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浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-27 3.67 -- -- 3.97 8.17%
3.97 8.17% -- 详细
2020H1公司实现营业收入223.18亿元,同比降低13.82%;归母净利润30.23亿元,同比增加20.60%;Q2归母净利润24.64亿元,同比增加71.10%,环比增加340.91%,符合预期。 经营分析浙江疫情影响叠加能源“双控”挤压火电发电空间:2020H1公司实现发电量478.79亿千瓦时,同比下降15.10%;实现上网电量450.80亿千瓦时,同比下降15.29%。浙江省全社会用电量受疫情影响较大,虽然自5月开始月度用电量增速转正并快速扩大,但2020年1-6月全社会累计用电量仍为-4.37%,在全国各省市排名中处于较靠后位置。受浙江能源“双控”政策挤压,浙江省火电发电量累计增速自2018年10月起低于全省发电量,火电发电量增长空间在疫情基础上进一步承压。6、7月浙江省用电量增速可观在全国范围内领涨,赶工态势强劲,下半年公司发电量有望改观。 煤价下降持续增厚利润,参股核电企业获取收益:受益于煤价下降,公司2020H1营业成本203.82亿元,下降16.13%,导致公司Q2归母净利润大幅增长。目前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,下半年整体上煤价无法继续维持二季度低位,但相比去年仍有显著下降,全年煤价中枢520-540元/吨。同时公司深度布局核电领域,参股联营多家核电企业,2020H1全国核电累计发电量同比增长7.2%,公司投资净收益16.73亿元,同比增长23.37%,增厚公司利润。 充沛现金流为公司投资提供坚强后盾,投资核电项目扩大利润来源:公司现金流充沛,经营性现金净流量/净利润近五年保持1.5以上;分红率持续提高,2019年再次提高至63.36%。目前公司股息率5.14%,居行业前列。充沛的现金流将帮助公司在核电领域持续布局,2020年4月公司增资中广核苍南项目,继续扩大公司业务板块布局和利润来源。 投资建议预计公司2020-2022年营业收入为528/540/551亿元,归母净利润为55/67/74亿元,EPS为0.41/0.49/0.55元,对应PE为9/7/7X,维持“买入”评级。 风险提示浙江能源“双控”力度加大;疫情影响超出预期;煤价下跌幅度不达预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-08 3.33 -- -- 3.57 1.71%
3.73 12.01%
详细
业绩简评2019年公司实现营业收入543.71亿元,同比降低4.00%;归母净利润42.93亿元,同比增加6.38%。1Q2020公司实现营业收入86.95亿元,同比减少34.08%;归母净利润5.59亿元,同比降低47.60%。扣非归母净利润6.39亿元,同比降低34.45%。 经营分析能源“双控”挤压发电空间,逆势实现电价增长:公司是浙江电力龙头,受浙江能源“双控”政策挤压,2019年发电量1174.93亿千瓦时,同比下降5.35%。其中市场化交易电量482.34亿千瓦时,同比增加59.58%,占上网电量比例43.55%,比去年同期提高17.74pct。在市场化交易电量比例提高的情况下,公司平均电价361.41元/兆瓦时,比去年同期提高0.90%。体现公司较好的议价能力。2019年浙江电煤价格指数均值为565.68元/吨,同比下降6.06%,公司营业成本下降7.20%,实现归母净利润增加6.38%。 一季度疫情影响发电量大降,期货合约变动拖累业绩:1Q2020在能源“双控”政策基础上另外受到疫情影响,发电量177.98亿千瓦时,同比下降36.84%,上网电量166.93亿千瓦时,同比下降37.30%。此外,由于商品期货合约产生的公允价值变动,导致公司公允价值变动收益同比减少2.25亿元,拖累公司业绩。 煤价下行叠加用电需求回复,公司业绩有望反弹:进入二季度赶工终于出现,5月初五大发电集团日均耗煤量已经超过去年同期水平13%,浙江日均煤耗量超过去年同期4%。预计2020年夏气温偏高,浙江作为我国用电大省,赶工和夏季用电影响叠加,预计公司二三季度业绩将在一季度跌入谷底后反弹。同时煤价在失去采暖季需求支撑后加速下滑,预计2020年煤炭价格中枢520-540元/吨,预计公司业绩将在二季度好转。2019年公司分红率再次提高至63.36%,目前公司股息率5.14%,居行业前列。 投资建议考虑到疫情影响,我们分别下调2020年公司营业收入、归母净利预期10%、6%,预计2020-2022年归母净利为55.15/65.80/73.20亿元,EPS为0.41/0.48/0.54元,对应PE为9/7/6X,维持“买入”评级。 风险提示浙江能源“双控”力度加大;疫情影响超出预期;煤价下跌幅度不达预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-30 3.25 -- -- 3.57 4.08%
