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华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2021-04-26 3.89 5.16 34.73% 4.32 6.40%
4.18 7.46%
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电力行业龙头公司,火电占比高达九成。公司是我国电力上市公司龙头,装机容量及年发电量均排名电力行业首位。公司把煤电作为电力供应的稳定器和压舱石,2020年底公司可控发电装机容量113357兆瓦,其中火电占比90.20%;全年发电4040.16亿千瓦时,其中火电占比95.68%。火电生产供电煤耗为291.08克/千瓦时,显著低于全国6000千瓦及以上电厂标准煤耗305.5克/千瓦时。火电机组平均等效可用率为94.92%,燃煤机组利用小时4059小时,效能水平处于行业领先地位。 风光装机快速提升,新能源占比不断增加。2020年公司风电、光伏、生物质可控装机容量分别新增2177.9兆瓦、771.93兆瓦、65兆瓦,风电、光伏发电量同比分别提高25.68%、72.54%。截至2020年底风电装机容量8134.55兆瓦,占比7.18%;光伏装机容量2512.19兆瓦,占比2.22%,风电、光伏装机容量占比分别提升1.66、0.93个百分点。预计随着新投产、收购风光项目不断增加,公司可再生能源占比将进一步提高,火电占比进一步下降。此外,公司虽无可控核电资产,仅持有三家核电公司部分股权,但公司控股股东华能集团是全国四家拥有核电牌照的公司之一,核电项目有望成为公司营收新增长点。 净利润大幅提高,营收受电价与疫情影响小幅下降。公司境内电厂广泛分布于26个省级行政区,2020年受国内电价下行压力影响,平均上网结算电价为413.63元/兆瓦时,同比下降0.81%。此外,新加坡市场因电价下降营收降低19.26亿元,巴基斯坦业务受疫情冲击减少6.79亿元。受电价与疫情双重影响,公司2020年营收同比下降2.39%(重述后)。虽然营收小幅下降,公司盈利能力明显提升。尽管2020年公司计提资产减值损失创历史新高61.14亿元,公司全年仍然实现归母净利润45.65亿元,对比2019年重述后数据,同比增加191.51%,扣非归母净利润同比增加463.72%,经营性现金流净额同比增加12.67%。 盈利预测:预计2021-2023年公司营业收入1783.04/1859.54/1930.81亿元,归母净利润83.21/98.38/114.65亿元,EPS 0.53/0.63/0.73元,对应PE 7.73/6.54/5.61倍。首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示:平均市场化交易电价大幅下降,新能源项目拓展不及预期
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2021-03-29 4.28 4.62 20.63% 4.52 5.61%
4.52 5.61%
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下调盈利预测,看好碳中和背景下火电龙头的新能源转型之路2020年华能国际营收/归母净利为1,694/45.7亿元,同比-2.4%/+191.5%(基于19年重述数据),低于华泰预测(1,732/96亿元),主要由大幅计提资产减值损失61.1亿元导致。20年公司售电量3,799亿千瓦时,同比-2.1%;市场电比例+2pct至58.3%,平均上网结算电价为413.63元/兆瓦时(同比-0.8%);新增装机643万千瓦(风光占52.3%),高于公司20年年初指引614.7万千瓦。我们下调2021-22归母净利润至69.0/70.9亿元(前值107.5/110.8亿元)以反映煤炭价格假设的上调,给予公司21年11x目标PE,下调目标价至4.83元(前值6.08元),维持“增持”评级。 剔除减值影响,20年年归母净利略高于预期华能国际20年计提的资产减值主要缘由系部分电厂受当地煤炭供给紧张、环保要求、新能源竞争等因素影响经营不及预期。剔除资产减值后归母净利润为106.8亿元,略高于我们的预测(96亿元)。主营业务方面,华能国际20年售电量3,799亿千瓦时(火电占比89.9%),同比下降2.1%,主要系1Q20售电量受疫情影响同比减少17.9%导致;但是公司20年售电单位燃料成本同比-6.3%至209.1元/兆瓦时,除国内煤价中枢20年总体下滑(秦皇岛:动力煤Q5500同比-1.9%至576.7元/吨)外,还得益于公司采用煤炭中长协合同的保供稳价能力。 展望未来,公司将加大新能源装机力度截至20年底,华能国际控股装机容量11,336万千瓦,煤电装机占比79.4%,风电光伏装机占比9.4%。2020年风电光伏已贡献净利润28.0亿元(约占总发电净利润23.4%),未来会进一步增长。根据公司指引,21年华能国际将新增风电光伏装机合计834万千瓦;十四五期间,公司将控制煤电机组装机在9,400万千瓦以内,5年年均新增风电光伏装机800-1,100万千瓦,截至2025年,新能源装机占总装机比例将达到34%-45%,力争50%。在碳中和背景下,我们看好公司装机结构优化。 下调盈利预测,维持“增持”评级根据公司指引,21年煤价中枢将上移,我们预计全年煤价(610元/吨)或将高于我们此前的预测(548元/吨)。我们下调2021-22盈利预测,预计归母净利为69.0/70.9亿元(前值107.5/110.8亿元)以反映煤炭价格假设的上调,同时我们引入23年归母净利79.5亿元。参考同类公司21年的wind一致预期PE均值10x,我们看好公司碳中和背景下转型的决心,给予21年11x目标PE,目标价4.83元,维持“增持”评级。 风险提示:电价调整风险,煤价上行风险,未来潜在的减值。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2021-03-26 4.53 -- -- 4.52 -0.22%
