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新天然气 电力、煤气及水等公用事业 2024-03-18 29.00 -- -- 30.20 4.14% -- 30.20 4.14% -- 详细
新疆城燃起家,收购亚美能源获取国内优质、稀缺煤层气资源。公司最初在新疆经营城燃业务,截至2023H1在新疆8个市(区、县)拥有城市燃气特许经营权。2018年8月公司收购港股亚美能源50.5%的股权,获得潘庄、马必两处优质煤层气资产,主营业务由中游的城市燃气拓展到上游煤层气开采领域,成为国内稀缺的拥有上游煤层气资源的民营企业。2023年7月公司成功完成亚美能源港股私有化,目前100%控股亚美能源,煤层气开采销售成为公司盈利的主要来源。目前有公司共拥有3个煤层气区块,均通过产品分成合同参与生产经营:1)潘庄区块:国内资源禀赋最好的煤层气区块之一;;亚美能源产品分成80%,合同2028年到期;设计产能10亿方/年,2022年产量11.82亿方;截至2022年剩余2P储量45.9亿方,剩余可采年限4-5年。2)马必区块:可开发总面积829.1平方千米,截至2022年南区剩余2P储量178亿方。亚美能源产品分成70%,合同2034年到期;马必南区设计产能10亿方/年,北区5亿方/年项目ODP正在审批中;2020-2021年大面积压裂技术在中深部煤层气开采中的应用取得突破,马必区块得以放量,2020-2022年产量分别为0.67、1.23、2.84亿方。3)紫金山项目:2023年公司新获取吕梁紫金山项目,与中石油合作开发,产品分成比例60%,项目总面积700多平方千米,煤层气及致密砂岩资源储量合计2000亿方以上,目前处于勘探试采阶段,公司预计紫金山区块有望于2024年底或2025年起释放产量。此外,公司也在全国其他地区积极参与矿权竞拍,获取新资源。2024年1月公司全资子公司新合投资竞得贵州丹寨1区块、2区块页岩气勘查探矿权,公司保守估计两区块页岩气资源量合计500-1000亿方,助力公司进一步增加上游资源储量。 技术进步、政策支持推动我国煤层气产业快速发展,中深部煤层气开发突破助力产量再上台阶。中长期来看,我国天然气消费有较大增长空间。 国家强调保障能源安全,政策要求天然气增储上产,在常规气增产乏力的背景下,非常规天然气日益成为产量的重要增长点。我国煤层气地质储量丰富,约30万亿方,世界排名第三。然而受技术限制、经济性较差导致投资积极性不足等问题的制约“十一五”至“十三五”我国煤层气产量完成情况均不及预期。2021年中深部煤层气技术取得突破叠加国内外气价上行、天然气市场化改革推进,煤层气产量迎来新一轮增长,2023年我国煤层气总产量达到139.4亿方,同比增长20.7%。政策方面,2020年以后我国对煤层气开采的补贴由每立方米固定补贴变为“多增多补”、“冬增冬补”,以激励煤层气企业增产。技术方面,随着中深部煤层气开采、多气合采等技术的进步,未来煤层气产量有望持续突破。 潘庄为国内资源禀赋最好的煤层气区块之一,具备高产量、低成本双优势,2024年通豫管线有望恢复通气,带来盈利修复。潘庄区块是中国最早一批开发的、资源条件最优、经济效益最好的煤层气区块之一。区块单井产量高,采收率高,成本优势强。2022年潘庄区块开采成本为0.61元/方(公司披露口径,含折旧),对比我国煤层气普遍开采成本具有较强的成本优势。2022年潘庄区块约有30%的煤层气产量经通豫管线销往河南,2023年通豫管线受阻导致潘庄区块产量及售价均受到一定的影响,通豫管道目前已维修完毕,正在等待政府复产审批,公司预计2024年可以恢复使用,届时潘庄区块产量、售价有望迎来修复,盈利有望改善。 马必产量快速爬坡,紫金山未来增产潜力大,公司煤层气区块产量释放有望带来业绩高成长。24-28年潘庄产量有望维持10亿方/年,马必、紫金山快速放量提供资源接续。马必:区块面积大,中深部煤层气储量丰富。产能方面,马必南区10亿方/年项目建成在产,二期076井区产能5亿方/年,公司预计24年开始生产,三期北区产能8-10亿方/年待建,四期规划中,未来整个马必项目总产能预期在25亿方以上。产量方面,自20-21年中深部煤层气开采技术取得进展,公司加大开发力度,马必区块产量增长显著,2023年1-9月马必产量3.93亿方,同比增长107%。公司未来将继续加大马必区块资本开支,公司预计每年投资16亿左右(公司单方面投资11亿),我们预计2023-2025年马必区块产量分别为5.5-6/8/10亿方,中长期气量预期在20亿方以上。成本方面,随着产量的爬坡,单方开采成本有望平稳下降。销售方面,马必自2023年接通西气东输一线,产销比及售价均有所上升,2023年1-10月销售均价上升至2.1元/方,较22年上升2.4%。未来随着马必区块产量的不断释放,以及公司争取更有利的销售策略,马必区块的经济效益有望提升。紫金山:项目总面积700多平方千米,煤层气及致密砂岩资源储量合计2000亿方以上。致密气具有开采难度小、出气放量快、衰减快的特点,公司预计紫金山区块有望于2024年底或2025年起贡献产量。马必以及紫金山区块开发的加速推进,为公司资源接续和业务的持续增长提供坚实保障,我们预计24-27年公司的煤层气产量有望保持10%以上的增速。 盈利预测与投资评级:新天然气为国内稀缺的拥有上游丰富、优质煤层气资源的标的。全资子公司亚美能源旗下潘庄区块为全国最优质的煤层气区块之一,有望在未来4-5年内维持稳产;近年来中深部煤层气技术得到发展,公司加大马必区块投资推动区块快速上产,为公司注入业绩增长动力;新获取的紫金山区块资源储量丰富,未来开采潜力大。在我国能源转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下,伴随煤层气开采技术的持续进步,公司煤层气板块业绩有望迎来高增长。同时,公司城燃业务也有望迎来毛差和气量的修复,从而实现业绩改善。我们预测新天然气2023-2025年的归母净利润分别为12.4亿元、17.4亿元、19.1亿元,EPS分别为2.92元、4.12元、4.50元;对应3月13日收盘价的PE分别为9.92X、7.04X、6.44X,首次覆盖给予“买入”评级。其中,公司2023年归母净利润中亚美能源净利润为分段合并,资产购买日(2023年7月12日)之前按56.95%合并报表,购买日后100%并表。 风险因素:国内外气价大幅下降;新区块增产情况不及预期;煤层气行业补贴政策变化。
