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太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2022-06-29 8.62 -- -- 8.61 -0.12% -- 8.61 -0.12% -- 详细
事件: 公司中标昆明市西山区整区光伏+乡村振兴产业发展能源示范基地项目,电价为 0.3358元/千瓦时,运营周期 25年,装机规模为 539MW。 云南省首个光伏项目落地,盈利能力强、拓展区域市场可期。 根据公司公告,此次中标的昆明西山区项目是昆明市首个百万基地复合型光伏项目,项目电价为 0.3358元/千瓦时,运营周期为 25年,装机规模为539MW。该项目是公司采用“光伏+矿山治理+乡村振兴”开发模式的首个示范性项目,同时作为公司在云南省首个光伏项目,对于“光伏+”模式的运用推广以及云南市场的开拓具有重要意义。 行业发展:景气度高+盈利能力强+集中度提升,补贴发放后价值将重估。 1) 景气度高企:参考历史上我们国家重大战略目标完成程度均大幅超过初始规划,我们判断 2030年 1200GW 装机更多是下限目标,真实装机容量可能远远超出,绿电运营商迎来发展大时代。 2) 盈利能力强:光伏电站具有商业模式清晰、业绩稳增长的特点,盈利能力仅次于水电,显著高于核电和火电。“十四五”之前,由于可再生能源补贴发放拖欠严重,压制了行业和公司的估值。“十四五”以来,多项支持新能源行业发展的政策落地,拖欠的再生能源补贴发放在即,价值有望重估。 3)集中度提升:光伏运营行业目前的竞争格局较为分散, CR10占比仅为 29.4%。类比风电运营行业竞争格局发展的历程,项目层面大型央企获取资源的能力更强、资金层面优质央企具有更通畅的融资渠道和更低的资金成本,因此,预计光伏运营行业集中度将会逐步提升。 核心逻辑:补贴发放+项目储备+央企背景+模式创新,弹性和空间最充足。 1)补贴发放:假设尚未结算的电费国补 92.94亿元到账, 按照目前光伏电站 30%自有资金比例、单瓦投资为 4元计算,可以支撑公司增量装机规模 7.75GW,是截至 2021年年末公司装机总量(6.09GW)为127.26%,装机和业绩弹性最大。 2) 项目储备:短期来看,公司定增 9个募投项目合计 1.13GW 装机,全部将于 2022年年底以前并网,占比公司现有运营装机为 26.42%;中期来看,到 2025年末力争光伏电站板块实现电站累计装机 20GW,占比公司现有装机总量为 328.41%,成长空间充足。 3)央企背景:大股东中节能集团主体评级为 AAA/稳定,银行授信额度为 3411.02亿元,银行类融资成本为 4.28%、非银行类融资成本为 4.44%,融资渠道顺畅且融资成本较低。国企改革收官之年,公司作为大股东旗下光伏业务的唯一平台,有望获得更多支持。 4) 模式创新:首单公募光伏 REITS 落地在即+碳中和 ABN 产品较为成熟+可再生能源补贴确权贷款下发, 多管齐下加速运营资产的现金回流。 盈利预测与投资评级: 我们维持预计 2022-2024年 EPS 分别为 0.58、0.79、 1.10元,对应 PE 为 15、 11、 8倍,维持“买入”评级。 风险提示: 宏观经济下行使得终端工业用电需求减弱,光伏波动较大等
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2022-06-28 8.42 -- -- 8.73 3.68% -- 8.73 3.68% -- 详细
事件:公司公告,投资建设民勤县整县分布式96.4兆瓦光伏发电项目,规划总投资4.35亿元、全投资收益率7.06%(资本金收益率为13.44%)。首个整县分布式试点项目落地,盈利能力强、具有示范效应。民勤分布式项目总装机容量为96.4兆瓦,主要建设内容为96.4兆瓦光伏阵列区,逆变器、升压变、送出线路,集中控制中心等。项目规划总投资为4.35亿元(对应4.51元/瓦),全投资财务内部收益率(所得税后)为7.06%,投资回收期(所得税后)为11.84年,资本金(占比20%)财务内部收益率(所得税后)为13.44%,盈利能力较强。该项目是全国整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点项目,也是公司第一个整县分布式项目,将为公司后期推进其他地区整县分布式项目起到一定引领示范作用。行业发展:景气度高+盈利能力强+集中度提升,补贴发放后价值将重估。1)景气度高企:参考历史上我们国家重大战略目标完成程度均大幅超过初始规划,我们判断2030年1200GW装机更多是下限目标,真实装机容量可能远远超出,绿电运营商迎来发展大时代。2)盈利能力强:光伏电站具有商业模式清晰、业绩确定性较强的特点,盈利能力仅次于水电,显著高于核电和火电。“十四五”之前,由于可再生能源补贴发放拖欠严重,压制了行业和公司的估值。 “十四五”以来,多项支持新能源行业发展的政策落地,拖欠的再生能源补贴发放在即,价值有望重估。