4.52 -0.22%
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事件概述2021年3月23日,公司发布2020年年度报告,公司全年实现营业收入1694亿元,同比减少2.39%;归属于上市公司股东的净利润45.65亿元,同比增长191.51%;基本每股收益0.18元。 分析判断: 火电空间受挤压全年业绩承压,新能源业务表现亮眼。 2020年,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量4,040.16亿千瓦时,同比下降0.24%;完成售电量3,798.94亿千瓦时,同比下降2.14%,主要是2020年上半年受疫情影响,全国用电量有所下滑,叠加全国风电、光伏等新能源机组大幅投产,清洁能源消纳力度进一步加大,进一步挤占火电发电空间。电价方面,公司境内电厂含税平均结算电价为413.63元/千千瓦时,较上年同期(经重述)下降0.83%,海外新加坡也出现市场电价下滑。由于全年售电量和售电电价双降,公司业绩承压小幅下滑。2020年公司新能源业务增长亮眼,其中风电发电量141.04亿千瓦时,同比增长25.68%;光伏发电量23.91千瓦时,同比增长72.54%,体现出公司顺应了电力绿色低碳发展的趋势,积极布局新能源业务,提升公司未来在新能源市场的竞争力。 四季度煤价上行无碍全年成本降低,大额减值影响利润增速。 2020年,前三季度公司主要发电成本动力煤大幅下滑,即使在第四季度,动力煤价格出现快速反弹,公司优化采购策略,提前锁定优质低价资源,有效降低采购成本,全年采购均价同比下降26.01元/吨。此外,公司发挥区域布局优势,多渠道采购煤炭、稳定供应火电机组发电;同时公司拥有诸多港口及码头资源,提高集约化燃料管理水平,发挥淡储旺耗的功能,加速煤炭周转,进一步降低发电成本。2020年,公司境内电厂售电单位燃料成本为209.07元/兆瓦时,同比下降6.34%,增厚公司毛利。但公司2020年计提资产减值损失、信用减值损失共62.34亿元,同比增加2.22亿元,侵蚀净利润,特别在第四季度,公司归母净利润为-44.54亿元,拉低全年归母净利润增速。 装机结构进一步优化,市场化电量比例提升。 2020年,公司紧跟绿色低碳的发展政策,清洁能源比例不断提高,其中天然气发电装机容量达到12244兆瓦,较2019年增加1825兆瓦;风电装机容量达到8135兆瓦,其中海上风电900兆瓦,分别较2019年增加2232兆瓦和300兆瓦;光伏发电机组装机容量达到2,512兆瓦,较2019年增加1131兆瓦。2021年2月,中国全国碳交易市场建立,虽然短期来说政府是为了搭建一个全国性的交易平台,完善碳交易体系,并未对企业造成大幅成本增长。但长期来说,在碳达峰、碳中和的目标下,火电发电企业未来成长空间受限,发电成本也将大概率增加,此时大力发展清洁低碳能源是实现能源结构转型,抢占市场先机,巩固市场地位的绝佳时机。此外,2020年全年,公司结算市场化交易电量2,214.05亿千瓦时,交易电量比例为58.33%,同比上升1.93个百分点。公司市场化交易电量比例逐年提升,有助于公司抵御政策导致的电价下滑风险,保障业绩未来的可持续增长。投资建议公司属于我国火电龙头企业,规模和装备优势明显,清洁能源装机占比不断提升。第四季度动力煤价格快速反弹,导致公司单季度成本上行,叠加公司大量计提资产减值损失,削减利润,全年利润增速受限。结合当前动力煤价格,我们预计2021年公司成本会小幅增加,同时火电空间将进一步受到挤压,我们下调2021-2022年业绩,新增2023年预测。2021-2022年营业分别从1810. 10、1870.13亿元下调至1739.80亿元和1794.08亿元,同比增速分别为2.68%、3.12%,2023年营业收入为1835.71亿元,同比增长2.32%;归母净利润分别从93.69亿元、102.13亿元下调至61.65亿元、71.87亿元,分别同比增长35.1%、16.6%,2023年归母净利润为75.27亿元,同比增速4.7%;EPS分别为0.39/0.46/0.48元,当前股价对应PE为12/10/10倍,维持“增持”评级。 风险提示1)成本端煤价事件性上涨; 2)全国用电量不及预期; 3)电价下行压力。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2021-03-26 4.53 -- -- 4.52 -0.22%
4.52 -0.22%