陕西能源 电力、煤气及水等公用事业 2024-03-13 9.86 12.00 24.74% 9.69 -1.72% -- 9.69 -1.72% -- 详细
陕西省煤电一体化领军企业,盈利丰厚且稳定:陕西能源背靠陕西省国资委,为省内煤电一体化领军企业。截至2023年底,公司拥有在运电力装机918万千瓦,除吉木萨尔电厂(2×66万千瓦)布局于新疆外,其余均布局于陕西省内;公司在陕西省内拥有在产煤矿2200万吨。公司部分电站为煤电一体化坑口电站,充分发挥协同优势,相比传统火电,煤电一体化企业大幅降低因煤价波动带来的经营风险,确保电厂燃料的长期稳定供应,因而使其具备更加稳定和丰厚的盈利。受益于煤电一体化以及煤炭开采低成本优势,2023H1公司电力板块度电毛利达到0.14元/千瓦时,具备高盈利能力及业绩稳定性。 煤电一体化盈利能力强,在建与筹建项目储备充分,成长性可期:截至2023年底,公司在建及筹建火电装机达到607万千瓦,多数为西电东送、陕电外送电源点,消纳能力及上网电价具备保障,将陆续于2024-2026年投产,煤炭板块公司目前在建产能800万吨,预计于2024-2025年投产,筹建产能400万吨。煤矿与火电的相继投产为公司未来几年业绩增长提供支撑,同时将进一步完善煤电一体化布局。 高分红有望延续:2022年,公司现金分红13.13亿元,分红比例达到53.1%。公司作为业绩稳健的煤电一体化企业,具备优异的现金流,在手资金充足,公司积极汇报股东,未来不排除继续维持高分红比例。待未来公司火电、煤矿在建项目进一步投产后,随着利润规模的提升,分红金额有望更加可观。 投资建议:我们预计公司2023-2025年分别实现营业收入190.26亿元、175.31亿元、196.81亿元,增速分别为-6.2%、-7.9%、12.3%,2023-2025年分别实现净利润25.97亿元、30.18亿元、35.27亿元,增速分别为5.1%、16.2%、16.9%。我们给予公司2024年15xPE,对应6个月目标价为12元,“买入-A”评级。 风险提示:宏观经济周期波动风险、煤炭价格波动、生产安全风险、环保风险、火电与煤矿项目建设进度不及预期、预测假设及模型误差超预期、分红比例不及预期、煤电利用小时数下降风险、煤电电价下降风险。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2024-03-08 2.70 3.70 31.67% 2.90 7.41% -- 2.90 7.41% -- 详细
传统火电龙头,持续发力绿色低碳。公司是控股股东大唐集团旗下火电业务最终整合平台,也是中国最大的独立发电公司之一,位列煤电第一梯队。目前收入以火电为主;风光收入同比增速均在20%以上,收入占比快速提升,发展势头强劲。公司火电集中于京津冀和东部沿海;水电集中西南;风光广布全国资源富集区域,区位优势明显。23年电价466.41元/兆瓦时(同比+1.22%),预计24年公司上网电价或将继续高位运行。电价高位运行叠加煤价下行,2023Q3公司扭亏为盈,归母净利润28.35亿元(同比+271%),24年公司盈利有望持续修复。容量电价正式出台,火电迎来价值重估。23H1公司火电装机53.80GW,近年火电装机较为稳定,供电煤耗下降带动火电发电效率提升。受益于市场化电价涨幅充分及国家煤炭保供稳价政策等,23H1公司火电利润总额-5.85亿元,亏损进一步收窄。预计24年公司电价高位运行且煤价中枢下移,火电有望持续修复,迎来扭亏为盈。容量电价正式出台,火电迎价值重估,测算公司煤机可获容量电价补偿(含税)47.97亿元,对应度电补偿(不含税)为0.0224元/KWH。风光有望快速扩张,打造第二增长级。23H1公司风电在运5.99GW,光伏在运3.27GW;风电核准1.2GW,光伏核准1.84GW,在手资源丰富。公司规划十四五期间新增30GW,23-25年装机CAGR将高达64.03%。近年公司风光装机快速扩张,带动上网电量高速增长。公司会加快托电、蔚县等新能源基地项目建设,未来装机有望持续扩张。预计未来风光利润保持高位增长,打造公司第二增长极。水电有望量价齐升,参股核电享投资收益。 公司水电在运装机保持稳定,主要位于大渡河、乌江流域。随着川渝特高压投产,有望改善大渡河流域消纳,提高水电出力水平,水电上网电价呈上升趋势,长期看水电有望量价齐升。短期看随着来水好转,水电板块业绩有望环比提升。此外公司参股福建宁德核电,投资收益小幅上涨。福建宁德核电迎来核准利好,有望继续增厚公司业绩。盈利预测与投资建议:预测23-25年公司营收分别为1242、1267和1327亿元,归母净利润分别为12.85、39.20和50.04亿元,对应PE分别为38.9/12.7/10.0倍。结合可比公司情况,采用分部估值,我们估计24年市值685.56亿元,对应公司目标价3.70元。首次覆盖,给予“买入”评级。风险提示:煤价上升风险;电价下行风险;新能源项目建设不及预期风险;政策不及预期风险;研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。
国电电力 电力、煤气及水等公用事业 2024-03-07 4.93 -- -- 5.23 6.09% -- 5.23 6.09% -- 详细
