,同比仅减少 2.33%,其中一到四季度发电量分别同比变化 4.78%、5.17%、-9.86%和-2.21%。 对比全年营收同比下滑 2.59%,公司电价水平保持稳定。 预计投资收益增加对冲营业利润下滑,溪向所得税“三免三减半”优惠到期导致综合税率上升。2019年公司营收较 2018年减少约 13亿元,而利润总额仅减少不足 4亿,降幅1.42%,小于营收降幅,实属不易。由于公司可变成本极少,我们判断差异主要系参股企业投资收益增加所致。投资收益增加一方面来自于公司参股资产体量扩大,另一部分来自部分参股资产会计核算方式转变,公司今年 3月份开始对国投电力以及川投能源持股转为权益法核算,利润反映更为及时。从归母净利润上看,归母净利润同比降幅 4.65%大于利润总额,主要系公司综合所得税率增加。川云公司享受的所得税“三免三减半”政策已于2018年底到期,2019年起仅享受西部大开发税收优惠,适用所得税税率由7.5%升至15%。 集团乌白项目稳步推进,加大对外投资拓展长期增长空间。目前由集团建设且承诺未来注入公司的乌东德及白鹤滩电站工程进展顺利,10月 28日白鹤滩首台机组已完成浇筑,12月 16日乌东德完成首台水轮发电机转子吊装,预计乌东德、白鹤滩电站首台机组有望按计划分别于 2020、2021年中投产。为拓展长期发展空间及完成“一主两翼”布局,公司2019年加大对外投资力度,10月 1日公告拟以 35.9亿美元基础价格收购秘鲁 LDS 公司83.64%的股权,继而获得首都利马最发达地区配售电业务永久特许经营权,加快公司形成配售电业务核心能力,实现产业链延伸发展。12月 31日公告以 49亿元对价收购大唐集团持有的金沙江中游公司 23%股权,目前金中公司处于盈利恢复期,我们判断短期内该笔投资对公司业绩贡献较小,更大的意义在于金沙江联合调度以及推进上游龙盘电站建设。 盈利预测与评级:暂不考虑 LDS 项目收购计划,根据业绩快报预测公司 2019-2021年归母净利润分别为 215.6亿元、226.3亿元以及 231.1亿元(2020及 2021年调整前分别为236.64及 241.11亿元)。当前股价对应 PE 分别为 18、17和 17倍。公司主业运营情况稳健,“一体两翼”战略稳步推进,维持“买入”评级
江苏国信 电力、煤气及水等公用事业 2019-12-27 7.50 -- -- 7.78 3.73%
7.78 3.73% -- 详细
事件: 公司发布控股股东增持计划。控股股东江苏省国信集团拟于2019年12月24日起的6个月内,增持公司股份不低于人民币1亿元,不超过人民币2亿元。 投资要点: 大股东增持体现对公司长期发展前景的看好。公司股权结构较为集中,控股股东国信集团直接持有公司70.72%股份,大股东在持股比例已经较高的背景下继续增持,体现其对公司长期发展前景的看好。 多因素导致2019年江苏省火电利用小时数下滑明显,2020年有望回升。江苏省2019年1-11月火电平均利用小时数同比下滑341小时,跌幅位居全国前列,系多方面因素影响。需求方面,1-11月全省累计用电量同比增长2.2%,在东部沿海省份中亦处于较低水平。我们判断主要系年初响水工业园事故以及国内外经济形势影响。分月来看,江苏省一季度用电增速整体保持较高水平,二三季度低增速拖累全年用电需求,四季度以来用电增速已有所恢复,10月、11月分别同比增长5.22%和5.72%。同时,今年由于降雨较多导致夏季气温偏低,一定程度压制第三产业和城乡居民用电增速。供给方面,今年全国水电利用小时在历史上处于相对高位,水电东送电量对东部沿海省份本地机组普遍造成冲击,2020年来水或有回落。综合来看,我们判断2020年江苏省火电利用小时数有望边际改善。 江苏省电力市场化风险已充分释放,2020年电价基本无忧。全国范围看,江苏省电力市场化进程领先,2019年前三季度中长期电力交易占全社会总用电量比例超过50%,目前煤电市场化交易比例已经接近100%,无进一步提升空间。从年度双边交易结果看,江苏省2020年度成交电量2420.7亿千瓦时,均价365.56元/兆瓦时;对比2019年度 2341.1亿千瓦时,均价369.18元/兆瓦时,2020年度双边交易规模整体持平,价差略扩大3.6厘/千瓦时。从煤价角度,受火电供需双杀影响,江苏省今年煤价逐月下行,前11月平均电煤价格指数同比下降9.4%(56元),按300克/千瓦时供电煤耗计算,度电成本下降2.35分。在供需整体偏宽松、煤价大幅下行背景下,2020年度交易价差仅小幅扩大,体现市场交易者更加理性,加之煤电已经完全市场化,我们判断江苏省电价风险已充分释放。 苏晋能源机组陆续投产,晋电入苏有望贡献业绩增量。公司与部分山西省属国企和能源央企共同出资成立的苏晋能源已于今年成功并表。苏晋能源总装机容量396万千瓦(6*66万千瓦),均为坑口电厂及超临界、超低排放机组,所发电量将通过雁淮直流实现“晋电送苏”。目前规划的6台机组中已有两台成功并网发电,四台在建机组预计2020年投产,有望逐步贡献业绩增量,并进一步提升公司在江苏电力市场的占有率。 盈利预测与评级:综合利用小时数及燃料成本,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测为30.7、32.6、35.3亿元,调整前分别为33.67、34.82、37.26亿元,当前股价对应PE 分别为9、9和8倍。公司估值较低,且盈利持续改善,维持“增持”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-11-08 4.48 -- -- 4.49 0.22%