3)集中度提升:光伏运营行业目前的竞争格局较为分散,CR10占比仅为29.4%。类比风电运营行业竞争格局发展的历程,项目层面大型央企获取资源的能力更强、资金层面优质央企具有更通畅的融资渠道和更低的资金成本,因此,预计光伏运营行业集中度将会逐步提升。核心逻辑:补贴发放+项目储备+央企背景+模式创新,弹性和空间最充足。1)补贴发放:假设尚未结算的电费国补92.94亿元到账,按照目前光伏电站30%自有资金比例、单瓦投资为4元计算,可以支撑公司增量装机规模7.75GW,是截至2021年年末公司装机总量(6.09GW)为127.26%,装机和业绩弹性最大。2)项目储备:短期来看,公司定增9个募投项目合计1.13GW装机,全部将于2022年年底以前并网,占比公司现有运营装机为26.42%;中期来看,到2025年末力争光伏电站板块实现电站累计装机20GW,占比公司现有装机总量为328.41%,成长空间充足。3)央企背景:大股东中节能集团主体评级为AAA,银行类融资成本4.28%、非银行类融资成本4.44%,融资渠道顺畅且成本较低。4)模式创新:首单公募光伏REITS落地在即+碳中和ABN产品较为成熟+可再生能源补贴确权贷款下发,多管齐下加速运营资产的现金回流。盈利预测与投资评级:我们维持预计2022-2024年EPS分别为0.58、0.79、1.10元,对应PE为15、11、8倍,维持“买入”评级。风险提示:宏观经济下行使得终端工业用电需求减弱,光伏波动较大等
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2022-06-16 8.31 -- -- 8.73 5.05% -- 8.73 5.05% -- 详细
行业发展:景气度高+盈利能力强+集中度提升,补贴发放后价值将重估。 1) 景气度高企:我们测算 2022-2025年风光加总要新增装机超过400GW,其中风电新增 49GW/年、光伏新增 46GW/年。我们判断 2030年 1200GW 装机更多是下限目标,真实装机容量可能远远超出,绿电运营商迎来发展大时代。 2)盈利能力强:光伏电站商业模式清晰、业绩确定性强,且由于并网后锁定 20年电价不变、产业链逐年降本等原因,光伏电站的盈利能力仅次于水电,显著高于核电和火电。“十四五”之前,可再生能源补贴发放拖欠严重不仅影响运营资产的现金流进而限制企业的扩大再生产, 而且压制了行业、公司和项目资产的估值。“十四五”以来,多项支持新能源行业发展的政策落地,拖欠的再生能源补贴发放在即,行业和公司有望迎来价值重估。 3)集中度提升:光伏运营行业竞争格局分散, CR10占比仅为 29.4%。类比风电运营行业,项目层面大型央企获取资源的能力更强、资金层面优质央企有更通畅的融资渠道和更低的资金成本。 资源获取+资金壁垒的竞争优势下,预计光伏运营行业集中度将会逐步提升,优质央企在其中市占率会显著提升。 核心逻辑:补贴发放+项目储备+央企背景+模式创新,弹性和空间最充足。 1)补贴发放:假设尚未结算的电费国补 92.94亿元到账,按照目前光伏电站 30%自有资金比例、单瓦投资为 4元计算,可以支撑公司增量装机规模 7.75GW,是截至 2021年年末公司装机总量(6.09GW)为127.26%,装机和业绩弹性最大。 2) 项目储备:短期来看,公司定增 9个募投项目合计 1.13GW 装机,全部将于 2022年年底以前并网,占比公司现有运营装机为 26.42%;中期来看,到 2025年末力争光伏电站板块实现电站累计装机 20GW,占比公司现有装机总量为 328.41%,成长空间充足。 3)央企背景:大股东中节能集团主体评级为 AAA/稳定,银行授信额度为 3411.02亿元,银行类融资成本为 4.28%、非银行类融资成本为 4.44%,融资渠道顺畅且融资成本较低。国企改革收官之年,公司作为大股东旗下光伏业务的唯一平台,有望获得更多支持。 4) 模式创新:首单公募光伏 REITS 落地在即+碳中和 ABN 产品较为成熟+可再生能源补贴确权贷款下发, 多管齐下加速运营资产的现金回流。 盈利预测与投资评级: 基于行业高景气、公司补贴发放+项目储备+央企背景+模式创新, 我们预计公司 2022-2024年 EPS 分别为 0.58、 0.79、1.10元,对应 PE 为 14、 10、 7倍,首次覆盖给予公司“买入”评级。 风险提示: 宏观经济下行使得项目不及预期; 销售电价受政策影响持续下降使得公司业绩下降, 拖欠补贴下发进度不达预期;电力改革、国家电网投资、 特高压建设进度不达预期; 光伏项目不达预期等。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2022-04-18 7.25 12.18 43.63% 7.67 5.79%
8.73 20.41% -- 详细