国家能源集团旗下发电龙头,水火风光协同发展。公司是国家能源集团旗下的常规能源整合平台,采用自主投产和集团注资相结合的方式进行扩张。2023年,公司控股装机容量共计10563.73万千瓦,其中火电7279.4万千瓦,水电1495.06万千瓦,风电929.33万千瓦,光伏859.94千瓦。 公司火电售电收入占营业收入比例较高,新能源售电业务占营业收入和净利润的比例逐年上升,合营联营企业盈利水平总体回升。近年大量减值在对公司的净利润造成一定影响的同时也夯实了资产质量。公司负债水平相对稳定,且经营性净现金流表现良好,有望维持稳定高分红。公司注重股东回报。2022年现金分红比例63.14%,创2018年以来新高,2023H1实施半年度权益分派。 煤电一体化优势显著,电力市场化改革有望增厚利润。资产质量:公司在2010年被确立为集团常规能源发电业务整合平台以及2019年与中国神华成立合资子公司后,装机容量大幅上升。2020-2022年公司与国家能源集团进行了四次资产置换,资产质量得到显著优化。当前公司控股火电装机容量位居全国第二,公司火电机组性能优良,供电煤耗较低,大容量机组占比高,经过数次减值后火电资产质量扎实。成本:公司背靠国家能源集团煤炭供应,煤电一体化优势显著,2022年公司长协煤比例提升到97%;2022年公司每兆瓦时燃煤成本仅为296.5元,相较于可比公司的燃煤成本低约100元/兆瓦时,高长协覆盖率、低且稳定的燃料成本优势有助于公司火电板块的稳健经营。电价:“十四五”期间我国电力供应预计维持紧平衡,公司火电机组在东部沿海省份重点布局,充分享受电力市场化改革带来的电价上涨红利,同时公司的火电板块有望通过辅助服务和容量电价获益。 弃水改善、电量增长,水电板块盈利仍有提升空间。截至2023Q1-3,公司已投产水电装机容量1495.06万千瓦,主要布局在大渡河(1173.5万千瓦)、开都河(51万千瓦)及伊犁河(46万千瓦);同时公司尚有394.65万千瓦在建水电机组,其中双江口(200万千瓦),金川(86万千瓦)预计在2024年底装机投产。公司的核心水电资产集中于大渡河流域,“十四五”川内用电需求高速增长以及外送特高压电网的打通,预计将提升公司的水电利用小时数,同时对水电电价形成较强支撑,在量、价两方面提升公司水电的盈利能力。 “十四五”风光装机快速提升,新能源贡献新的利润增长点。公司积极向新能源转型,规划“十四五”期间新增风光机组3500万千瓦。截至2023年,公司控股新能源装机容量为1789.27万千瓦,其中风电929.33万千瓦,光伏859.94千瓦,按照公司规划,2025年清洁能源控股装机量占比将达到40%。公司常规能源分布广泛,并积极通过火电灵活性改造和水电的抽蓄调峰能力获取新能源项目。 盈利预测与投资评级:相比于同行业内火电公司,公司在行业地位、股东背景、资产质量、业务发展等多方面处于相对领先优势位置。1)行业地位:公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司,火电装机位居市场第二位,体量庞大;2)股东背景:公司背靠国家能源集团,作为全球规模最大的煤炭生产公司,其煤炭供给保障较强,火电板块成本端管控能力突出;3)资产质量:公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主,质地较优,且技改投入多调节能力强;4)业务发展:公司已经实现以煤电发电为主,水风光多业务板块协同发展格局,稳健经营的同时又具装机增长潜力。 我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为57.62/75.15/88.06亿元;EPS分别为0.32/0.42/0.49元/股;对应PE分别为14.80/11.34/9.68倍。首次覆盖给予“买入”评级。风险因素:煤炭长协价格大幅上调或长协履约情况不及预期;电力市场化改革推进不及预期,年度交易电价超预期下行;新能源项目建设不及预期。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2024-03-04 6.17 -- -- 6.84 10.86% -- 6.84 10.86% -- 详细
公司是华电集团重要的常规能源平台。 截至2023年6月末,公司已投入运行的控股发电企业共计45家,控股装机容量达57.28GW,其中,燃煤发电控股装机约为46.23GW,占比为80.70%;燃气发电控股装机约为8.59GW,占比为 14.99%;水力发电控股装机约为 2.46GW,占比为4.29%。公司发电资产主要为火电、水电机组。 2014年,公司控股股东华电集团为解决存在的同业竞争情况而做出承诺,华电集团将按照有利于解决同业竞争、避免发生实质性同业竞争的原则,原则上以省(或区域)为单位,将同一省内(或区域内)的相关资产注入公司。 目前华电集团已向公司注入华电湖北发电有限公司82.56%股权等资产。部分资产因不满足注入条件而尚未注入上市公司,截至2022年末,华电集团控股的发电企业中,已投运非上市常规能源发电资产装机达63.25GW。华电集团将在非上市常规能源发电资产满足资产注入条件后三年内,完成向公司注入资产的工作。背靠强大能源央企,公司发展值得期待。 公司参股华电新能,把握转型机遇。 公司持有华电新能31.03%股份。 作为最早参与国内新能源发电业务开发与运营的公司之一,华电新能长期深耕新能源发电领域,前瞻性布局三北地区优质资源,积极向具备消纳优势的中东南地区拓展,逐步开拓西南地区“新能源+”等创新业务,全面覆盖国内风光资源丰沛和电力消费需求旺盛的区域。 2020-2022年,华电新能营收从 165.07亿元增长至 244.53亿元, CAGR为21.71%;归母净利润从 40.79亿元迅速增长至 84.58亿元, CAGR为43.99%。伴随着我国能源结构转型,华电新能快速成长。公司参股华电新能有助于把握能源结构转型机遇。 公司有序推进火电机组改造。 2022年,公司发行低碳转型公司债券募集15亿资金,其中70%(10.50亿)用于“煤炭资源综合利用”及“天然气清洁高效开发利用”类低碳转型项目的建设及偿还项目有息负债,具体包括湖南华电常德发电有限公司厂内供热热源改造工程等。 此期低碳转型公司债券募投项目年总供电量为358.39亿千瓦时,供热量为7448.12万吉焦。经测算,相比同等供电量的处于基准水平的机组,募投项目涉及机组每年预计可节约标准煤149.81万吨,减排CO2331.07万吨。截至2023年6月末,此期低碳转型公司债券已投项目年总供电量为165.69亿千瓦时,供热量为5717.94万吉焦。经测算,相比同等供电量的处于基准水平的机组,已投项目涉及机组每年可节约标准煤62.63万吨,减排CO2138.41万吨。火电机组持续改造升级将有助于公司提高燃料使用效率,降低发电能耗,提升市场竞争力。 投资建议: 维持公司“买入”评级。 公司背靠强大能源央企,有序推进火电机组改造,预计将受益于动力煤价格回落及容量电价政策。另外,公司参股新能源企业华电新能,有望把握我国能源结构转型机遇。预计公司2023-2025年每股收益分别为0.45元、 0.62元、 0.63元,对应PE估值分别为14倍、 10倍、 10倍。维持公司“买入”评级。 风险提示: 政策推进不及预期;经济发展不及预期;上网电价波动风险;动力煤价格波动风险等。