4.49 0.22%
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能源清洁化背景下,重申大型水电公司全球稀缺性。全球能源清洁化趋势不改,相较其他清洁能源,水电具备低成本、可再生、波动相对平滑等优势,为理想基荷电源。从全球视野看,大型水电实际可开发量极为有限,受益于得天独厚的资源禀赋和全流域梯级开发模式,我国大型水电公司运营效率远高于国外,具备全球稀缺性。水电站成本主要为折旧且实际可使用的年限远长于会计折旧年限,水电公司现金流远大于净利润,现金奶牛特征突出、抗通胀能力强。目前我国优质低成本河段逐渐开发完毕,待建电站逐渐深入河流上游,未来投产水电机组经济性降低,存量机组优势逐渐凸显,属于稀缺核心资产。 公司为全国第二大水电公司,独占澜沧江全流域开发权。公司定位华能集团旗下唯一水电上市平台,拥有澜沧江全流域开发权,已投产装机2321万千瓦,规模仅次于长江电力。澜沧江为世界第七长河,全流域可开发规模达3200万千瓦,其中中下游电站大部分已于2014年及以前开发完毕,2018-2019年上游云南段5座电站迎来密集投产期(合计563万千瓦),剩余可开发电站约1000万千瓦主要位于上游西藏段,目前尚处于前期阶段。我们判断2019年即为公司资本支出拐点,后续公司自由现金流有望大幅提升。 澜沧江上游新投产机组盈利能力高于存量机组,来水向好加速业绩释放。公司新投产的上游五座电站电量通过滇西北-深圳特高压外送深圳,输配电价已于年初完成核定,根据2019年购售电合同,澜上机组协议内上网电价为0.3元/千瓦时,显著高于存量机组,我们测算新机组年均业绩贡献可达6.98亿元,大幅提升公司业绩中枢。2019年前三季度澜沧江流域来水大幅向好,加速业绩释放。 省内供需向好+外送通道打开,存量机组有望量价齐升。公司存量机组当前扣非ROE不足A股其他水电龙头一半,主要系“十二五”后期云南省电力供需格局急剧恶化叠加市场化改革先行,公司平均不含税上网电价从2014年的0.3元/千瓦时以上降低至2017年的0.18元/千瓦时。当前云南省大力引进高耗能产业,用电需求回暖,2019年前三季度用电增速达9.26%。同时特高压投产打开外送通道,上半年云南省外送电量同比增长33.34%。预计随着省内装机投产高峰结束,云南电力供需大幅向好,公司存量机组有望实现量价齐升。 电改逐步深化,中下游外送电量省网输配电价有望重新核定。公司澜沧江中下游电站外送线路并非专门配套特高压,外送电量需先连接云南省网,输配电价由省网和跨省特高压两部分构成。目前存量机组省网部分输配电价(超过5分/千瓦时)显著高于新核定的上游电站(1.5分/千瓦时),制约存量机组盈利能力。随着电改逐步深化,政策大力推动跨省区输配电价格优化,未来省网部分输配电价有望重新核定,提升公司综合电价水平。 盈利预测与评级:我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元,当前股价对应市盈率分别为15、16和15倍。考虑到公司未来电价预期好于行业平均,以及中长期成长性好于行业平均水平,应给予一定估值溢价,维持“买入”评级。 风险提示:云南、广东用电需求大幅下滑,上网电价下调,来水严重不及预期。
川投能源 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 9.61 -- -- 10.17 5.83%
10.17 5.83%
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雅砻江投资收益同比减少,国电大渡河改权益法核算收窄净利润降幅。前三季度因来水偏枯以及执行生态流量“一站一策”政策,公司控股水电发电量同比减少3.29%。市场化售电收入差异导致控股水电平均上网电价同比减少3.84%,量价齐降导致营业收入同比降低3.77%。公司前三季度归母净利润同比下降5.08%的主要减利原因是,本期来自参股48%的雅砻江公司的投资收益同比减少2.46亿元。雅砻江水电前三季度发电量同比增长2.94%,上网电价同比减少7.53%。经测算,三季度单季雅砻江税后电价同比下降约5%。 电价降低导致雅砻江前三季度实现净利润53.8亿元,同比减少8.7%。