事件: 公司于2022年4月14日发布2021年年度报告,实现营业收入70.16亿元,同比增长32.25%;归属于上市公司股东的净利润11.81亿元,同比增长14.87%,经营活动产生的现金流量净额为20.49亿元,同比下降3.34%。 2021年电池组件业务毛利率受制于高价硅料,导致盈利不及预期。 点评: 电站业务稳定,电池组件受原材料压制2021年公司综合毛利率41.67%,同比减少6.75pct,受高硅料价格影响,公司部分季度电池组件业务成本涨幅较高,Q1至Q4综合毛利率分别为38.30%/48.09%/45.94%/33.90%。2021年公司净利率为16.61%,同比下降2.60pct,其中Q1至Q4净利率分别为17.68%/29.89%/20.29%/-1.18%,受资产减值、原材料成本上升、管理费用上升等影响,四季度净利率大幅下降。公司2021年归母净利润11.81亿元,同比增长14.87%,本年度扣非归母净利润10.62亿元。 发电端持续发力,提前锁定优质项目21年底公司在运光伏装机4.27GW,在建项目0.7GW,拟建项目1.12GW。 公司光伏电站管理能力持续优化,成本逐年降低,发电毛利率维持平稳上升态势,从2017年的63.39%上升至2021年的65.20%。公司在光资源、政策、开发条件好的地区已提前锁定约15GW的优质建设、收购项目,再次提升新能源开发天花板。 补贴发放为公司再注成长性2021年底公司未获得新能源电价补贴共计97.44亿元,占其应收账款的98.33%,是其2021年营业收入的1.39倍。2022年中央政府性基金支出预算表中其他政府性基金支出大幅增加至4594亿元,我们预测2022年新能源补贴将一次性发放超4500亿元,拖欠问题将一次性解决。按照30%资本金测算,97.44亿元的补贴发放能够撬动325亿元的电站投资,支撑公司8.1GW光伏电站建设。 电池组件制造业务收益率逐季度改善4月13日硅料价格连续13周上涨,最高均价达251.5元/kg,重回价格高点。 但随着通威、大全、新特等头部硅料企业二、三、四季度产能持续释放,我们认为硅料价格在四季度有望大幅下跌至150元/kg-170元/kg。产业链利润的重新分配将使电池片、组件环节持续受益,公司毛利率将回归正常水平。 盈利预测及投资建议公司坐拥4.27GW光伏电站资产,锁定约15GW优质项目,超额补贴发放背景下,现金流将获极大改善,项目开发进入全新周期。我们预计公司2022-2023年营收分别为74.8/89.1亿元(原值为81.7/106.0亿元),归母净利润分别为17.4/25.8亿元(原值为20.1/27.4亿元),同时增加24年盈利预测营收为102.7亿元,归母净利为32.8亿元,EPS分别为0.58/0.86/1.09元/股,对应PE为12.8/8.7/6.8倍,我们给予公司22年21倍PE,目标价12.18元,维持“买入”评级。 风险提示公司电站开发不及预期、补贴发放延迟、硅料价格维持高位
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-02 4.03 -- -- 4.48 7.95%
4.35 7.94%
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年归母净利润8.62亿元,增长7.98%,基本符合预期 2018年,公司实现营业收入50.37亿(-3.23%),实现归母净利润8.62亿元(+7.14%)。其中,公司发电销售收入31.09亿元,较去年同期增长21.56%,占公司总收入的61.72%,电站板块收入占公司总收入比重进一步上升。受益于限电改善,2018年公司太阳能发电业务增长较快,组件业务因531影响而拖累业绩。 收入结构继续调整,盈利能力提升显著 年累计装机达4.4GW,公司主要装机区域新疆和甘肃地区,弃光限电大幅改善,截止到2018年,新疆(不含兵团)弃光率15.5%,同比减少6.1 pct;甘肃弃光率10%,同比减少12pct。受益于限电改善及收入结构改善,公司销售毛利率达39.11%,同比增多4.1ct;销售净利率16.98%,同比增多1.47pct。公司2019年全年预计有600MW新建或外购电站并表,收入结构将进一步向太阳能发电板块倾斜,随着平价项目大规模建设,公司现金流将进一步优化。 组件业务风险释放,轻资产属性明显,安全边际充分 受531影响,公司组件本期销售价格下降幅度较大,导致组件板块毛利率为负。年受益于全球光伏装机高速增长及海外市场对公司高端组件需求,公司多晶组件产品盈利将得以修复,且相较于公司光伏发电资产,组件资产体量较小且逐年递减:公司组件资产占比由2015年的8.4%降低至2018年的4.49%,公司组件资产安全边际较高。 风险提示 国内光伏政策利空,分布式、领跑者、光伏扶贫等支持力度普遍下滑;国内光伏补贴退坡超预期,弃光限电率居高不下;国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气;公司新增装机、发电小时数不及预期。 投资评级:维持“买入”的投资评级 考虑到太阳能是光伏运营商优势企业,且行业正处于配额下发、限电改善、成本下降三重利好叠加,而当前公司估值低于相较行业平均水平。综合绝对估值和相对估值,我们认为公司估值合理区间为4.18-5.8元/股,维持“买入”的评级。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-02 2.97 -- -- 3.48 17.17%