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事件: 3月24日,公司发布2020年年报,全年实现营业收入1694.39亿元,同比下降2.39%,实现归母公司净利润45.65亿元,同比增长191.51%;单Q4实现营业收入476.16亿元,同比增长2.90%;实现归母净利润-45.68亿元,同比下滑19.36%。 点评: 量与价均小幅下滑,拖累营收下滑2.39%。2020年收入同比下滑系公司售电量和上网电价均有小幅下滑,以及海外收入下降等因素影响:①电量方面,2020年境内售电量为3,798.94亿千瓦时,较上年同期(经重述)下降2.17%;②电价方面,境内电厂含税平均结算电价为413.63元/千千瓦时,较上年同期(经重述)下降0.83%;③受新加坡市场电价下降影响,新加坡业务同比下降15.05%;此外,在新冠疫情影响下,巴基斯坦业务营收同比下降14.13%。 2020年Q4大额计提减值,拖累全年业绩 2020年公司业绩同比增长191.51%,主要得益于燃料成本下降及财务费用率进一步下降的贡献:①2020境内燃料成本同比减少72.17亿元,其中售电燃料成本减少78.25亿元;2020年境内电厂售电单位燃料成本为209.07元/千千瓦时,较上年同期下降6.34%。②2020年财务费用率为5.2%,同比下滑1个pct。 公司2020Q4计提大额减值,拖累全年业绩。2020年Q4公司完成售电量1039.79亿千瓦时,同比增长3.78%;经测算的Q4含税上网电价为416.58元/千千瓦时,同比上涨0.38%。在量价增长带动下,公司Q4营收同比增长2.90%,但Q4业绩却大幅下滑19.36%。主要原因在于,2020Q4公司计提减值共计60.37亿元,占单季度营收的比例高达12.7%,对Q4及全年的业绩构成拖累。 积极响应碳中和承诺,加大对清洁能源开发的投入。2020年,公司资本性支出453.72亿元,同比增长34.63%,其中风电、光伏业务资本支出分别259.09亿元与32.86亿元,同比分别增长46.99%与15.06%。2021年公司资本性支出计划总额为564.07亿元,其中计划投入风电与光伏的资本为313.82亿元与99.60亿元,仍然保持较高增速。 盈利预测与估值:预计2021-2023年,公司实现归母净利润72/83/92亿元,同比增长58%/16%/10%,对应PE为10/9/8倍,维持“买入”评级。 风险提示:煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2021-03-25 4.57 -- -- 4.57 0.00%
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电量修复不及预期,电价基本维持稳定:公司2020年发电量、售电量同比分别下滑0.2%、2.1%,连续两年落后于全国火电发电量2.5%的平均增速。全年四个季度中,仅第三季度达到全国均值。公司Q2、Q3平均上网电价弱于上年同期,Q1、Q4略高,全年平均电价同比下降0.8%。 再次计提大额减值:继4Q19年公司计提55.52亿元的大额资产减值后,4Q20再次计提59.84亿元资产减值,造成单季度亏损55.15亿元,几乎抹平近半年的净利润。 积极响应3060目标,加速清洁能源转型:公司在运火电装机容量1.02亿千瓦(9000万千瓦煤电+1244万千瓦气电+9万千瓦生物质发电),是国内最大的火电上市公司,面对“3060”目标承受着极大的压力。公司加速向清洁能源运营商转型,2020年风电及光伏合计贡献46.92亿元毛利润,同比增加11.32亿元,增幅31.8%;2021年风、光资本开支计划合计413亿元,同比增加121亿元。 投资建议:“十三五”收官之年公司经营情况不及预期,并再次计提大额减值削弱利润。假设公司永续债规模及利率维持现有水平,根据装机、电量、电价、煤价的判断,调整对公司的盈利预测,预计21/22年EPS分别为0.19/0.34元(前值0.48/0.53元,注:前值未考虑永续债利息的影响),新增23年EPS预测值0.39元,对应3月23日收盘价PE分别为24.4/13.7/11.9倍。公司加速向清洁能源运营商转型,破釜沉舟决心之下的转型结果及发展前景值得关注,维持对公司“推荐”评级。 风险提示:1、利用小时下降:电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2、上网电价降低:下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。3、煤炭价格上升:煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。4、政策推进不及预期:政策对于电价的管制始终存在,仍有可能因为经济发展不及预期等原因调整电价政策。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-11-06 4.86 6.30 64.49% 5.27 8.44%
5.27 8.44%
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售电量同比下滑 4.2%,电价同比下降 1.2%。2020年前三季度,公司合并营业收入为 1218.2亿元,较上年同期下降 4.3%。营收下滑主要由于:售电量为2759.1亿千瓦时,同比下滑 4.2%;上网电价 0.412元/千瓦时,同比下滑 1.2%。 公司结算市场化交易电量 840.6千瓦时,交易电量比例为 49.9%,比去年同期提高 2.84pct。电量同比下滑主要是受疫情影响,公司上半年发电设备利用小时大幅下滑。电价同比下滑主要是市场化交易电量比例上升至 56.9%,比去年同期提高 5.7pct。 毛利率提升,财务费用减少,带动业绩高增。2020年前三季度,公司毛利率为 19.6%,同比提升 3.8pct。毛利率提升主要得益于营业成本大幅下降,2020前三季度营业成本下降 8.6%,主要由于受燃料价格下跌的影响,境内营业成本同比减少 70.7亿元;新加坡业务营业成本同比减少 17.59亿元,巴基斯坦业务营业成本同比减少 3.99亿元。财务费用较上年同期下降 20%,主要由于带息负债平均余额减少以及利率下降导致利息支出同比减少 12.35亿元,汇兑净损失同比减少 3.53亿元。 新能源对公司贡献不断提升。2020年前三季度,火电、风电、光伏贡献的净利润分别为 82.4、17.4、4.4亿元,新能源对净利润的贡献达到 20%;新增火电、风电、光伏装机 94.5万千瓦、风电 87.3万千瓦、光伏 56万千瓦,新能源占新增装机比例 60%。