主要增利原因是公司参股10%的国电大渡河公司改权益法核算,本期确认投资收益8413.06万元,去年同期无该项投资收益。 公开发行可转债获证监会批复,拟募资40亿元用于雅砻江杨房沟水电站建设。公司拟向社会公开发行面值总额40亿元可转债,期限6年。公司参股的雅砻江中游的杨房沟、两河口水电站(合计450万千瓦)预计2021-2023年投产。雅砻江中游直流特高压送出工程采用±800千伏直流,落地江西,已获国家发改委核准开工建设。江西省发用电缺口持续扩大,有利保障未来雅中机组水电消纳。 与浙能资本签订合作框架协议,合作发展新能源。9月公司与浙能资本签订合作框架协议,公司愿积极参与浙能资本发起的绿色新能源产业、能源科技等其他主题的股权投资基金。 待条件成熟后,双方愿意探讨公司参股浙能资本下属的浙能股权投资基金管理公司事宜。 双方将持续向对方进行项目推介,通过投资等方式,围绕新能源领域开展项目投资合作。 集团水电资产注入在即。川投集团明确公司作为川投集团下属清洁能源平台,为解决同业竞争问题,已将8家同业竞争企业股权以托管的方式交由公司经营管理。集团目前已经启动其中两家盈利公司(四川省紫坪铺开发、嘉陵江亭子口水利水电)的注入程序,紫坪铺开发和亭子口水电2018年分别实现净利润0.44亿元、2.74亿元。 盈利预测与评级:考虑雅砻江电价下降,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为32.86、33.74和34.14亿元(调整前分别为36.88、37.25、37.61亿元),当前股价对应PE13、13和12倍。雅砻江业绩稳定且中长期具备成长潜力,中游电站首台机组投产时间临近,维持“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2019-11-04 4.45 -- -- 4.57 2.70%
4.57 2.70%
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事件: 公司发布2019年三季报。前三季度公司实现营业收入163.15亿元,同比增长44.21%,归母净利润48.65亿元,同比增长116.71%,超过申万宏源预期的43亿元。 投资要点: 澜沧江上游电站机组投产扩大发电规模,上网电价较高提升盈利中枢。公司澜沧江上游5座电站最后一台机组于2019年7月投产,今年新增装机容量近200万千瓦。公司于今年7月签订《2019年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》,明确协议内计划电量为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;超出部分认定为市场化电量。当前广东省市场化价差约3分/千瓦时,扣除后预计超出部分上网电价为0.27元/千瓦时。上游新投产机组上网电价大幅高于下游机组,显著提升盈利中枢。 三季度来水略有回落,但上游来水相对较好,助力业绩快速释放。今年上半年澜沧江流域来水偏丰,叠加新机组投产,公司上半年实现发电量同比增长57.13%。澜沧江流域三季度汛期来水转差,公司前三季度累计发电量同比增长35.5%,增速较上半年大幅回落。但是相比下游,澜沧江上游来水相对较好,电价较高的上游5座电站三季度发电量整体实现正增长,带动公司业绩超预期。 参股国投大朝山电站三季度业绩大幅下滑,投资收益确认有一定滞后。大朝山电站上半年受来水充足及上游电站去库容影响,1-6月发电量同比增加40.15%。由于汛期来水大幅回落,大朝山电站三季度发电量同比减少38.98%,前三季度累计发电量增速降至6.02%。同时由于汛期市场化交易电价显著下滑,大朝山电站前三季度平均上网电价同比下滑0.13%,三季度基本吞噬上半年业绩增量。但是公司对国投大朝山股权按公允价值计量,仅在分红时确认投资收益,业绩确认有一定滞后,预计大朝山全年业绩基本持平。此外,公司公告拟以19.98亿元收购紫石资本持有的金沙江中游公司11%股权,收购价格合理,公司看好标的资产长期价值,未来有望增厚投资收益。 资本开支高峰结束,资产负债率下行通道,分红比例有望大幅提升。随着澜上机组投产完毕,资本开支减少,公司三季度末资产负债率降至68.64%,较2018年同期降低6.19个百分点,较2019年6月底降低3.95个百分点。公司目前在建机组仅托巴电站,预计澜沧江上游西藏段电站短期内难以开工建设,我们判断公司迎来资本开支拐点,后续分红比例有望大幅提升,公司配置价值逐渐凸显。 盈利预测与评级:考虑到来水趋势以及电价改善好于预期,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元(调整前分别为49.49、49.52亿元和52.17亿元),当前股价对应PE分别为15、16和15倍。公司属于稀缺电力核心资产,处于盈利底部的现金奶牛,重申“买入”评级。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 2.72 -- -- 2.77 1.84%