3.73 14.77%
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三因素叠加开年疫情致营收、利润承压:2019年浙江省内用电量、发电量同比分别增长3.8%、1.0%,比上年同期减少了4.3、4.9个百分点;全省净输入电量增长13.4%,省内水电、核电出力分别增长33.9%、7.2%。用电需求不振、外来电量增长、省内其他电源出力提升,三因素共同作用下,全省火电机组发电量同比减少3.5%。虽然公司平均上网电价同比增加1分/千瓦时,但难抵电量的下滑,全年营收下降4.0%。2020开年后疫情影响更是导致公司Q1电量大幅缩减近四成,营收和利润也同步重挫。 分红率进一步提升,股息率暂列同业第一:公司2013年底首发上市,当年分红率即超30%;2014年起分红率均达到或超过50%(除2016年分红率49.8%),2018年分红率达到60%;2019年进一步提升至63.4%。每股分红0.20元,对应4月27日收盘价股息率达到5.8%,在目前电力行业已公布2019年分红预案的60家公司中排名第一。 镇海项目年内有望投产,资本开支减少、派息或将再提升:公司目前大型在建项目仅有镇海电厂迁建2×66万千瓦燃煤机组,预计年内投产。两台新建大机组将助力公司营收增长、煤耗降低。后续若无大体量的新增项目,公司资本开支将维持低位;在运电厂丰厚的经营现金流可支持公司对外投资,或进一步提高派息水平以回馈投资者。 投资建议:浙江省用电需求不振、外来电量增长、省内其他电源出力提升,三因素共同作用导致公司2019年业绩略低于预期,开年后疫情影响下公司Q1的营收、利润大幅下滑,但公司股息率在同业公司中暂列第一。随着在建项目的减少,公司资本开支下降、分红率仍有进一步提升空间。考虑到浙江地区本地火电机组的发电量短期内可能难以恢复,我们下调对公司的盈利预测,预计20/21年EPS分别为0.34/0.41元(前值0.50/0.55元),新增22年EPS预测值0.42元,20/21/22年PE对应4月28日收盘价分别为10.1/8.3/8.1倍。公司估值合理,分红丰厚,维持“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。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 3.86 4.93 35.44% 3.92 1.55%
4.01 3.89%
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事件浙能电力发布 2019年三季报, 累计归母净利润同比下降 3.39%浙能电力发布 2019年三季报,公司 2019年前三季度实现营业收入 396.56亿元,同比下降 7.86%;实现归属于上市公司股东的净利润 36.27亿元,同比下降 3.39%;加权平均 ROE 为 5.75%,同比减少 0.34个百分点。 公司三季度单季实现营业收入 137.59亿元,同比下降 9.88%;归属于母公司所有者的净利润 11.20亿元,同比下降 20.34%。 简评三季度发电量同比下滑, 导致营收明显回落公司为浙江省规模最大的火力发电企业,公司机组除新疆阿克苏电厂和宁夏枣泉电厂外均集中于浙江省。 2019年前三季度,浙江省受贸易战冲击出口导向型经济以及能源消费总量、煤炭消费总量双控政策等因素影响,用电增速为 2.73%,同比下降 6.39个百分点;发电增速为-2.7%,同比下降 6.3个百分点;火电发电增速为-8.8%,同比下降 13.3个百分点。受此影响,公司前三季度完成完成发电量 865亿千瓦时,较去年同期下滑 10.16%,与浙江省火电发电增速基本匹配。公司三季度单季发电量为 301.03亿千瓦时,同比下降 10.98%,发电增速下滑导致公司营收增速明显回落,三季度营收同比下降 9.88%。 不含税电价提升推升单季毛利率, 细分项影响业绩浙江省三季度电煤价格指数平均值为 585.73元/吨, 较去年同期基本持平。 今年 7月起浙江省统调燃煤含税上网电价随增值税税率降低而调降 1.07分钱,我们测算公司三季度单季火电不含税上网电价为 0.3368元/千瓦时,同比提升约 0.74分钱,或是由市场化交易电价折让收窄所致。煤价持平叠加电价提升,在一定程度上对冲了发电量下滑的不利影响, 公司三季度毛利率为 13.36%,同比上升 1.68个百分点。 公司三季度单季毛利润为 18.38亿元,同比微增 0.55亿元,归母净利润下滑主要系其他收益及投资收益减少、所得税率增加及少数股东损益变化等细分项影响。 