金开新能 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-29 5.73 6.14 2.16% 6.22 8.55% -- 6.22 8.55% -- 详细
事项: 2023年 11月 21日, 公司发布以集中竞价交易方式回购股份方案的公告, 拟回购股份用于实施员工持股计划或股权激励, 若公司未能在股份回购实施结果暨股份变动公告日后 3年内使用完毕已回购股份, 尚未使用的已回购股份将予以注销; 本次回购方案中, 公司回购股份资金总额不超过 2.4亿元, 回购股份价格不超过 8元/股。 根据公司公告, 截至 2024年 1月, 公司以集中竞价交易方式已累计回购公司股份 2622.51万股, 占公司总股本股的比例为 1.31%, 回购成交的最高价为 6.12元/股、 最低价为 5.23元/股, 已支付的资金总额为 1.49亿元。 国信公用环保观点: 1) 公司股份回购工作稳步推进, 从回购金额来看, 目前进度已完成公司股份回购方案的 62%, 公司股权回购完成后将主要用于员工持股计划或股权激励, 有助于进一步建立健全长期激励机制, 有效调动管理层和核心骨干员工的积极性, 为股东创造长远持续的价值; 2) 电价对公司新能源发展的影响或已触底, 存量项目所在区域的影响逐步弱化, 增量项目则在项目投资决策时充分考虑未来开展现货交易后可能对电价的影响再进行项目开发, 此外公司积极参与绿电、 绿证交易增厚收益, 预计未来公司盈利有望趋稳; 3) 常态化现金分红机制形成, 公司重视投资者利益, 未来仍将努力提升业绩并实施持续、稳定的现金分红, 逐步提升分红比例。 公司新能源项目装机容量持续增长, 电价波动对项目盈利的影响逐步弱化, 公司业绩有望稳步提升, 维持盈利预测。 预计 2023-2025年归母净利润分别为 9.58/13.63/16.40亿元, 同比增长 30.8%/42.3%/20.3%;EPS 分别为 0.48、0.68、0.82元, 当前股价对应 PE 为 11.8/8.3/6.9X。 给予公司 2024年 9-10倍 PE, 对应公司权益市值为 123-136亿元, 对应 6.14-6.82元/股合理价值, 较当前股价有 8%-20%的溢价, 维持“买入” 评级。 评论: 公司股权回购推进, 用于实施员工持股计划或股权激励, 进一步建立健全长期激励机制2023年 11月 21日, 公司发布以集中竞价交易方式回购股份方案的公告, 拟回购股份用于实施员工持股计划或股权激励, 若公司未能在股份回购实施结果暨股份变动公告日后 3年内使用完毕已回购股份, 尚未使用的已回购股份将予以注销; 本次回购方案中, 公司回购股份资金总额不超过 2.4亿元, 回购股份价格不超过 8元/股。 根据公司公告, 截至 2024年 1月, 公司以集中竞价交易方式已累计回购公司股份 2622.51万股, 占公司总股本股的比例为 1.31%, 回购成交的最高价为 6.12元/股、 最低价为 5.23元/股, 已支付的资金总额为 1.49亿元(不含印花税及交易佣金等费用)。 公司股份回购工作稳步推进, 从回购金额来看, 目前进度已完成公司股份回购方案的 62%, 公司股权回购完成后将主要用于员工持股计划或股权激励, 有助于进一步建立健全长期激励机制, 有效调动管理层和核心骨干员工的积极性, 为股东创造长远持续的价值。 电价对公司新能源发展的影响或已触底, 公司盈利有望趋稳市场对新能源电价较为担忧, 从公司发展情况来看, 电价对新能源发展的影响已经处于底部。 从公司经营 层面来看, 公司新能源项目分为存量项目和增量项目。 存量项目中, 新疆区域占公司总发电量超 1/3, 且几乎全部为国家规划西电东送大通道准皖直流项目, 受端为华东电网, 电价极具竞争力, 属于优质资产; 宁夏区域, 公司主要为光伏资产, 2023年中长期交易政策对该区域内电价影响较大, 但目前电价或已处于底部; 山西区域现货市场已试运行 3年, 从过去 3年的交易情况来看, 电价每年都在逐步提升, 且公司在山西区域均为光伏领跑者项目, 未来可能会发布差异化电价政策; 山东区域现货市场运行 2年, 且公司在该区域的风电资产比例较高, 电价影响较小。 整体来看,目前电价波动变化对公司存量项目的影响较为有限, 且部分区域未来电力交易及政策层面有望出现边际改善。 对于增量项目, 公司在项目投资决策时, 已结合项目所在区域的电源结构、 网架结构、 电力供需发展趋势等, 在电价测算边界方面已充分考虑了未来开展现货交易后可能对电价的影响, 增量项目收益测算边界条件较为严格, 未来项目投运后, 预计电价对项目收益率影响有限。 此外, 公司不断创新项目开发模式, 在部分项目中参考国际惯例,通过引入长期 PPA 或照付不议协议等机制来对冲未来电力市场的电价波动风险,保证项目的收益率水平。 公司积极参与绿电、 绿证交易, 充分发挥绿色电力的环境价值, 为新能源项目带来增量收益。 2023年以来,公司跨省及区域内绿电交易合计 45302.9万千瓦时, 绿证交易合计 64288张, 有效提升了相应项目的收益水平, 也在一定程度上对冲了电价波动对项目收益率的影响。 新能源项目建设持续推进, 未来业绩有望稳步增长。 截至 2023年 9月, 公司并网装机容量为 4369MW(+22.31%), 其中光伏 3019MW, 风电 1226MW, 生物质及储能 124MW。 公司围绕战略规划, 在风光资源丰富、消纳情况良好以及具备电价优势的地区开展布局, 对具有电力需求强劲、 具备消纳优势、 电价风险较低的京津冀地区、 长三角、 珠三角等中东南部地区加大开发投资力度, 保障未来项目投资回报和经济效益。 根据公司“三步走” 战略安排, 到 2025年, 公司新能源发电核准装机规模预计突破 13GW, 未来新能源项目投运将驱动公司业绩持续增长。