2.80 2.94%
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事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入104.72亿元,同比增长5.67%;实现归母净利润10.11亿元,同比增长87.89%,略低于申万宏源预期的10.4亿元。 投资要点: 蒙西机组发电量继续高增长,直送华北机组发电量受检修拖累,导致公司三季度业绩略低于预期。公司前三季度合计发电量达408.09亿千瓦时,同比增长3.88%,其中,蒙西地区机组发电量同比增长20.15%,与上半年的20.59%基本持平,主要受益于蒙西地区为钢铁、有色等高耗能产业转移主要基地,用电需求持续保持高增速,内蒙古前三季度累计用电增速达10.57%,增速位居全国前三。前三季度直送华北机组受机组、线路检修以及区域外机组及集中投产影响,利用小时数有所下滑,公司前三季度外送华北电量同比减少10.68%,较上半年的-12.1%略有收窄,主要系上都电厂检修接近尾声,而魏家峁电站三季度检修时间延长,发电量降幅扩大,对业绩有所拖累。此外,公司三季度计提3711万资产减值损失,主要系子公司海勃湾电力股份减值,进一步拖累整体业绩表现。 投资收益同比大幅增长,参股机组受益大幅改善。公司前三季度投资收益同比增加3.47亿元,其中公司大唐托克托电站(持股15%,仅分红时计投资收益)今年提前分红2.34亿元,剔除该影响后公司前三季度投资收益仍同比增加1.03亿元,其中三季度单季同比增加0.48亿元。公司参股机组主要位于蒙西地区,结合内蒙古电力供需格局以及公司蒙西机组电量、电价情况,我们判断公司参股机组有望实现量价齐升,盈利能力显著回升。 和林电厂投产发电,乌达莱风电项目全面开建。公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂三季度实现发电量7.54亿千瓦时,折合利用小时数571小时,产能利用率爬坡迅速,后续有望持续贡献业绩增量。公司8月底披露向乌达莱风电项目公司增资5.74亿元.,目前乌达莱475兆瓦风电项目已全面进入安装阶段。项目通过锡盟-山东特高压线路外送,盈利能力可观,预计投产后显著提升公司风电板块装机规模。 供需分化背景下继续看好公司业绩释放,高分红率承诺彰显配置价值。当前我国电力基本格局为供需区域分化,我们判断在2020年新电价机制下,供需向好的地区电价下调风险极低,期待公司蒙西机组业绩持续改善、外送华北机组线路检修结束后盈利修复。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.7%。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为14.09、17.80和20.25亿元(调整前分别为15.37、18.64亿元和20.33亿元),当前股价对应PE分别为12、10和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,我们预计2019年股息率有望高达5.7%,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。
湖北能源 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 4.05 -- -- 4.18 3.21%
4.28 5.68%
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事件: 公司发布2019年三季报。1-9月公司实现营业总收入120.68亿元,同比增长33.21%;实现归母净利润15.14亿元,同比减少12.95%,符合申万宏源预期。 投资要点: 三季度来水同比略有好转,前三季度来水整体偏枯拖累业绩。年初以来我国南方地区来水整体较好但分布极度不均,公司机组所在的清江流域来水严重偏枯,上半年公司水电发电量同比减少33.10%。三季度来水同比略有好转,单季度水电发电量同比增长10.84%,带动前三季度累计发电量降幅收窄至-23.92%。但是清江流域2018年来水即偏枯且呈现“前高后低”态势,今年三季度发电量同比回升主要系去年低基数效应,来水改善幅度有限,三季度发电量在历年同期发电量中亦处于较低水平,拖累公司整体业绩表现。 新机组投产+湖北用电需求高增长+来水偏枯三重因素叠加,公司火电发电量高增长。公司年初鄂州三期两台百万千瓦级机组实现双机投产,公司火电装机容量接近翻倍。需求方面,湖北省受益高端制造业崛起,前三季度用电量累计增速达7.92%,位居全国前列,叠加来水偏枯,省内火电机组平均利用小时数1-9月累计同比增加300小时。