且未来几年,预计公司每年新增 500-600万千瓦新能源机组。 股息率极具吸引力。2019年分红预案中确定每股分红 0.135元,对应当前股价股息率为 2.8%。公司 2020年仍将维持 70%以上的分红比例,2020年之后未来几年依然会保持 50%以上的分红比例,预计 2020-2022年股息率分别为7.6%、6.0%、6.8%。 我们预计公司 2020-2022年实现归母净利润 95.8、106.2、116.4亿元(原预测87.8、101.1、105.1亿元),同比增长 421%、15%、4%,对应 EPS(基本)为 0.53、0.59、0.66元/股,对应 PE 为 9.3、8.2、7.4倍,对应 PB 为 0.95、0.89、0.83倍,参考 CS 火电板块可比公司 2021年平均 PB 值为 1倍,给予龙头公司2021年 1.2倍 PB,上调目标价至 6.58元,维持“强推”评级。 风险提示:全社会用电需求下滑,煤价快速上涨风险,电价下调风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-11-02 4.98 4.98 30.03% 5.27 5.82%
5.27 5.82%
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公司发布2020年三季度报告,前三季度公司实现营业收入1218.23亿元,同比下降4.31%;实现归母净利润91.33亿元,同比增加69.34%;EPS为0.50元。Q3单季度实现营收427.02亿元,同比下降2.50%;实现归母净利润34.01亿元,同比增长116.7%,EPS为0.18元。 单三季度发电量和售电量微增,前三季度发电量和售电量同比下降。 2020年第三季度,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量1,103.85亿千瓦时,同比增长3.34%;完成售电量1,037.90亿千瓦时,同比增长0.81%;2020年前三季度,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量2,935.41亿千瓦时,同比下降2.86%;完成售电量2,759.14亿千瓦时,同比下降4.19%。公司电量下降除了受到上半年全社会用电量减少的影响外,还受到风电和光伏等新能源发电量同比大幅增长的挤压。2020年1-9月份,公司统计口径范围内的风电发电量同比平均增加29.66%,光伏发电量同比平均增加63.57%。考虑到公司未来新能源装机比例将持续提升,火电的发电量将出现持续性平稳下滑的可能。 电价微降,市场化交易电量比例有所提升。2020年前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为412.52元/兆瓦时,同比下降1.24%。2020年前三季度,公司结算市场化交易电量1,562.28亿千瓦时,交易电量比例为56.94%,比去年同期提高5.71个百分点。电价下降和持平的趋势近期不会改变,公司市场化交易电量的扩大可以有效抵消电价微降带来的业绩损失。 电煤成本持续走低是公司前三季度在量价齐跌的情况下业绩能够大幅改善的最主要原因。2020年10月21日,秦皇岛Q5500K为555元/吨,环渤海Q5500K为559元/吨,三季度虽然略有提升,但与年初价格基本持平。2020年前三季度,公司营业成本979.55亿元,较去年同期的1071.83亿元下降8.61%,其中境内营业成本同比减少70.70亿元;新加坡业务营业成本同比减少17.59亿元,巴基斯坦业务营业成本同比减少3.99亿元。此外,公司预付款项较上年期末上升43%,也是公司部分燃煤电厂本期为锁定优惠燃煤价格而导致预付燃料款增加,可以有效平抑四季度煤价波动风险。 投资建议。由于全社会用电量逐渐恢复、市场化交易电量逐渐扩大、电价下降空间有限和四季度火电需求旺盛等因素,预计2020-2022年实现归母净利润101.85亿、106.06亿、114.36亿,EPS分别为0.65元、0.68元、0.73元,对应PE为7.71倍、7.4倍、6.86倍。 同时,考虑到煤价近期走势整体企稳,公司作为火电龙头企业盈利将有望持续改善,给予公司2020年底8-10倍市盈率估值,股价合理区间在5.2-6.5元,给予“谨慎推荐”评级。 风险提示:煤价上涨风险,疫情反复造成全社会用电量下降,市场化交易价差大幅波动风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-10-30 5.00 5.82 51.96% 5.25 5.00%
5.27 5.40%
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1-3Q20归母净利同比增长69%,维持“增持”评级,目标价6.08元 1-3Q20公司实现营业收入/归母净利润/扣非归母净利润1218.2/91.3/88.5亿元,同比-4.3/+69.3/+83.8%,其中3Q实现营业收入/归母净利润/扣非归母净利润427.0/34.0/33.8亿元,同比-2.6/+117/+150%。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司有望充分受益于煤价下行,同时考虑公司财务费用下降,我们调整盈利预测,预计2020-22年归母净利润为96/107/111亿元(前值80/94/129亿元),参考可比公司2020年Wind一致预期PB均值0.9x,给予20年0.9x目标PB,目标价6.08元(前值5.99元),维持“增持”评级。 