3.48 17.17%
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三季报业绩符合预期,2018年Q1-Q3扣非归母净利润增长7.98% 截止2018年三季度,公司实现营业收入30.31亿(-20.11%);扣非归母净利润7.02亿元(+7.98%)。受益于限电改善,公司三季度太阳能发电业务增长较快;组件业务短期仍将拖累业绩。 收入结构继续调整,盈利能力提升显著 相较于上半年,三季度电站板块收入占公司总收入比重进一步上升。公司主要装机区域新疆和甘肃地区弃光限电大幅改善,其中,截止到2018年上半年新疆(不含兵团)弃光率20%,同比减少6.1pct;甘肃弃光率11%,同比减少11pct。受益于限电改善及收入结构改善,公司2018年前三季度销售毛利率达51.6%,同比增多14.5pct;销售净利率23.78%,同比增多14.5pct。公司第四季度存在300-400MW外购电站入表可能,盈利水平或将进一步提升,收入结构也将进一步向太阳能发电板块倾斜。 组件业务短期内拖累公司业绩,轻资产属性明显,安全边际充分 三季度组件业务仍贡献负业绩,但公司安全边际高。受531影响,公司组件本期销售价格下降幅度较大,且销量下降,导致前三季度组件板块毛利率为负。截止至2018年上半年公司实现组件销售185.68MW,预计下半年组件可销售300-400MW,叠加531政策对公司300MW存货跌价的一次性影响,预计公司2018年组件业务盈利仍为负值,预亏9800万至1.2亿之间。而相较于公司光伏发电资产,组件资产体量较小且逐年递减:公司组件资产占比由2015年的8.4%降低至2018年的4.49%,公司组件资产安全边际较高。 风险提示 国内光伏政策利空,分布式、领跑者、光伏扶贫等支持力度普遍下滑;国内光伏补贴退坡超预期,弃光限电率居高不下;国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气;公司新增装机、发电小时数不及预期。 投资评级:维持“买入”的投资评级 考虑到太阳能是光伏运营商优势企业,且行业正处于配额下发、限电改善、成本下降三重利好叠加,而当前公司估值低于行业平均水平。综合绝对估值和相对估值,我们认为公司估值区间为3.59-6.17元/股,维持“买入”的投资评级。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-09-03 3.46 -- -- 3.59 3.76%
3.59 3.76%
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收入结构大幅调整,2018年H1归母净利润同比增长12.24% 2018年H1,公司实现营业收入19.90亿(-13.85%);归母净利润4.41亿元(+12.24%)。其中,公司太阳能发电实现营收15.28亿元,同比增长24.63%,毛利率64.59%;组件营收4.57亿,同比减少54.81%,毛利率-0.12%。电站板块收入占公司总收入比重进一步上升,2018年上半年电站发电板块收入占公司总收入的76.80%,较去年同期占比增加23.73%。 2018年上半年公司发电量18.07亿KWh,同比增长24.71% 受益于限电改善,公司2018年上半年上网电量18.07亿KWh(+24.71%)。2018年上半年发电含税均价为0.99元/KWh,与2017年同期平均电价0.99元/KWh持平。截止2018年中报,公司装机规模约4.2GW,并累计锁定18GW的优质太阳能光伏发电的项目,同时,上半年公司完成青海瑞德兴阳新能源有限公司50MW项目的收购工作,预计下半年公司发电业务将继续维持高增长。 组件业务短期内拖累公司业绩,轻资产属性明显,安全边际充分 受531影响,公司组件本期销售价格下降幅度较大,且销量下降,导致毛利率下降。上半年公司实现组件销售185.68MW,自制电池片销售15.04MW,代工电池片销售37.68MW,实现营收4.57亿元(-54.81%)。而相较于公司光伏发电资产,组件资产体量较小且逐年递减:公司组件资产占比由2015年的8.4%降低至2018年的4.49%,公司组价资产安全边际较高。 风险提示 国内光伏政策利空,分布式、领跑者、光伏扶贫等支持力度普遍下滑;国内光伏补贴退坡超预期,弃光限电率居高不下;国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气;公司新增装机、发电小时数不及预期。 公司合理估值在6.91元 考虑到太阳能是光伏运营商优势企业,应享受龙头溢价。且行业正处于配额下发、限电改善、成本下降三重利好叠加,我们认为公司可享有高于同产业链环节的估值溢价增速。因光伏运营商在A股较为稀缺,若采用跨市场相对估值会导致结果有偏,综合绝对估值,我们认为公司合理估值为6.91元/股,给予“买入”的评级。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-31 3.41 4.66 -- 3.59 5.28%