多重因素叠加下,公司前三季度火电发电量同比增长77.13%。湖北省今年电煤价格整体呈现逐月下滑趋势,1-9月平均电煤价格指数同比下跌6.9%,公司火电板块业绩有望显著改善。由于公司水电板块清江公司100%控股,天然气、煤炭业务毛利率较低,因此我们判断公司少数股东损益主要由火电业务提供(鄂州公司少数股权占比40%),火电业绩改善幅度可根据少数股东损益同比增幅反推。公司前三季度累计少数股东损益达2.57亿元,较2018年同期增长274.69%,其中三季度单季1.25亿元,同比增长246.5%。 浩吉铁路(原蒙华铁路)10月顺利通车,期待火电板块业绩弹性进一步释放。华中地区为煤炭供给侧改革以来火电公司受损最严重的区域,电煤价格高企主要系运输不畅,国铁运力有限,海进江运输比例逐年上升。浩吉铁路已于今年10月顺利投产,华中地区煤炭供需格局有望彻底重塑。浩吉铁路投产初期运力为6000万吨/年,结合疏运项目建设进度,我们判断或主要投放至湖北省。根据最新运价,我们测算陕蒙煤炭通过浩吉铁路较“海进江”方式可降低运费40-60元/吨,按50%替代率可降低公司煤炭综合入炉成本20-30元/吨。此外,公司与浩吉铁路同步建设荆州煤炭铁水联运储配基地,荆州将建设煤电煤化工产业园,下游需求旺盛,公司预测储配基地达产后年净利润可达2亿元。 盈利预测:综合考虑来水情况及火电业绩,我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为21.11、29.01以及31.32亿元,当前股价对应PE分别为13、9以及8倍。公司水电板块处于盈利低点,火电持续受益浩吉铁路及湖北省电力供需趋紧,维持“买入”评级。
中国核电 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 5.05 -- -- 5.11 1.19%
5.19 2.77%
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事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入338.9亿元,同比增长20.4%;实现归母净利润36.8亿元,同比下降3.1%,略低于申万宏源预期(38.8亿元)。 投资要点: 装机增长驱动收入增加,三门2号机组小修拖累业绩表现。截至2019年三季度末,公司前三季度累计实现发电量1012.06亿kwh,同比增长19.14%。公司不同区域机组利用小时涨跌互现,总体平稳。发电量增加主要受益于装机投产,目前公司累计投产21台核电机组,总装机1909.2万kw,比上年同期提升14.24%。公司前三季度毛利率、净利润率、ROE较上年同期均有所下降,主要原因是被三门核电2号机组小修工程拖累。根据公司披露,2019年前三季度按1号机组同比计算2号机组小修共损失发电量约79.21亿千瓦时。此次小修是在发现设备缺陷后,公司秉承核电行业“保守决策”的原则而采取的安全合理的停机检修工作。目前已按照既定程序开展新设备回装工作,并严格按照国家监管安全要求开展后续复运工作。前三季度2号机组停机小修,损失发电收入的同时其余折旧成本等正常计提,对公司是整体盈利造成了较为严重的拖累。我们预计2号机组有望年内恢复运行,预计将推动公司盈利能力大幅改善。 调整会计政策估计,更真实反映三代核电经营情况。公司公告称,自2019年7月1日开始对下属不同类型的核电机组折旧年限等会计估计进行优化变更,以使会计估计能更好的反映三代核电的实际运营情况。根据公司披露,公司目前在运的二代核电机组设计使用寿命为40年,而三代核电机组设计使用寿命为60年,我们认为对三代核电机组采取更长的折旧年限可以更加真实的反映三代核电机组的运营情况。公司披露上述会计政策变更给公司前三季度净利润带来3.6亿元增量。由于上述会计估计变更发生在7月1日,且会计估计变更不采取追溯调整,我们预期上述会计估计变更将会推动公司下半年以及明年盈利能力提升。 核电重启逐步兑现,公司未来有望持续保持装机增长。截至目前,全国已经新增核准6台核电机组。其中公司旗下漳州1、2号机组属于被核准之列。当前公司漳州1号机组已开工,田湾7、8号机组总承包合同已经签署,徐大堡3、4号机组设计合同正式签署。在建的福清5、6号以及田湾5、6号机组进展均好于原计划进度节点。我们认为随着核电重启逐步兑现,公司有望开启新一轮装机增长。后续三代核电项目工程造价有望被控制在合理水平之类,给公司提供较好的业绩回报。 盈利预测与估值:主要是考虑到本次会计估计变更,我们上调公司2019-2021年归母净利润预测,预计2019-2021年公司归母净利润分别为49.9、61.3和67.7亿元(上调前分别为49.7、57.8、64.7亿元),对应PE分别为16、13和12倍。公司作为核电运营龙头,后续盈利能力有望修复,核电重启打开装机成长性,维持“买入”评级。