多元化布局拓展发展空间,参与并购基金设立由于国家能源战略的重点转向低碳清洁方向发展,公司此前通过参股绿能基金 20%的基金份额和山西广灵阳高 20万千瓦风电,积极部署清洁能源项目。 近期公司公告拟与普华天勤、金华兴艾共同发起设立并购基金,参与能源产业链上下游的优质项目。并购基金的设立有利于优化公司产业结构,推动产融结合。 龙头效应叠加核电布局, 维持“增持”评级公司作为浙江省规模最大的火力发电企业, 随着区域电力市场化改革逐步推进,其龙头效应逐步显现,竞争优势凸显。此外公司深度布局核电产业,目前为中国核电第三大股东,核电板块投资收益有望稳定在 10亿元左右,在一定程度上平缓了煤价波动对公司的业绩的冲击。 我们预期 2019—2021年公司有望实现 EPS 为0.31、 .0.43和 0.49元,当前估值合理,维持“增持”评级。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 3.86 4.45 22.25% 3.92 1.55%
4.01 3.89%
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投资逻辑 浙江省最大发电公司,装机容量占比近半:公司控股股东浙能集团为全国装机容量最大、资产规模最大、能源产业门类最全、盈利能力最强的省属地方能源企业之一。公司在浙江电力市场占有份额大,管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右。公司主业发电业务营收2018年占比为76.5%,其中火力发电量占总发电量的99.8%。供热业务收入占比速提升,从1.09%提升至5.86%。 能源“双控”影响公司发电量下滑,边际影响逐步减弱:浙江省“双控”政策目标是到2020年,累计腾出用能空间600万吨标准煤以上;煤炭消费总量比2015年下降5%以上、控制在1.31亿吨以内。受“双控”政策影响,19年上半年公司发电量同比下滑9.71%。我们预计2019年全省火电用煤将削减449万吨,2020年将继续削减416万吨,且浙江“双控”于2018年下半年开始实行,因此我们认为“双控”政策对电量下滑的边际影响将减弱。 煤价进入下跌通道,公司业绩有望触底回升:由于公司火力发电量占总发电量的比例超过99%,原材料占成本的比重超过80%,因此公司业绩受煤价影响较大。我们认为在煤价下行阶段,公司发电平均标煤单价下降的幅度将大于其他非全部火电机组的电力公司,业绩弹性较大。随着煤炭去产能工作接近尾声以及置换的先进产能逐步释放,我们认为煤炭供需逐步宽松,煤价进入下跌通道。 公司注重分红回报,历年平均分红率近50%:公司一贯注重对投资者的分红回报,除2013年,其他年份股利支付率均接近或超过50%。2013年到2018年累计现金分红167.82亿元,平均分红率为46.81%。公司上市以来分红率在20家火电企业中排名第七,股息率TTM为4.63,排名第一。我们预计公司在未来将继续保持高比例现金分红政策。 投资建议 预测公司2019~2021年营收为569.32、589.39、601.98亿元,归母净利为44.94、58.41和66.29亿元,EPS为0.33、0.43和0.49元,对应19-21年PE为12、9和8倍。目前公司PB估值处于低位,给予19年1倍PB,对应目标价4.69元,首次覆盖给予“买入”评级。 风险 浙江能源“双控”力度进一步加大,煤价下跌幅度不达预期的风险,用电增速不达预期的风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-02 3.99 4.67 28.30% 4.13 3.51%
4.13 3.51%
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业绩略低于预期,继续看好未来煤价下行 19H1公司实现营收/归母净利/扣非归母净利259.0/25.1/25.1亿,同比-6.8%/+6.8%/10.0%,其中19Q2实现归母净利润14.4亿(同比-19%),主因系电量下滑带来营收走低+投资收益同比-2.7亿所致。目前煤价下行趋势确立,考虑到宏观经济承压+煤炭产能释放,19H2煤价有望继续下行,利好公司业绩表现。考虑发电量下滑较预期严重,19年浙江电力需求难言乐观,下调盈利预测,预计19~21年EPS0.38/0.46/0.47元(前值0.45/0.55/0.57元),BPS4.70/4.92/5.11元(前值4.77/5.04/5.28元),给予公司19年1.05-1.15倍目标PB,对应目标价4.93-5.40元,维持“买入”评级。 