3.59 5.28%
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事件: 公司发布2018 年半年报,上半年实现营收19.9 亿,同比降低13.8%; 综合毛利率49.2%,同比提升13.2pcts,主要由于公司高毛利率的电站运营业务增长,有效提升公司整体盈利能力;累计实现归母净利润4.4 亿,同比增长12.2%。报告期内,公司镇江组件子公司营收以及毛利率均大幅下降,其中营收降至4.6 亿(同比下降-57.4%),毛利率降至-0.1%(同比下降5.7pcts),归母净利润-9154 万,拖累公司整体业绩增长。 装机业务稳健增长,中东部拓展方向明确 2018年上半年公司累计装机规模达到4.2GW,实现发电业务收入15.3亿(同比+24.6%);毛利率达到64.6%(同比+1.7pcts)。公司电站储备丰富,目前已锁定优质项目达到18GW。考虑中东部地区靠近用电负荷、消纳良好,公司装机近年来逐渐向中东部地区转移,2018年上半年公司华中、华东、华北三地新增装机占全部新增装机比重接近80%,三地累计装机占比合计超过50%。我们认为,公司电站项目资源丰富、电站装机稳步推进,电站收入以及占比提升将显著提升公司整体盈利能力。 积极应对光伏新政,收购模式助力电站装机规模持续增长 “531”新政发布,光伏电站建设指标暂停发放。作为电站运营龙头,公司积极拓展电站收购模式,通过收购模式与自行投资两种模式共同实现电站运营规模扩张。报告期内,公司完成青海50MW光伏电站收购事项,并储备约1GW优质电站收购项目,为后期电站业务发展提供有效保障。光伏建设指标缩减加剧行业竞争、加速行业洗牌并推动平价上网到来,“531”新政发布至今,光伏产业链各环节平均降幅超过20%,上游设备价格下降有助于电站运营商降低成本。我们认为公司依托充足产业资源、电站开发经验以及融资优势(背靠大股东中节能),电站规模有望持续扩张。 看好公司长期发展,维持“买入”评级 “531”新政后光伏电站建设指标暂停发放,增加公司电站装机不确定性,我们下调公司2018-2020年EPS至0.34、0.41、0.52元,下调18年PE至15倍水平,对应目标价5.05元。 风险提示 电站建设以及收购进度不及预期。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-30 3.43 -- -- 3.59 4.66%
3.59 4.66%
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事件:公司公布2018年中报,实现营收19.90亿元,同降13.85%;归母净利润4.41亿元,同增12.24%,扣非归母净利润4.29亿元,同增17.38%;EPS0.15元,ROE3.58%。其中,2018Q2实现营收11.51亿元,同降33.90%;归母净利润2.99亿元,同降5.95%,扣非归母净利润2.97亿元,同降2.37%;EPS0.10元,ROE2.44%。我们认为Q2业绩下滑主要原因是光伏制造业务受“531新政”的影响。 发电业务占比增加,盈利能力大幅提升,经营性现金流受营收下滑影响而降低。2018H1销售毛利率/净利率同比+13.19/+4.86PCT至49.21%/22.06%,盈利能力提升主要是由于高毛利率(64.59%)的发电业务占营收的比例较去年同期增加23.73%。2018H1销售/管理/财务费用率同比+0.40/+1.22/+4.36PCT至0.76%/5.13%/18.22%,期间费用率提高5.98PCT。2018H1经营性现金流净额2.43亿元,同降14.04%,主要是由于收入下滑。 电价持平,装机、发电量、度电毛利增长,发电业务继续发力。2018H1发电业务实现营收15.28亿元,同增24.63%,占总营收76.80%,同增23.73%;毛利率64.59%,同增1.69PCT;毛利9.87亿元,同增27.97%。2018H1公司发电业务继续发力:(1)2018H1发电含税均价为0.99元/千瓦时,与2017年同期持平;(2)2018H1公司装机规模增加175MW至4.19GW,同增16.17%;(3)2018H1上网电量18.07亿千瓦时,同增24.71%;(4)2018H1度电毛利为0.546元/千瓦时,同增2.62%。 “531新政”致使光伏制造业务下滑,影响业绩释放。受“531新政”影响,2018H1太阳能制造板块实现营收4.57亿元,同降57.39%,且收入无法覆盖成本,亏损约0.92亿元,影响业绩释放。2018H1制造板块实现组件销售185.68MW,自制电池片销售15.04MW,代工电池片销售37.68MW,小于2017上半年392.37MW的电池组件销量。 投资建议:公司作为国内光伏运营龙头,预计2018-2020年分别实现净利9.89、12.84和14.84亿元,同比分别增长22.88%、29.91%、15.57%,当前股价对应三年PE分别为10、8、7倍,维持“增持”评级。 风险提示:光伏消纳和新建产能不及预期,光伏制造板块波动风险。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-09 3.68 -- -- 3.84 4.35%