桂冠电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-01 4.52 -- -- 5.15 13.94%
5.15 13.94%
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事件: 公司发布2019年三季报。公司前三季度实现营业收入71.69亿元,同比增长0.09%,归母净利润19.67亿元,同比减少2.24%,符合申万宏源预期。 投资要点: 汛期来水略有好转,三季度单季水电发电量与上年同期基本持平。上半年我国南方地区整体来水向好但分布不均,红水河流域来水偏枯,公司上半年水电发电量同比减少7.7%。广西省汛期来水有所好转,公司三季度单季实现水电发电量106.4亿千瓦时,与2018年同期基本持平,带动前三季累计水电发电量同比降幅缩减至-5.16%。 电力供需区域分化格局加剧,合山电站利用小时数大幅回升。我国2019年电力供需基本格局为供需区域分化,广西省为我国电解铝产业转移主要目的地,用电增速持续领跑全国,前三季度全区用电量同比增长12.13%,位居全国首位。同时由于来水整体偏枯,广西省火电利用小时数大幅提升,前三季度累计同比增加536小时。公司前三季度合山电站实现发电量24.66亿千瓦时,同比增长70.66%。合山电站上半年净利润同比减亏1.19亿元,广西省三季度电煤价格指数同比下跌4.9%,预计合山电站未来亏损有望继续收窄。 积极优化清洁能源电源结构,业绩稳健有望维持高分红。公司近年来持续发展风电业务,广西宾阳马王一期风电项目于2019年3月底实现首台机组投产发电,马王二期风电项目(100MW)于5月获得核准。但是受风况不佳拖累,公司前三季度实现风电2.51亿千瓦时,同比减少11.31%。随着在建装机逐步投产,未来新能源有望持续贡献业绩增量。公司近年来大幅提高分红比率,2016-2018年分红比例分别为30.38%、79.68%和63.56%。当前公司整体业绩稳健,高分红比例有望维持。 长江电力三季度再度增持公司股份,持股比例位列第四。长江电力近年来持续增持公司股份,2018年年报中首次进入前十大股东,2019年上半年增持公司0.64%股份,持股比例上升至第五位。三季度继续再度增持公司0.67%股份,目前累计持股比例已达3.88%,位列第四大股东。公司价值获得业内产业资本持续认可。 盈利预测与估值:综合考虑来水情况及火电业绩好转,我们维持2019-2021年归母净利润预测分别为24.67、25.91和26.62亿元,当前股价对应PE为14、14和13倍,维持“买入”评级。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 -- -- 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
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公司发布 2019年三季度报告,2019年前三季度实现营业收入 1272.32亿元,同比增长0.99%;实现归母净利润 53.89亿元,同比增长 170.95%,符合申万宏源预期。 投资要点: 用电增速下降叠加水电冲击,三季度发电量跌幅扩大。公司 2019年前三季度完成发电量3021.87亿千瓦时,同比减少 7.52%,其中三季度发电量 1068.12亿千瓦时,同比减少8.31%,跌幅呈扩大趋势。一方面,年初以来我国用电增速逐季放缓,前三季度全国累计用电量同比增长 4.4%,增速较 2018年同期回落 4.5个百分点。另一方面,用电增速区域分化加剧,东部沿海省份用电增速显著低于中西部地区,叠加降雨偏多、跨省跨区送电规模扩大,东部地区本地机组利用小时数进一步受到压缩。公司沿海省份装机容量占比较高,故整体发电效率受影响较大。公司前三季度市场化交易电量比例达到 51.23%,较去年同期增加 10.87个百分点。值得注意的是,在发电量下滑、市场化交易占比提高的背景下,公司前三季度平均上网电价逆势增长 0.14%,反映出电力市场化交易参与者更为理性。 受益煤价下行及投资收益增加,三季度业绩改善显著。公司三季度单季实现归母净利润15.69亿元,而 2018年同期亏损 1.4亿元。盈利改善一方面源于煤价下行,前三季度全国平均电煤价格指数同比下降 6.9%,东部沿海省份受用煤需求下滑及低价进口煤影响跌幅居前,公司受益较为明显。三季度公司主营业务毛利率较 2018年同期提升 3.36个百分点。 盈利改善另一方面源于投资收益,公司今年三季度实现投资收益 4.28亿元,去年同期为亏损 2.29亿元,我们判断今年三季度投资收益增加一方面来自于参股的深圳能源业绩大幅好转,另一方面公司参股火电机组亦受益于煤价下行。 期待煤价逐渐回归合理区间,电价新政长期利好效率高的大机组。