3Q20归母净利润同比增长117%,多重因素共振 3Q20公司实现营业收入/归母净利润427.0/34.0亿元,同比-2.6/+117%。利润大增受多重因素共振:1)财务费用下降:1-3Q20公司财务费用同比下降20%,主要由于带息负债平均余额减少、利率下降导致利息支出减少以及汇兑净损失同比减少,其中3Q20财务费用率4.8%,同比下降2.1pct,2)成本下降:燃料价格下跌推动公司3Q20毛利率同比提升4.8pct 至19.5%;。3)投资收益贡献增长:3Q20公司实现投资收益5.5亿元,同比增长29.7%。4)所得税有效税率下降:公司3Q20所得税有效税率为17.6%,同比下降6.6pct。 电价降幅总体可控,煤价中枢有望下行 20年前三季度公司国内平均含税上网电价同比略降1.24%,或因公司市场电占比提升,1-3Q20公司市场电占比同比提升5.7pct至57%。公司指引20 年市场电占比同比提升约8pct至64%,进一步大幅增长空间相对有限。成本方面,2Q20/3Q20秦港Q5500动力末煤现货价分别为514/571元/吨,同比走低94/15元/吨,同比-15.5%/-2.6%,我们预计全年煤价中枢有望降低至550元/吨左右,成本端有望受益,优质火电利润弹性凸显。 全年业绩弹性有望兑现,维持增持评级 基于大幅资产减值压力减缓、财务费用下降、全年电价风险可控、煤价中枢有望下行利好成本管控,我们上调20-21年盈利预测,出于对成本预期的谨慎考虑,我们调高22年平均供电煤耗至307克/千瓦时,下调22年盈利预测,预计2020-22年归母净利润为96/107/111亿元(前值80/94/129亿元),对应EPS0.61/0.68/0.71元(前值0.51/0.60/0.82元),对应BPS6.76/7.01/7.24元(前值6.65/6.89/7.30元),参考可比公司2020年Wind一致预期PB均值0.9x,给予20年0.9x目标PB,目标价6.08元(前值5.99元),维持“增持”评级。 风险提示:煤价上行风险;电价调整风险;电量下行风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-10-30 5.00 -- -- 5.25 5.00%
5.27 5.40%
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2020年年三季报:业绩符合预期2020年前三季度,公司实现营收1218.23亿元(同比-4.31%),归母净利润91.33亿元(同比+69.34%)。公司第三季度实现营收427.02亿元(同比-2.60%),归母净利润34.01亿元(同比+117.33%),三季度业绩在用电需求持续复苏以及燃料价格同比下降的情况下明显好转。我们认为未来用电需求将保持平稳增长,公司清洁能源装机占比不断提升。我们预计公司2020-2022年EPS分别为0.57、0.62和0.66元,当前股价对应PE分别为9.9、9.8和9.6倍,公司是A股最纯粹的火电龙头标的,维持“推荐”评级。 发电量逐步恢复,交易电量占比上升2020年前三季度,公司境内发电量为2935.41亿千瓦时(同比-2.86%),完成售电量2759.14亿千瓦时(同比-4.19%)。其中,2020年第三季度公司境内发电量1103.85亿千瓦时(同比+3.34%),完成售电量1037.90亿千瓦时(同比+0.81%)。公司发电量在第三季度同比保持增长,但受疫情和新能源装机挤压火电的影响,公司前三季度发电量仍然为同比下降状态。同时,2020年前三季度,公司结算市场化交易电量为1562.28亿千瓦时,交易电量比例为56.94%,比去年同期提高了5.71个百分点。而且2020年全年电力需求有望在国内经济持续恢复下保持良好增长。 燃料成本下降,清洁能源占比持续增长公司燃料成本下降使得净利润快速反弹。2020年第三季度公司总成本343.88亿元(同比-8.13%),其中燃料成本的下降是主要原因。公司2020年上半年境内火电厂售电单位燃料成本为206.51元/兆瓦时(同比-7.73%)。而受益于燃料成本的下跌,公司前三季度毛利率达到19.59%,同比上升了3.8个百分点;净利率也达到了9.21%,同比上升了3.89个百分点。公司财务指标明显好转,资产负债率进一步优化达到65.45%,较2019年末下降6.19个百分点,管理费用和财务费用管控良好。截止2020年三季度末,公司可控发电装机容量为111,971兆瓦(同比+5.46%),权益发电装机容量为98,217兆瓦(同比+4.75%);其中,2020年第三季度公司投产火电机组472.52兆瓦,风电机组392.9兆瓦,光伏机组75兆瓦,清洁能源三季度新增装机占比达49.75%,而且未来随着公司能源绿色转型的推进,公司清洁能源占比有望持续增长。 风险提示:燃料成本大幅上升,电价下调超出预期,用电需求大幅下降
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事件: 公司公布2020年三季报,公司前三季度营业收入为1218.23亿,同比下降4.31%,归母净利润为91.33亿,同比增长69.34%; 公司Q3营业收入为427.02亿,同比下滑2.60%,归母净利润34.01亿,同比增长117.33%。 点评: Q3营业收入小幅下滑2.60%,交易电比例占比提高。2020年前三季度,公司累计完成发电量2,935.41亿千瓦时,同比下降2.86%;完成售电量2,759.14亿千瓦时,同比下降4.19%;Q3单季度公司发电量1,103.85亿千瓦时,同比增长3.34%;完成售电量1,037.90亿千瓦时,同比增长0.81%。 电价方面,经过测算,Q3单季度含税上网电价405.67元/兆瓦时,同比-2.11%;不含税上网电价359元/兆瓦时,同比-2.11%。