川能动力 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-29 11.17 -- -- 11.65 4.30% -- 11.65 4.30% -- 详细
投资要点Q4净利润环比好转,风电业务持续增长。 公司发布业绩预告,2023年归母净利润 7.0-7.8亿元,同比变化-1.38%至 9.89%,扣非归母净利润为 6.6-7.4亿元,同比变化-0.02%至 12.10%。 2023Q4公司归母净利润为 1.36-2.16亿元,同比下降 50.48%-21.37%,环比增长26.85%-101.40%,扣非归母净利润为 1.15-1.95亿元,同比下降62.03%-35.73%,环比增长 15.92%-96.22%。公司业绩相较于 Q3有着大幅改善,主要原因系公司装机规模 16万千瓦会东小街风电项目陆续建成投运,公司风力发电量较上年同期增长。 新能源发电盈利能力强,现金流充足。 2023Q3公司毛利率为43.61%,净利率为 27.44%,保持在非常高的水平。 根据 2023年中报风电、光伏发电业务毛利率为 77.12%,锂电业务的毛利率为53.64%,垃圾发电的毛利率为 52.28%, 均保持非常高的水平。 同时截止 2023Q3公司现金及现金等价物余额 36.41亿元,现金流十分充足。 总发电达到 19.5亿千瓦时,装机稳步增长。 目前川能风电风电项目已核准规模达 127.38万千瓦(其中已投运 110万千瓦),光伏项目已投产规模 2.24万千瓦。 2023年上半年,实现总发电量 19.5亿千瓦时,同比增长 19.22%;实现售电量 18.96亿千瓦时,较上年同期增长 19.26%。 2023年以来会东小街、淌塘二期合计 28万千瓦风电项目建成投产,此外近期公司还获取了甘孜州、阿坝州合计 110万千瓦光伏,凉山州 70万千瓦风电资源, 资源潜力丰富。 李家沟锂矿资源储量丰富,稳步推进中。 公司拥有采矿权的阿坝州金川县李家沟锂矿属于可尔因矿田, 氧化锂资源储量 50.22万吨,折合 124万吨 LCE, 平均品位 1.3%,其 I 号主矿体是目前探明并取得采矿权证的亚洲最大单体锂辉石矿。目前,公司正常推进李家沟锂辉石 105万吨/年项目建设,项目建成后年产锂精矿约 18万吨。 同时公司已在锂电资源端、锂盐端形成一体化发展,公司控股子公司鼎盛锂业已投产 1.5万吨/年锂盐产能,控股子公司德阿锂业目前正在开展 3万吨/年锂盐项目的建设工作。 盈利预测预计 2023/2024/2025年公司归母净利润为 7.53/8.69/11.09亿元,对应 EPS 为 0.51/0.59/0.75元,对应 PE 为 21.34/18.49/14.48倍。 维持 “买入”评级。 风险提示: 下游需求不及预期,项目进展不及预期。
川投能源 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-29 15.71 -- -- 16.96 7.96% -- 16.96 7.96% -- 详细
水电为主业,自建和并购推动装机持续增长。公司坚持“一主两辅”产业布局,以水电为核心主业,依托具有独特资源优势的雅砻江、大渡河、田湾河等流域,以参股和控股相结合的形式进行项目开发。截至2023年上半年,公司权益装机容量14.82GW,控股装机容量1.41GW。十四五以来,受益于雅砻江两河口、杨房沟电站相继投产,增持国能大渡河10%股权,以及收购中核汇能6.4%股权,权益装机实现持续增长,2021-2023上半年复合增速18%。 雅砻江水电装机增长空间过超过50%,新能源远期划规划40GW。参股48%的雅砻江水电公司拥有全国第三大水电基地雅砻江独家开发权。流域水资源丰沛且稳定,多年来平均利用小时数在4800小时左右,远高于全国平均3600小时及四川省4300小时的水平,且来水量年际变化较小。目前已投产水电19.2GW,在建3.72GW预计十五五投产,远期总规划30GW,水电增长空间56%。雅砻江水风光一体化成长空间广阔,流域沿岸风光可开发量超过40GW。 截至2023年上半年,已投运坷拉光伏1GW,在建风光1.43GW。根据规划,预计2030年、2035年、2050年投产新能源将分别达到20GW、30GW、40GW。 大渡河装机增量明确,有望迎来量价齐升。参股20%的国能大渡河公司已投产水电约11GW,2025年前后待投产3.52GW。大渡河流域历来弃水严重,水能利用率偏低,其中2020年弃水电量107亿千瓦时,占四川省弃水电量53%,占全国主要流域弃水电量35%。随着川渝特高压建成以及具有年调节能力的双江口水电站建成,弃水将得到缓解。四川省经济发展迅速带动旺盛用电需求。十三五以来,2016-2023年四川省GDP复合增速6.5%,高于同期全国GDP复合增速5.7%;2016-2023年四川用电量复合增速9.3%,高于同期四川省发电量复合增速6.8%。由于四川省电源结构以水电为主,装机增量有限,且易受到来水波动影响,预计整体供需将逐年偏紧。在此背景下,四川市场化水电电价上涨明显,其中十四五以来年均上涨0.012元/千瓦时,电价复合增速5.5%。 资产负债率低于行业龙头,分红仍有提升空间。截至2023年三季度,公司资产负债率低于40%,远低于长江电力、华能水电60%左右的水平。根据公司《未来三年(2023-2025年)股东回报规划》,每10股现金分红不低于4元(含税),按当前股本计算,每年总分红不低于19.5亿元,较2022年17.84亿元仍将保持增长。长期来看,随着控股、参股在建装机陆续投运,公司现金回收能力将进一步增强,分红仍有进一步提升的空间。 投资建议:预计2023-2025年公司归母净利润分别为44.04/49.13/55.21亿元,对应PE分别为15.9x/14.2x/12.7x,低于可比公司均值19.2x/17.1x/15.9x;公司目前PB为1.96x,低于可比公司均值2.72x。公司坐拥雅砻江、大渡河等优质资源,水风光互补成长性突出,相较其他水电龙头估值优势明显,维持“推荐”评级。 风险提示:来水量低于预期的风险;上网电价下调的风险;新能源项目建设不及预期的风险。
金开新能 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-29 5.73 -- -- 6.22 8.55% -- 6.22 8.55% -- 详细