国庆前期安全检查趋严导致三季度煤价小幅反弹,但是三季度煤价整体仍然呈现“旺季不旺”态势。当前全国煤价较发改委绿色区间仍有较大距离,我们判断随着“三西”地区大型煤矿逐步投产、火电用煤需求减少,四季度煤炭供需趋于宽松,全国煤价仍处于下行通道,公司煤价业绩弹性有望进一步释放。今年 9月国家提出自明年 1月起取消煤电联动政策,实行基准电价+浮动电价机制,我们判断在电力市场化背景下,效率高、环保性能好的大机组具备明显优势,公司机组质地在全国性发电龙头中位居前列,长期看有望受益。 盈利预测:我们维持公司 2019-2021年归母净利润预测分别为 50.92、69.73、76.90亿元,对应 EPS 分别为 0.32、0.44和 0.49元/股。对应 PE 分别为 18、 13、12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。
韶能股份 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-18 6.05 -- -- 6.73 11.24%
6.73 11.24%
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广东、湖南汛期来水继续向好,公司水电业绩持续改善。2019年初以来我国南方地区降水普遍偏丰,公司机组所在地湖南、广东尤为明显,截至8月底,湖南、广东两省水电累计利用小时数分别同比增长983和508小时,接近近十年历史高点(2016年)。公司2019年上半年水电利用小时数已经达2940小时,相当于2018年全年水电利用小时数,预计三季度汛期利用小时数同比继续大幅改善。 生物质发电业务快速发展,有望成为公司业绩中长期增量。公司近年来依托韶关市林木资源,加快生物质发电业务发展。今年5月和6月公司新丰电厂扩建工程1、2号机组(2*3万千瓦)相继投产,公司三季度在运6台生物质机组,合计装机容量18万千瓦。公司对生物质收集采用度电包干政策,根据最终发电量结算生物质价款,有效降低燃料成本及管理费用。根据公司历史数据,公司每台生物质机组每年净利润在2000-2500万元,预计公司新投产电站三季度起开始贡献业绩。韶关市总共规划12台合计36万千瓦生物质项目,目前公司重点推进翁源生物质一期及二期项目建设(2*3万千瓦),争取年底前全部投产。推进翁源三期、四期以及新丰扩建三期、四期前期工作,确保下半年动工建设。公司生物质发电业务未来将成为公司主要盈利增量。 投资氢能源项目,加强与华能集团合作,寻找利润新增长点。公司公告拟设立全资项目公司,从事开发经营氢能、加氢站及储能等业务,注册资金拟为1亿元。公司计划在两个方向发力,其一投资开发加氢站、制氢设备制造及销售、储能等项目,积极利用水电站优势,开展电解水制氢研究和应用。其二结合公司目前精密制造产业基础,规划实施氢燃料电池动力系统(汽车动力总成)及相关零部件制造项目。氢能源开发为当前我国政策鼓励方向,在《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、“中国制造2025”等国家级规划中均明确了氢能与燃料电池产业的战略性地位。氢燃料电池、氢燃料电池动力系统(汽车动力总成)是汽车产业未来发展方向之一,市场前景广阔。此外,2018年9月公司与华能集团旗下清洁能源技术研究院签订战略合作协议,华能清洁能源技术研究院在储能、新能源领域技术实力雄厚,此次投资氢能源将进一步深化与股东华能集团合作,同时进一步拓展公司产业链。 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5.81、6.50、6.98亿元,对应EPS分别为0.54、0.60和0.65元/股,当前股价对应PE分别为12、10、10倍。广东、湖南来水情况向好,公司生物质发电业务投产进度超预期,在建机组年内全部投产,公司业绩有望持续增长。同时受益于公司未来三年60%的分红承诺,当前PE显著低于行业平均,当前股价对应股息率5.2%,位于电力板块前列,估值水平有望进一步提升,维持“买入”评级。
长江电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-06 18.50 -- -- 19.03 2.86%
19.03 2.86%