2020年前三季度,公司结算市场化交易电量1,562.28亿千瓦时,交易电量比例为56.94%,比去年同期提高5.71个百分点。上网电量基本持平,电价小幅下行,Q3实现营业收入427.02亿,同比下滑2.60%。 燃料成本下降使得Q3毛利率达2017年以来新高。Q3营业成本343.88亿,同比下行8.07%,主要是煤炭价格下跌影响,通过测算,公司Q3入炉标煤单价同比下滑约13.5%,燃料成本降幅明显。成本下降使公司Q3毛利率达到19.47%,同比去年提高4.84个百分点,是2017年以来的新高。 财务费用和所得税费用率大幅下行助公司业绩高增。公司Q3财务费用为20.61亿,同比下降32%,其中利息费用为21.56亿,同比下降21.49%,财务费用降幅明显的主要原因是带息负债平均余额减少以及资金利率的下降。另一方面,公司2020年Q3所得税费用率为17.61%,相较去年24.17%下降了6.57个百分点,所得税费用率的大幅下降也是业绩增长的重要因素之一。 投资建议: 燃料成本持续下行带来公司盈利能力的修复,财务费用的大幅下行使得费用端显著改善,公司Q3业绩再次超出市场预期。我们上调盈利预测,预计公司2020-2022年归母净利润为98.72、100.97和105.78亿(原值89.24、97.73和102.44),对应PE 为8.1、7.9和7.5倍,维持目标价至6.76元,维持“买入”评级。 风险提示:煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期。
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量价齐降致营收下滑,新能源发电维持上升势头。 2020年前三季度,公司累计发电量 2935.41亿千瓦时,同比下降 2.86%; 公司中国境内各运行电厂平均上 网结算电价为 412.52元/兆瓦时,同比下降 1.24%。 量价同时下滑,导致公司境内营业收入减少,加上新 加坡和巴基斯坦业务均营收同比减少,导致公司总营业收入同比下滑 4.31%。细看各类型发电机组表现, 新能源发电维持了上升的势头,火电则受到新能源机组挤压,部分地区利用小时数下滑,导致发电量不及 去年。其中风电和光伏前三季度累计发电量分别为 100.52亿千瓦时和 17.81亿千瓦时,分别同比增长 24.16%和 69.62%,占总发电量的比例分别较去年同期提升 0.75个百分点和 0.26个百分点。除了风、光以 外,水电、生物质发电和燃机发电量均较去年同期有所增长,增速分别为 3.33%、 2.94%和 0.58%,只有煤 机发电机组发电量同比下降 4.14%,拖累公司整个发电机组发电量同比下滑。根据公司发展战略,未来新 能源装机比例将继续提升,发电量有望保持上升态势,而火电机组则仍有受挤压风险,发电量有持续下滑 可能。 煤价下滑减少成本, 资产减值损失减少增厚利润。 2020年前三季度, 山西产动力末煤(Q5500)均价为 547.17元/吨,同比去年的 598.18元/吨下降 8.53%。 前三季度, 公司煤机发电量占总发电量的比例为 90.29%,所以动力煤是公司目前主要的成本,受益于燃料 价格下滑,公司前三季度营业成本同比去年同期下降 9%。 细分来看境内营业成本减少 70.70亿元,新加坡 业务营业成本减少 17.59亿元,巴基斯坦业务营业成本同比减少 3.99亿元,营业成本的减少,直接增加了 公司利润。此外,公司前三季度资产减值损失较上年同期降低 50%, 主要由于上年同期本公司之子公司洛阳 阳光热电破产重整计提减值损失 2.29亿元,本期海口电厂 4、 5号机组提前关停而计提 1.27亿元固定资产 减值损失。 资产减值损失减少进一步增厚了公司利润,公司净利润在营收增速-4.31%的情况下,仍增长 69.34%。 优化装机结构,加大市场化交易防范电价下行风险。 近年来,国内清洁能源发展迅速,公司为了防范火电受清洁能源挤压风险,顺应政策风向,大力发展清洁 能源。 2020年第三季度,公司投产机组可控装机容量共计 940.42兆瓦,权益装机容量共计 940.42兆 瓦;其中,火电机组 472.52兆瓦,风电机组 392.9兆瓦,光伏机组 75兆瓦。截至 2020年 9月 30日,公 司可控发电装机容量为 111,971兆瓦,权益发电装机容量为 98,217兆瓦, 其中风电装机达到 6776.3兆 瓦,光伏装机达到 2041.4兆瓦,清洁能源装机容量不断提高。 2020年前三季度,公司结算市场化交易电 量 1,562.28亿千瓦时,交易电量比例为 56.94%,比去年同期提高 5.71个百分点。 公司不断加大市场化【温馨提示】请勿将华西证券研究报告转发给他人 p1交易电量比例,可以有效预防电价下滑给公司业绩带来冲击,保障公司后续业绩提升,同时率先开展电力 交易业务,有助于公司抢占市场先机,为未来新业务的开辟打下基础。 投资建议 公司属于我国火电龙头企业,规模和装备优势明显,清洁能源装机占比不断提升。 前三季度公司营收降幅逐步 缩窄、采购成本可控、装机结构持续优化的情况下,我们看好公司未来业绩回暖。基于公司去年大量计提资产 减值损失,削减利润,今年计提减值有所减少,叠加今年煤价同比去年大幅下滑,成本下行明显,我们向上调 公司业绩。 2020-2022年营业收入从 1702.67亿元、 1781.54亿元和 1828.57亿元上调至 1721.80亿元、 1810.10亿元、 1870.13亿元,同比增速分别为-0.8%、 5.1%和 3.3%;归母净利润分别从 66.48亿元、 76.62亿 元和 81.35亿元, 上调至 88.23亿元、 93.69亿元、 102.13亿元, 同比增速分别为 423.1%、 6.2%和 9.0%; EPS 分别为 0.56/0.60/0.65元,当前股价对应 PE 为 9/9/8倍,维持“增持”评级。 风险提示 1)成本端煤价事件性上涨; 2)全国用电量复苏不及预期; 3)电价下行压力。