事件: 公司发布 2024 年 2 月投资者关系活动记录表。公司认为从整个行业或者至少对公司来讲, 电力市场化对于电价的影响已经处于底部。点评制定三曲线战略布局, 规划 25 年核准装机突破 13GW公司制定了“新能源新技术数字化”三曲线的战略布局,并同步制定了相应的战略安排,积极布局上游光伏组件制造业、新能源供应链服务等创新业务领域。同时,公司提出, 到 2025 年,公司新能源发电核准装机规模预计突破 13GW。截至 2023 年 9 月 30 日,公司并网装机容量为 4369 兆瓦,同比增长 22.31%,其中光伏 3019 兆瓦,风电 1226 兆瓦,生物质及储能 124 兆瓦。 目前组件价格已有所回落,公司装机规模有望快速扩张。综合存量及增量项目来看,公司认为电价的影响已经处于底部存量方面, 新疆区域占公司总发电量超 1/3, 且几乎全部为国家规划西电东送大通道准皖直流项目,受端为华东电网,电价极具竞争力; 宁夏区域,公司判断其电价已处于底部; 山西过去 3 年电价逐步提升,且公司在山西区域均为光伏领跑者项目,未来可能会出台差异化电价政策;山东风电占比高而电价影响较小。 增量方面,公司在电价测算边界方面已充分考虑了未来开展现货交易后可能对电价的影响。 此外,公司积极参与绿电及绿证交易, 有效提升了相应项目的收益水平。综合来看, 公司认为电力市场化的影响已经处于底部。公司已建立起常态化现金分红机制,并将努力逐步提升分红比例公司已建立起常态化的现金分红机制。 2023 年 9 月,公司在半年报弥补了重组前遗留近 8 亿元亏损、首次具备分红条件后,派发现金股利 2 亿元,占 2023 上半年归母净利润近 40%,折合年化股息率 3.3%(半年股息率1.63%),在“Wind-新能源电力”行业中位列头部水平。 同时,截至 2024年 1 月 31 日,公司总计回购 1.49 亿元,根据《上海证券交易所上市公司自律监管指引第 7 号——回购股份》第八条,视同现金分红 1.49 亿元。盈利预测与估值:考虑到公司 23Q1-3 业绩、风光资源情况以及公司业务拓展情况, 下调盈利预测, 预计公司 2023-2025 年归母净利润为 8.4、 11.5、 14.0 亿元(前值为10.3、 14.1、 17.2 亿元),对应 PE 为 13、 10、 8 倍,维持“买入”评级。 风险提示: 新增装机不及预期、补贴兑付节奏大幅放缓、行业技术进步放缓、电价下调的风险、下游需求低于预期等
金科环境 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-26 13.03 15.20 10.87% 14.45 10.90% -- 14.45 10.90% -- 详细
新水岛有望驱动高成长,维持“买入”评级自 2004 年成立以来,金科环境深耕再生水和高品质饮用水业务,我们认为新水岛产品有望助公司实现高成长。根据公司业绩快报和经营情况,我们下调装备和资源化营收预测,考虑新水岛上市初期或将让利推广,下调装备毛利率预测,预计公司 2023-2025 年归母净利 0.70/1.04/1.43 亿元(前值1.15/1.51/1.99 亿元),对应 EPS 0.57/0.84/1.16 元。Wind 一致预期下,可比公司 2024 年 PE 均值为 18.1x,给予公司 2024 年 PE 18.1x,对应目标总市值 18.8 亿元,目标价 15.20 元,维持“买入”评级。 发布 3 年股东分红回报规划,对应 2023 年股息率 3.2%2 月 19 日,公司发布 2023 年-2025 年股东分红回报规划,每股派发现金股利原则上不低于当年度实现的可供分配利润的30%,或不低于0.30元/股(含税)。其中,2023 年公司拟基于公司首次公开发行股票价格 20.38 元/股(除权除息后)约 2%股息率的原则,派发现金红利 5000 万元(含税),按照 2月 21 日收盘价测算,对应股息率约 3.2%。 中标多个污废水资源化和高品质饮用水领域项目根据金科环境官方公众号和公告,近期公司成功中标江苏常州江边五期及污水资源化利用工程的厂区污水处理超滤反渗透系统(规模 4 万吨/日)、河南洛阳关林水厂提标改造纳滤膜系统(规模 5 万吨/日),签订唐山南堡经开区污水处理厂委托运营项目合同,合同期限 27 年,设计水量为年度日均 14万吨,委托运营服务费 1.96 元/吨(含税)。公司在污废水资源化和高品质饮用水领域连续中标,我们认为新增订单将为业绩增长奠定良好基础。 新水岛产品优势明显,广泛应用于工业再生水领域2023 年 10 月,工业和信息化部、水利部发布《国家鼓励的工业节水工艺、技术和装备目录(2023 年)》,金科环境新水岛产品“水深度处理工程产品化及数字化集成装备”工艺技术、“基于组合式膜滤工艺的市政污水回用技术”成功入选。新水岛已实现产品化,高度集成化、标准化和模块化,可广泛应用于光伏、PCB、化纤、印染、钢铁等工业再生水领域,典型案例包括1)无锡锡山再生水项目,为 PCB 企业提供 2 万吨/日生产用水;2)唐山南堡再生水项目,为化纤企业提供 5 万吨/日生产用水;3)太原清徐再生水和平湖临港经济开发区再生水项目,为化工企业提供各 6 万吨/日生产用水。 风险提示:新水岛订单增长不及预期,市场竞争加剧,项目拓展不及预期
兴蓉环境 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-23 6.10 -- -- 6.44 5.57% -- 6.44 5.57% -- 详细