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事件: 公司发布2019年中报,2019年上半年公司实现营业收入203.63亿元,同比增长6%;实现归母净利润85.72亿元,同比增长0.59%,符合申万宏源预期。 投资要点: 上半年来水趋势向好,发电量增长驱动收入规模增加。受益于厄尔尼诺现象带来的来水增长,公司2019年上半年实现发电量854亿kwh,同比增长5.01%;其中,一季度实现发电量362亿kwh,同比增长4.78%;二季度实现发电量492亿kwh,同比增长5.17%。电量增长电价水平基本保持稳定,驱动公司上半年实现营收203.36亿元,同比增长6%。 收入增长带来毛利增加,增值税退税收入消失及投资收益等科目变动拖累盈利增速。得益于发电量增加,公司今年上半年收入同比增长11.53亿元(6.0%yoy),公司上半年毛利同比增长9.28亿元(6.48%yoy)。公司上半年归母净利润增速仅0.59%,低于收入及毛利增速,主要是受下述因素拖累。1)其他收益科目减少7.17亿:公司2018H1尚有剩余的7.17亿增长税退税收入确认,今年同期则无此项收入;2)营业外支出增加1.51亿:今年上半年营业外支出为1.52亿元(去年同期0.01亿元),主要为库区维护支出以及对外捐赠;3)投资净收益减少3.88亿:去年同期公司出售金融资产获得投资收益7.97亿元,公司今年通过处置其他非流动金融资产部分对冲掉了这一影响,但是投资收益仍然下滑;4)公允价值变动净收益同比增长3.52亿。上述因素综合作用下,公司上半年收入保持稳健增长,归母净利润则与上年同期基本持平。 对外投资持续加码,产业思维精准布局,投资收益日益成为公司盈利的重要来源。截至2019年6月30日,公司共持有参股股权40家,累计原始投资余额310.14亿元。公司报告期内新增对外投资72.09亿元。公司目前参股的主要公司包括国投电力(10.61%)、川投能源(11.12%)、桂冠电力(3.21%)、黔源电力(4.97%)等,并且持股比例在持续增加中。长江电力依托产业资源,精准布局国内的优质电力上市公司,未来一方面可以通过股权联结推进水电联合调度,另外一方面可更有效发挥自身现金流优势,增加投资收益成为新的利润增长点,为股东提供更好的回报。 盈利预测与评级:考虑到发改委最新政策明确水电行业降低增值税3%的收益用于降低下游电价,以及长江流域来水趋势,我们下调公司2019-2021年归母净利润预测至231.78亿元、236.64亿元以及241.11亿元(调整前分别为240.48、244.09、249.48亿元)。当前股价对应PE分别为18、17和17倍。公司为大水电龙头,高分红政策确定,降息周期里配置价值凸显,维持“买入”评级。
吉电股份 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-05 2.86 -- -- 3.23 12.94%
3.53 23.43%
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事件: 公司发布2019年中报。2019年上半年完成营业总收入40.63亿元,同比增长15.2%;实现归母净利润2.1亿元,同比增长36.01%,符合申万宏源预期。 投资要点: 火电规模总体稳定,新能源装机继续高增长。截至2019H1末,公司总装机量达683.47万千瓦,其中火电351.5万千瓦,新能源331.97万千瓦,新能源装机占到总装机量的49%。公司火电规模总体保持稳定,新能源装机持续高速增长,18年下半年及19年上半年新能源装机分别新增51.02和24.78万千瓦。2019H1公司实现火电发电量55.77亿千瓦时,同比增加0.36%;实现供热量1462万吉焦,同比降低7.88%;实现新能源发电量30.91亿千瓦时,同比增加42.97%,主要得益于新能源装机的大幅增长。 分板块来看,煤价上涨致火电亏损扩大,新能源则由于装机高增盈利规模持续增加。2019年上半年公司实现利润总额4.18亿元,同比增利1.86亿元,其中火电板块亏损0.43亿元,同比增亏0.23亿元;新能源板块贡献利润6.74亿元,同比增利2.92亿元。公司火电板块亏损扩大主要由于煤价上升,公司上半年综合标煤单价同比升高35.86元/吨,增幅达5.76%。新能源板块利润增加则是由于公司旗下新能源装机持续增长,且公司新能源装机占比最高的吉林省上半年风况表现较好且弃风率持续下降。 新能源布局从省内走向全国,致力于成为国内一流清洁能源上市公司。截至目前公司新能源总装机330万千瓦左右,其中省内100万千瓦,省外230万千瓦。目前已形成东北、西北、华东、江西四个新能源开发基地,带动周边区域新能源项目的持续发展;长春、合肥、九江三个新能源运维基地,有效促进新能源板块生产运营高效运作。预计后续公司新能源项目开拓力度还会持续加强,公司致力于成为具有可持续发展能力和较强盈利能力的国内一流清洁能源上市公司。 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2.53、3.44及4.10亿元,当前股价对应PE分别为24、18和15倍。公司当前新能源转型持续,火电受煤价拖累盈利承压,维持“增持”评级。
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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