3.84 4.35%
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政策倒逼光伏产业链平价加速,替代火电不是梦 531政策影响下制造端价格快速下探,倒逼全产业链加速平价。当前,全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh,在2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下,2020年全国32个电力区实现6.光伏平价的区域达27个,占全部电力区84%。 配额制叠加限电改善,大幅增厚公司利润弹性 配额制下,测算各省非水发电配额,预计18-20年全国合计非水配额发电量分别为5472.9、6470.3、7553.7亿千瓦时,CAGR可达17%,将成为未来2年风光发展低保。而随着5月能源局下发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》逐步落地,西北区、新疆区弃光率后续将大幅缩减,在保守改善、中性改善、乐观改善情况下,仅西北区装机的限电改善将为公司分别带来21.7%、53.8%、64.5%业绩弹性增长。 板块估值处于历史低位,稀缺属性使得公司应享受更高溢价 目前A股运营商中,仅太阳能处于破净状态。统计的十一家运营运营商中,含9家破净标的,而A股中仅包含太阳能。而考虑到运营商随着装机量增长业绩相对稳定,且限电改善、成本下降叠加新增装机将进一步释放业绩,我们认为该板块目前安全边际相对较高,应给予更高估值预期。 风险提示 国内光伏政策利空,分布式、领跑者、光伏扶贫等支持力度普遍下滑;国内光伏补贴退坡超预期,弃光限电率居高不下;国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气;公司新增装机、发电小时数不及预期。 公司合理估值在6.91元附近 考虑到太阳能是光伏运营商优势企业,应享受龙头溢价。且行业正处于配额下发、限电改善、成本下降三重利好叠加,我们认为公司可享有高于同产业链环节的估值溢价增速。因光伏运营商在A股较为稀缺,若采用跨市场相对估值会导致结果有偏,综合绝对估值,我们认为公司合理股价为6.91元/股,相对于前收盘价3.68元(2018年8月7日收盘价)尚有87.78%的估值空间,给予“买入”的评级。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-05-16 4.99 8.00 -- 5.34 7.01%
5.34 7.01%
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首次覆盖,给予“增持”评级。太阳能是央企中节能旗下的光伏运营平台,具备央企的项目开发和资金成本优势,目前存量电站在4GW以上,公司未来将保持年均1GW左右的电站扩张规模,在限电改善的大背景下,利润将实现大幅增长,预计2018-2020年EPS分别为0.44、0.59、0.77元,CAGR为32%,由于ROE进入回升期,估值将提升,2018年20倍PE较为合理,对应目标价8.8元,首次覆盖给予“增持”评级。 关键假设。太阳能持有的4GW+的电站,在西北如新疆的电站限电较为严重,此前业绩受到限电压制。但在国家着力解决弃光限电的大背景下,太阳能将受益限电的持续改善,存量电站利用小时数增加,业绩有望大幅增长,同时能源局对自备电厂追缴欠缴补贴,有望加速其存量电站的补贴的发放进程。 与众不同的观点。市场普遍认为新能源光伏运营企业绩受到限电压制,同时补贴拖欠影响企业现金流水平,后续电站开发进度受影响。我们认为限电改善和补贴拖欠这两大压制因素都出现边际好转。通过直接电力交易等措施,太阳能旗下电站已经出现了显著的限电改善,后续随着可再生能源配额制等手段,弃光仍将继续好转,并有望得到基本解决,2018年Q1实现归母净利润1.42亿元,同比增长89.52%;补贴拖欠主要是由自备电厂欠缴可再生能源附加导致,我们预计能源局有计划追缴欠缴资金,将会大大改善补贴拖欠情况。两大压制因素均出现了边际好转,太阳能有望价值重估,或迎来戴维斯双击。 催化剂。配额制政策、追缴自备电池欠缴补贴等政策落地。 风险提示。借款利率大幅上行带来财务费用超预期增加。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-05-10 5.11 -- -- 5.42 4.43%
5.34 4.50%