背靠成都国资委,盈利能力突出的龙头水务公司。公司大股东为成都环境投资集团(持股42.19%),主业聚焦供水及污水处理服务,同时拓展固废运营业务。截至2022年,公司自来水产能334.3万吨/日、污水处理产能386万吨/日,在成都主城区市占率在100%。公司盈利能力突出,2015-2022年净利润复合增速10%,运营类业务毛利占比达到近90%,保障了较为稳定的业绩及现金流。2023Q3公司净利率达到26.81%,位居行业第一;ROE达到9.69%,仅次于洪城环境位列行业第二,体现出公司较强的管理水平与盈利能力。 自来水业务:成本控制优良,毛利率行业领先。公司供水区域水质优良,受益于成都西高东低的地势,使得公司可以在重力流的作用下进行引水,同时岷江水源水质优良,大大降低电费及药剂费成本。2022年板块毛利率44.28%,高于行业可比公司。成都市人口的快速增长与经济发展水平不断提高支撑公司售水量稳定增长。公司在建七厂(三期)项目80万吨/日,我们预计未来两年陆续释放产能。同时,母公司成都环境集团积极落实成都“供排净治”的水务一体化改革,整合二三圈层的供水资源,作为集团核心上市公司,兴蓉环境有望在改革中整合水务资产,扩大经营规模与竞争力。 污水业务:污水业务:2024年污水年污水有望迎来提价新周期。量:兴蓉环境2023年底污水处理产能420万吨/日。同时在建产能40万吨/日,预计2024-2025年陆续投产,同时公司选择优质异地污水处理项目,有望打开产能空间。价:成都污水三年一核价,2024年将进入新的调价周期。我们测算假设2024年污水处理产能在440万吨/日,成都市污水处理价格增长15%,同时成本上涨10%,2024年污水业务毛利1335亿元,同比上涨31%。污水价格调价有望带来毛利增厚。 资本开支减缓,自由现金流有望转正,分红能力及分红意愿有望提高。2018-2022年公司分红率保持在20%左右,处于行业可比公司的较低水平。主要由于公司新建产能及对外拓展节奏较快,资金需求量大。而2023年以来,水务产能陆续投产,资本开支已经出现下降趋势,且净现比持续提升,公司分红能力有望增强。同时公司正在执行第一期的股权激励计划,管理层分红意愿较强,分红提高的潜力较大。 投资建议:公司深耕水务行业,资产质量较好,盈利能力突出。同时公司供水业务拓展成都二三圈层市场,资产规模有望进一步扩大,且2024年污水有望迎来新一轮调价周期。考虑到公司在建供水及污水产能陆续投产,及污水调价带来的盈利增厚,我们预测公司2023-2025年营业收入分别为82.26/91.71/98.02亿元,归母净利润16.33/18.34/19.04亿元,按2月20日收盘价计算,对应PE为11.3x/10.06x/9.69x,我们看好公司稳健成长能力及分红潜力,首次覆盖给予公司“买入”评级。 风险提示:市场拓展风险;水价调整风险;分红政策调整不及预期。
联合水务 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-14 10.77 12.25 -- 12.71 18.01%
13.18 22.38% -- 详细
中西合璧,打造水务新秀:公司是一家综合性的水务公司,业务范围包括自来水生产与供应、污水处理与污水资源化中水回用、市政工程业务,同时公司拓展河湖流域水治理和水生态修复等水环境治理业务。截至2023年6月,公司拥有自来水生产供应、污水处理与中水回用运营项目的协议和规划处理能力约为270万立方米/日,项目分布于国内9个省16个城市,拥有26个运营公司,以及孟加拉国首都达卡市1个供水公司。 国家水网建设宏图打开水务成长空间:我国水资源区域和年际间分布不均,水资源总量丰富但人均偏低,被联合国列为13个贫水国家之一,对水旱灾害防控能力、水资源集约及再生利用能力、河湖生态环境防治提出更高的要求。关于供水,降低管道漏损率是水务运营提质增效的重要突破点,到2025年,全国城市公共供水管网漏损率力争控制在9%以内;“准许成本+合理收益”保障供水企业长期稳定收益,未来具备提价空间。我国经济已转向高质量发展阶段,相关水务基础设施短板有望补齐,《国家水网建设规划纲要》在国家水网布局、水资源和供水保障、河湖生态系统保护、智慧水网方面等提出建设目标,相关水务及水处理公司有望受益。 稳中求进,拓展海外市场:截至2023年2月,公司在全国7个城市以及孟加拉达卡市提供供水服务,业务范围主要包括市政供水和工业园区供水两个部分,共有9个供水项目;共有污水处理在运营项目13个,服务全国10座城市。公司以发展潜力较大的城市为切入点,进行全国布局,同时积极开拓国际市场,在孟加拉国达卡市投资拥有一个供水运营公司,设计水处理能力34万立方米/日。借助外资基因,追随“一带一路”倡议,公司有序布局南亚及东南亚市场,有望实现项目异地复制。 投资建议:作为水务行业新星,公司实现自来水生产与供应、污水处理与污水资源化中水回用、市政工程业务全产业链覆盖;我国经济已转向高质量发展阶段,《规划纲要》有望推动相关水务基础设施短板补齐;借助外资基因,追随“一带一路”倡议,公司有序布局南亚及东南亚市场,有望实现项目异地复制。预计公司23/24/25年EPS分别为0.39/0.49/0.61元/股,对应2024年2月8日收盘价PE分别为27/21/17倍。给予公司2024年25倍PE,目标价12.25元/股,首次覆盖,给予“谨慎推荐”评级。 风险提示:行业政策风险;地方财政压力;原材料价格波动;项目拓展不及预期。
嘉泽新能 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-09 3.27 5.16 50.88% 3.51 7.34%
3.51 7.34% -- 详细
公司项目储备充足、股息率高且稳定。 公司主要从事新能源开发业务。截至 1H23,公司新能源发电并网装机容量 1989.375MW,其中风电占比 93%。截至 2023 年 4 月,公司已经取得的核准项目、备案项目、储备开发项目以及资源储备的新能源项目装机容量分别为 1.6GW、 0.5GW、 2.4GW、 5.3GW,合计达 9.8GW。公司股息率逐年提高, 2020-2022 年分别为 1.62%、 1.94%、 2.12%,考虑公司储备资源充足,预计未来股息率将稳定在较高水平。以基金业务为纽带,五大业务板块协同发展。 自“十四五”开始,公司在新能源发电单一业务板块的基础上,大力向屋顶分布式光伏、电站开发-建设-出售、新能源电站运维业务、基金业务等四个全新业务板块拓展。新能源发电业务、屋顶分布式光伏业务的开发和运营,为公司电站出售业务的持续开展奠定了坚实的基础;发电业务、屋顶分布式光伏和电站出售业务规模的不断增长,为电站运维业务带来了持续增量;新能源产业基金主要投资于新能源电站的开发或运营。公司既可以通过开发基金储备项目资源、扩大资产规模;也可以将新能源电站出售给产业基金,同时为基金持有的电站提供运维服务。