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事件: 华能国际发布 2020三季报。 公司前三季度实现营业收入 1218.2亿元(同比 -4.31%), 3Q20实现收入 427.2亿元(同比-2.6%); 前三季度实现归母净利润 91.3亿元(同比+69.3%), 3Q20实现归母净利润 34亿元(同比+117.3%)。对此我们的 评价如下: 售电量 Q1-Q3同比-4%, 3Q20环比改善 7.8个百分点: 2020年前三季度,公司完 成售电量 2,759.14亿千瓦时( 同比-4.19%); 第三季度, 公司完成售电量 1,037.90亿千瓦时( 同比+0.81%), 环比改善 7.8个百分点。 公司前三季度平均上网电价为 412.52元/兆瓦时( 同比-1.24%); 公司市场化交易电量 1,562.28亿千瓦时,交易电 量比例为 57%,比去年同期提高 5.71个百分点。 预付煤款锁定低燃料成本: 公司营业成本较上年同期下降 9%, 主要由于公司部分 燃煤电厂( 井冈山电厂、 上安电厂、 岳阳发电、 沁北发电) 为锁定优惠燃煤价格 而预付约 3.86亿元燃料款, 对冲了部分煤价波动。 另外, 公司境内营业成本同比 减少 70.70亿元; 新加坡和巴基斯坦营业成本分别减少 17.59亿元和 3.99亿元。 装机规模进一步扩大, 未来发展更加多元。 机组投产方面: 3Q20公司投产装机规 模共计 940.42兆瓦; 其中,火电机组 472.52兆瓦,风电机组 392.9兆瓦,光伏机 组 75兆瓦。 另外, 公司全资华能福建罗源电厂两台机组( 1,320兆瓦)、 持股 80% 的华能山东烟台八角电厂两台机组( 1,340兆瓦) 转入商业运行。 在建工程方面: 盛东如东海上风电、华能濮阳风电、庄河海上风电场、嘉兴 2号海上风电项目均 增加了项目建设投入。 建设完成后, 公司盈利能力可进一步提升。 投资策略: 维持“审慎增持” 评级。 未来, 煤炭价格向绿色区间回规将利好公司 成本端; 同时, 随着公司待减值资产逐步完成减值、 海上风电等新业务陆续替代 旧业务, 公司的盈利能力有望进一步提升。 基于以上假设, 我们修改了盈利预测, 预计公司 2020-2022年归母净利润分别为 84.9/96.7/107.3亿元, 对应 EPS 分别0.54/0.62/0.68元, 对应 2020/10/27日收盘价的 PE 分别为 9.4/8.2/7.4倍, 维持“审 慎增持” 评级
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-24 6.10 5.74 49.87% 6.16 0.98%
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2Q20业绩大幅改善,上调盈利预测。 1H20公司实现营收/归母净利润791.2/57.3亿元,同比-5.2%/49.7%,对应2Q20归母净利润同比大幅增长213.1%至36.7亿元,2Q20发电量回暖叠加煤价下行驱动业绩增长。我们认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司有望充分受益于煤价下行。基于大幅资产减值压力减缓、发电量回暖、全年电价风险可控,我们上调盈利预测,预计2020-22年归母净利润为80/94/129亿元(前值40/56/82亿元),参考可比公司2020年Wind一致预期PB均值1.0x,给予20年0.9x目标PB,目标价5.99元,维持“增持”评级。 2Q20发电量回升,资产减值阵痛缓解有望。 2Q20公司实现营收/归母净利润387.7/36.7亿元,同比+2.5%/+213.1%。发电量回暖+煤价下行+前瞻性长期投资布局+资产减值压力减缓驱动业绩增长:1)2Q公司国内发电量/售电量达949/915亿千瓦时,同比+3.7%/+5.4%;2)燃料成本降低推动毛利率同比提升6.4pct至20.5%;3)投资收益所贡献的利润增长8.2亿,主因公司长期股权投资回报可观,公司持股25%的深圳能源(000027CH,无评级)1H20预告归母净利增长142%-200%;4)1H20公司资产减值损失27.8万元(1H19损失2.4亿元),资产减值规模锐减印证公司大额资产减值风险大幅降低,全年利润兑现确定性提升。 电价风险总体可控,煤价下滑利好成本管控。 1H20公司国内平均含税上网电价同比略降0.68%,疫情下电价展现韧性。1H20公司市场电占比同比提升3pct至50%,公司指引20年市场电占比同比提升约5pct至61%,进一步大幅增长空间相对有限。受中游煤炭库存持续高位+疫情影响用电需求,上半年煤价显著走低,1Q20/2Q20秦港Q5500动力末煤现货价分别为557/514元/吨,同比走低44/94元/吨,同比-7.4%/-15.5%,我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松演变,虽近期煤价有所回升,但累计降幅明显。截至1H20,公司82%的装机为燃煤发电机组,未来有望充分受益于煤价下行。 全年业绩弹性有望兑现,维持增持评级。 基于大幅资产减值压力减缓、2Q公司发电量明显回暖、全年电价风险可控、低位煤价利好成本管控,我们上调盈利预测,预计2020-22年归母净利润为80/94/129亿元(前值40/56/82亿元),对应EPS0.51/0.60/0.82元(前值0.26/0.36/0.52元),对应BPS6.65/6.89/7.30元(前值6.40/6.58/6.85元),参考可比公司2020年Wind一致预期PB均值1.0x,给予2020年0.9x目标PB,目标价5.99元,给予“增持”评级。 风险提示:煤价上行风险;电价调整风险;电量下行风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-24 5.76 -- -- 6.16 6.94%