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发电量保持高速增长,电站运营业务占比持续提升 根据公司发布的2017年年报、2018年一季度报,营业收入和净利润实现较快增长。近年来,公司业绩增长主要依赖于光伏电站运营业务的快速发展,2015-2017年,公司每年新增装机容量分别约1.07GW、0.92GW、0.80GW;随着装机容量的提升,公司整体发电量从2012年的3.69亿千瓦时增长至2017年的31.13亿千瓦时,2017年同比增速达49.66%。从毛利结构来看,公司电站运营业务的毛利占比已高达91.35%,是公司毛利的最主要贡献来源。 项目储备丰富,自建+收购共同推动装机规模扩大 公司拥有丰富的项目资源储备,在光资源较好、上网条件好、收益率好的地区已累计锁定了超过17GW的优质太阳能光伏发电的项目规模(目前部分项目已建成投运),分布在全国十几个省、市、自治区。 公司自建与收购项目共同推进,提升公司光伏发电运营项目规模,2017年通过收购方式新增的装机容量已占当年全部新增装机容量的38.75%。 西部地区电站占比较高,有望受益限电改善 目前,我国弃光限电现象得到缓解,2017年全国平均弃光率为6%,较2016年下降4.3个百分点。我们认为,在电网积极接纳、特高压工程密集投放以及配额制等政策的推动下,未来弃光限电现象将持续改善。 限电改善带来的设备利用小时数提升将直接增加发电收益,增强电站的盈利能力。由于公司主要业绩贡献来源为发电业务,同时在限电较严重的西中、西北、新疆地区的装机容量和发电量比例均超过公司整体一半,未来有望受益限电改善。 盈利预测与投资建议 公司电站装机规模稳步增长,自建+收购方式共同推进规模提升,截止2017年底光伏电站装机容量已超过4GW。公司项目资源储备丰富,为后续项目开拓提供有力支撑。另外,根据2017年装机数据,公司在限电相对严重的西部地区装机容量占比达50.94%,后续有望受益限电改善。 预计2018、2019、2020年EPS分别为0.38、0.48、0.59元/股,对应PE为13.8X、10.7X、8.8X,首次覆盖,给予“强烈推荐”评级。 风险提示 光伏行业发展及公司光伏电站开发不及预期;弃光限电改善不及预期。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-05 4.80 -- -- 5.66 15.98%
5.57 16.04%
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事件:公司公布2017年年报,实现营业收入52.05亿元,同比增长20.11%;归母净利润8.05亿元,同比增长23.18%,扣非归母净利润7.47亿元,同比增长23.57%;EPS0.27元,ROE6.88%,每10股分红0.73元(含税)。 营收结构进一步调整,电站业务占比稳步增加。公司业务包括太阳能光伏电站的投资运营以及太阳能电池组件的生产销售。2017年公司电站板块销售电量31.13亿千瓦时,销售收入25.87亿元,较去年同期增长48.47%;太阳能产品板块实现光伏电池组件销售957.31兆瓦,收入25.87亿元,同比增加1.56%。电站板块收入占公司总收入比重进一步上升,2017年占公司总收入的49.70%,较去年同期占比增加9.49%。 装机规模增加、弃光限电改善,光伏发电业务发力。2017年,公司大力发展光伏电站的建设,电站总装机规模超过4GW,同比增加24.93%。2017年,公司下属6个电站运营大区电站规模分布如下:西中区、西北区、新疆区、华北区、华东区、华中区分别为851MW、715.4MW、480MW、609MW、1004.3MW、357.2MW,2017年分别增加214.2MW、100MW、20MW、42.6MW、424.8MW和0MW。随着新增装机向消纳条件好的华东区转移,同时全国范围弃光限电改善,光伏发电量大幅增加。公司2017年销售电力31.13亿千瓦时,较2016年增加10.33亿千瓦时,增幅为49.69%。2017年公司各大区发电情况如下:西中区6.56亿千瓦时,西北区亿6.17千瓦时,新疆区4.28亿千瓦时,华东区6.17亿千瓦时,华北区5.83亿千瓦时,华中区2.11亿千瓦时。 弃光限电改善常态化、项目储备充足,电站业务增长潜力较大。近年来,国家密集出台多项政策来改善风电等新能源的消纳问题,主要包括可再生能源配额制、红色预警制度、分布式发电直接交易政策、火电厂灵活改性政策、可再生能源清洁取暖的政策等。在煤价高企、政策多管齐下的背景下,弃光限电改善有望常态化。此外,公司在光资源较好、上网条件好、收益率好的地区已累计锁定了超过17GW的优质太阳能光伏发电的项目规模(目前部分项目已建成投运),为公司的后续快速增长、可持续发展提供了有效的保证。 投资建议:预计2018-2020年分别实现净利11.86、15.76和19.06亿元,同比分别增长47.38%、32.89%、20.94%,当前股价对应三年PE分别为12、9、7倍,维持“增持”评级。 风险提示:光伏消纳和新建产能不及预期。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-03 4.67 6.82 -- 5.66 19.41%