公司风电项目盈利高于同行。 受益于风电项目资源较优, 2022 年公司在各省风电年利用小时数均高于省平均值。同时,受益于补贴项目、电力市场化交易, 2022 年公司各省风电项目发电售价均高于各省标杆燃煤上网电价。 2022 年公司风力发电板块毛利率为63%,盈利领先行业。公司于 2020 年 9 月发行可转债,转股价为 3.28 元/股。截至 2023年末,尚未转股的“嘉泽转债”金额为 2.87 亿元,占“嘉泽转债”发行总量的 22.13%。盈利预测、估值和评级我们预计公司 2023-2025 年分别实现净利润 7.9、 10.6、 13.5亿元,对应 EPS 0.32 元、 0.43 元、 0.55 元, 2023-2025 年年复合增速达 31%。公司当前股价对应三年 PE 分别为 11、 8、 6 倍。 根据市盈率法,给予 2024 年整体 12 倍估值,目标价 5.16 元/股,首次覆盖,给予“买入” 评级。 风险提示电力市场化交易风险;投资不及预期风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-06 8.65 -- -- 9.59 10.87%
9.64 11.45% -- 详细
事件:公司发布2023年业绩预告,2023年公司实现归母净利润80-90亿元,同比2022年实现扭亏为盈;单Q4看,Q4实现归母净利润-45.6~-35.6亿元,22Q4实现归母净利润-34.5亿元。受减值拖累+Q4煤价环比上升,Q4业绩不及预期:截至2023年12月29日,动力煤秦皇岛港5500价格为921元/吨,同比-21.85%,受益于动力煤价格的回落,公司2023年全年实现归母净利润80-90亿,同比实现扭亏,单Q4来看,实现归母净利润-45.6~-35.6亿元,同比22Q4-34.5亿元无改善,我们估计主要因减值拖累影响。回顾火电板块Q4业绩,我们判断公司受到减值影响大于行业平均水平,2023年或为公司计提折旧大年,2024年的减值风险或小幅下降。边际变化一动力煤旺季不旺,23年11月-24年1月维持900-950元/吨:截至2024/1/31,动力煤秦皇岛港5500大卡价格901元,同比-24%,相比11月、12月环比下行。在当前电价水平下,我们预计动力煤市场价在800-850元/吨为电厂盈亏平衡点。 考虑到11月-次年1月通常为供暖季的动力煤需求旺季,当前煤价同比-24%,远大于2024年电价长协的下跌幅度(我们估计电价长协多同比下降1-5%);因此火电板块24年业绩同比进一步改善基本确定。边际变化二我们估计2024年电价长协基本确定除广东外多同比下降1-5%。23年7月以来市场对电价的悲观预期基本出尽,随着23年12月-24年1月以来安徽、江苏、广东、上海、浙江等地24年年度交易电价的落地,考虑容量电价后综合电价除广东外多微降几厘/度,更有江苏、河北等地同比微升几厘/度,2024年长协电价落地。边际变化三市场担忧Q4火电板块大幅计提资产减值损失,随着火电行业陆续披露业绩预告,减值风险担忧落地。我们梳理主流火电公司2023年业绩预告,受减值风险由低到高排序(按照Q4业绩偏离电煤差预测):申能股份<浙能股份、皖能电力、华电国际、国电电力、粤电力<华能国际,华能国际受减值风险影响较大。盈利预测与投资评级:我们预计2023-2025年公司归母净利润为86.01亿元、119.33亿元、137.63亿元,同比增长216%、39%、15%,对应PE为16、11、10倍,维持“买入”评级。风险提示:电力需求超预期下降的风险,减值风险等
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2024-02-06 2.36 -- -- 2.86 21.19%
2.90 22.88% -- 详细
事件:2023年1月30日,大唐发电发布2023年业绩预告:2023年公司预计实现归母净利润约10-15亿元,同比扭亏为盈;预计实现扣非后归母净利润约5-10亿元,同比扭亏为盈。 投资要点:2023Q4业绩同比下滑或系减值增加。2023Q4公司预计实现归母净利润约-18.4至-13.4亿元,环比转亏,上年同期为-11.7亿元。2023Q4公司业绩环比下滑,我们认为一是或系2023Q4动力煤价格环比提升;二是Q4期间费用一般是全年高点,以2022年为例,1-4季度公司期间费用率分别为7%/8%/7%/13%。2023Q4公司业绩同比下滑,或系公司减值增加所致。 2023Q4公司上网电量同比+7.3%。2023年公司上网电量2594亿度,同比+5.1%。2023Q4公司上网电量为653亿度,同比+7.3%,其中,煤机/燃机/水电/风电/光伏为480/43/78/42/11亿度,同比+5.9%/8.6%/7.8%/9.9%/79.4%,风光上网电量同比增长,或系公司新能源新增装机增加所致。2023年公司平均上网电价0.466元/KWh,同比+1.2%,较2023年三季度减少0.2分/KWh,或系水电发电量增加所致。 展望2024年,我们认为公司业绩同比有望继续修复。一是我们预计2024年电煤需求或偏弱,动力煤价格中枢同比有望下移,火电业绩有望改善;二是公司2023年开始剥离非主业资产以及盈利能力不佳的火电资产,公司整体盈利能力有望提升。长期看,火电商业模式向发电收益+容量电费收益+辅助服务收益转变,有望稳定火电盈利,重塑火电估值。 盈利预测和投资评级:结合公司发布的业绩预告,我们下调公司2023年业绩,预计公司2023-2025年归母净利润分别为12.1/40.2/47.4亿元,对应PE分别为36X/11X/9X。我们预计2024年动力煤价格中枢有望下行,水电来水有望好转,拉动公司业绩同比继续修复,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济下滑风险;政策推进不及预期;煤炭价格大幅上涨风险;电价下滑风险;项目建设进度不及预期;电力需求不及预期;测算可能存在误差,以实际数据为准;行业竞争加剧。
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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