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2020H1公司实现营业收入791.22亿元,同比去年下降5.21%;归母净利润57.33亿元,同比去年上升49.73%。Q2公司实现归母净利润36.73亿元,同比上升213.08%,环比上升78.26%。 经营分析Q2经济复苏赶工积极,疫情基本面下实现发电量长增长4%:2020H1公司完成发电量1,796.50亿千瓦时,同比下降8.05%;完成售电量1,721.25亿千瓦时,同比下降6.98%;2020Q2公司完成发电量949.49亿千瓦时,同比增长3.73%;完成售电量914.73亿千瓦时,同比增长5.41%。虽然Q1发电量受疫情影响大幅降低,但是Q2全国复苏赶工情况乐观,加上我国主要水系来水不佳,水电发电量下降,Q2火电发电量在整体宏观经济并不乐观的背景下,实现了正向增长。 Q2动力煤价格下降15%,,奠定公司利润大幅增长:公司2020H1营业成本相比去年同期下降8.65%,毛利率提高3.2个百分点,主要来自于占营业成本较大比重的燃料成本下降。QHD5500动力煤2020Q2均价520元/吨,相比去年同期均价614元/吨下降15%,实现公司归母净利的大幅增长。预计下半年煤价无法继续维持低位,8月动力煤价格在560元/吨左右企稳,预计进入9月煤价有一定下行空间。 预计下半年煤价仍留有下降空间,公司业绩逐步巩固:随着国内经济逐步恢复,全社会用电量增速逐步恢复正常,公司主要发电地区山东省累计用电量在三季度有望恢复至去年同期水平。我们预计2020年煤价中枢520-540元/吨,随着时间推移煤价继续下行,公司全年火电业绩也将逐步巩固。 投资建议我们预计公司2020-2022年的营收为1751.80/1821.43/1901.98亿元,对应归母净利润分别为34.49/59.17/68.07亿元,对应EPS为0.22/0.38/0.44元,对应PE为25/15/13倍,维持“买入”评级。 风险提示疫情影响超出预期;电价大幅下降;利用小时数大幅下降。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-15 4.27 -- -- 4.48 1.82%
5.05 18.27%
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H股股息率高达5.2%,集团增持彰显信心。华能国际5月13日发布公告,控股股东华能集团的下属子公司财资公司增持公司H股1500万股(占总股本0.10%),增持后华能集团及其子公司合计持有公司71.7亿股(占比45.67%)。财资公司计划在6个月内继续增持H股,累计增持股份不超过2%(含本次),约合港股股本的6.7%。华能集团曾在2019年2月增持内蒙华电股票,至同年8月增持完成,累计增持股份占内蒙华电总股本的1.85%,期间内蒙华电涨幅超过20%。公司H股当前相对A股折价约40%,PB(MRQ)仅0.4x,为过去10年底部区间;对应2019年股息率达到5.2%。我们认为集团增持彰显对未来业绩的信心,公司当前股价或被低估。 煤价同比跌幅超过20%,Q2净利润高增可期。受疫情影响,公司一季度售电量、归母净利同比跌幅分别为-18%、-22%;受市场电比例下滑6.3pct以及增值税调整影响,Q1电价同比微升0.1%至0.42元/千瓦时。根据北极星售电网,国网能源研究院预计二季度国家电网经营区用电量增速将提升至2%-3%;5月以来,华能集团日耗增长显著,截至5月12日,公司日耗较去年同期增长20%至21万吨。受供给宽松影响,秦港煤价同比跌幅约24%。 假设公司Q2发电量与去年同比持平,市场化交易恢复带来平均电价下跌0.003元/千瓦时,我们测算公司Q2净利润增幅约12亿元。 2020年继续转型新能源,公司多元化战略可能提升估值。公司一直在向风电方向转型,2020年风电投资计划316亿元,YOY79%,意图争取最后一批补贴机组。目前国内A股风电资产度电盈利普遍好于火电,且风电的PE也整体高于火电,我们认为,公司的新能源转型或有助于提升公司ROE和估值,且战略上风电火电联合上网会有协同效应,公司应当享有转型带来的估值溢价。 盈利预测和估值。我们预计公司2020-2022年实现归属母公司所有的净利润80、95、105亿元,对应EPS分别为0.51、0.61、0.67元/股。结合公司2018-2020年不低于可分配利润70%的分红承诺,2020年对应股息率为A股8.1%,H股13.4%。参考可比公司2020年估值(PE12x,PB0.8x),我们认为,作为火电第一龙头,将显著受益未来煤价下行,且承诺分红(2018-2020)70%,领先多数公司,公司龙头地位以及2019年以来战略及管理上的转变值得给予估值溢价,给予公司20年12-15倍PE估值,对应合理价值区间6.12-7.65元,维持“优于大市”评级。 风险提示。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。
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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