5.57 19.27%
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事件: 公司发布2017年年报,全年实现营收52.0亿,同比增长20.1%;全年实现综合毛利率34.4%,较上一年增长1.5pcts;累计实现归母净利润8.0亿,同比增长23.2%。2017年公司高毛利率的电站运营业务快速增长,有效提升公司整体盈利能力。由于公司根据SPI(绿能宝)股票公允价值于2017年计提6872万一次性资产减值损失,不考虑该一次性事项,公司归母净利润增幅超过30%。 装机规模稳步扩张,中东部地区占比进一步提升。 2017年公司光伏电站新增装机803MW,累计装机规模达到4GW,目前已锁定优质光伏项目规模达到17GW。公司装机规模稳步增长,光伏电站运营龙头地位稳固。考虑中东部地区靠近用电负荷、消纳良好,公司装机近年来逐渐向中东部地区转移,2017年公司华中、华东、华北三地新增装机占全部新增装机比重接近60%,三地累计装机占比合计达到49%。我们认为,公司电站项目资源丰富、电站装机稳步推进,电站收入以及占比提升将显著提升公司整体盈利能力。 西部弃光显著改善,存量电站盈利能力大幅提升。 2017年以来西北地区弃光大幅好转,2017年全年新疆、甘肃弃光率由2016年32.2%、30.5%大幅降至21.6%、20.8%。2018年3月底,国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,规定以省级电网为主要考核主体,各省级电网公司制定经营区域完成可再生能源电力配额的实施方案,在市场机制无法完成配额目标时,按照各省级人民政府批准的配额实施方案进行强制摊销,将进一步促进以光伏为代表的可再生能源消纳,弃光现象有望进一步改善。我们认为,弃光率改善将提升电站发电小时数,带来相应电站盈利能力提升。 看好公司长期发展,维持“买入”评级。 我们维持公司2018-2020年EPS 分别为0.39、0.51、0.62元,维持公司目标价7.5元,对应18年19倍PE 水平,维持“买入”评级。 风险提示。 公司产能释放不达预期;单晶产品市场需求增长不达预期。
太阳能 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-03 4.67 5.32 -- 5.66 19.41%
5.57 19.27%
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事件:太阳能发布2017年报,报告期内,公司实现营业收入52.05亿元,同比增长20.11%;实现归母净利润8.05亿元,同比增长23.18%;实现扣非后归母净利润7.47亿元,同比增长23.57%。 光伏发电业务是公司主要业绩贡献来源:全年公司实现营收52.05亿元,同比增长20.11%;归母净利润8.05亿元,同比增长23.18%:1)太阳能发电业务实现收入25.87亿元,同比增长48.47%,毛利率63.24%,同比提升2%;2)光伏电池组件销量957.31MW,同比增长25.54%,实现收入25.87亿元,同比增长1.56%,毛利率5.74%,同比下降7.31%,主要由于报告期内组件均价2.70元/W,同比大幅下跌19.1%。 光伏电站规模稳步提升,优质项目储备充足:作为中国节能太阳能业务的唯一平台,公司是国内最大的专注于太阳能光伏发电的投资运营商之一,也是A股最大的光伏运营商。2017年,公司继续大力发展光伏电站的建设,全年新增光伏装机0.8GW,目前电站总装机规模超过4GW,电站主要分布在西中区851MW,西北区715.4MW,新疆区480MW,华北区609MW,华东区1004.3MW,华中区357.2MW。另外,根据年报,公司在光资源较好、上网条件好、收益率好的地区累计锁定了超过17GW的优质太阳能光伏发电项目,大规模的优质储备项目为公司后续业绩快速增长提供了有效保障。 弃光限电改善,发电业务盈利能力将大幅提升:根据能源局数据,2017年全国平均弃光率同比下降4.5个百分点,其中,新疆弃光率同比下降6个百分点,甘肃弃光率同比下降近10个百分点,弃光限电问题得到持续改善。随着特高压的陆续投运以及保障消纳政策的推动,我们认为限电问题已进入改善通道。2017年全年,公司光伏电站平均等效利用小时数778小时,同比提升128小时,随着弃光限电的持续改善,公司发电业务盈利能力将进一步增强。 投资建议:我们预计公司2018年-2020年的收入增速分别为16.92%、10.57%、8.92%,净利润增速分别为45.39%、27.51%、19.23%;维持买入-A的投资评级,目标价为5.85元。 风险提示:弃光限电改善低于预期,组件市场竞争恶化等。
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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