燃料成本下行驱动上半年业绩回暖 19H1公司实现营业收入/归母净利/扣非归母净利259.0/25.1/25.1亿,同比-6.8%/+6.8%/10.0%,ROE(年化)达8.1%,为2017年以来最高,业绩表现与火电板块整体态势趋同,上半年业绩走高的主因系煤价走低带动公司毛利率回升,19H1公司毛利率达11.9%,同比+2.2pct。分季度来看,19Q1/Q2实现归母净利润10.7/14.4亿(同比+86%/-19%),毛利率为10.3%/13.6%(同比+3.9pct/-1.0pct),19Q2毛利率走高与归母净利润走低同步存在,我们认为主因系19Q2电量下滑带来的营收走低+投资收益同比下滑2.7亿所致。 电量电价皆有隐忧,煤价或是19H2盈利继续上行的核心支撑 1)收入端:从电量来看,受双控&宏观经济承压&来水较好等影响,Q2电量下滑趋势加大,19Q1/Q2火电同比-4.6%/-14.3%;从电价来看,市场电比例走高,19H1火电发电量-9.7%,而根据公司公告,19年直接交易市场化电量+18.7%,此外自7月起浙江燃煤机组上网电价-1.07分/度,根据公司测算,19年公司煤电企业营收或走低约3亿元。2)成本端:全国煤价下行趋势确立,19H1秦港Q5500动力末煤均价605元/吨(同比-9.1%),7月下滑趋势持续,7月秦港Q5500动力末煤均价597元/吨(同比-9.2%),考虑到宏观经济依旧承压+煤炭产能持续释放,下半年煤价有望继续下行。 下调盈利预测,维持“买入”评级 考虑上半年公司发电量下滑较预期严重,且19Q2下滑趋势加剧,叠加目前外围贸易摩擦风险犹存,2019年浙江省电力需求难言乐观,因此我们下调公司盈利预测,预计19~21年公司归母净利润为51/62/64亿元(前值62/74/77亿元),19~20年EPS0.38/0.46/0.47元(前值0.45/0.55/0.57元),BPS4.70/4.92/5.11元(前值4.77/5.04/5.28元),参考可比公司19平均PB为1.10x,给予公司19年1.05-1.15倍目标PB,对应目标价4.93-5.40元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险,电量持续下行风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-28 4.04 4.98 36.81% 4.13 2.23%
4.13 2.23%
详细
投资建议:综合考虑控煤政策对公司利用小时的影响、煤价及电价变化,下调2019-2021年EPS预测为0.35、0.48、0.52元(调整为0.44、0.51、0.54元),给予公司19年行业平均15倍PE,下调目标价至5.25元,维持增持。 事件:2019H1营收258.96亿元,同比下降6.75%,归母净利25.07亿元,同比增长6.76%;2019Q2营收127.05亿元,同比下降14.5%,归母净利14.40亿元,同比下降18.9%。业绩略低于预期。 受控煤影响电量下滑明显,煤价下行支撑盈利。今年以来浙江省用电需求增速放缓(1-6用电量累计增速3.3%,去年同期10.95%),同时由于浙江省内进行能源双控,导致浙江省煤机发电量大幅下滑,公司上半年发电量563.95亿千瓦时,同比下降9.71%,公司营收同比下降6.75%。但受益于成本端煤价下行(预计煤价同比下降6%-8%),2019H1毛利率同比提升2.3个百分点,毛利同比增加4亿。 投资收益下降,公允价值变动净收益减少,Q2业绩显著下滑。2019Q2发电量282.16亿千瓦时,同比下降14.3%,因此Q2营收同比下降14.5%,但受益于煤价下跌,毛利率改善,Q2毛利仅同比减少1.4亿(同比-7.6%)。但由于投资收益减少2.7亿(2019H1子公司浙能富兴转让浙能国际40%股权,浙能国际原计入其他综合收益的-2.2亿计入公司当期损益),公允价值变动净收益减少1.7亿(去年同期有1.7亿的公允价值变动净收益,今年为0),Q2归母净利同比下降18.9%。 风险因素:用电需求不达预期,煤价上涨超预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-28 4.04 -- -- 4.13 2.23%
4.13 2.23%
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省内用电需求不振、核电出力提升、外来电大幅增长,三因素作用导致营收下滑:1H19浙江省用电量2156亿千瓦时,同比增长3.3%,比上年同期减少7.5个百分点,且低于全国用电量增速1.7个百分点。在煤炭“双控”的压力下,浙江省对于清洁能源的需求逆势上扬。上半年省内核电发电量304亿千瓦时,同比增长23.7%;省外输入电量563亿千瓦时,同比增长19.0%。三个因素叠加作用,导致浙江省内火电发电量同比下降9.9%。受此影响,1H19公司发电量同比下降9.7%,营收下降6.8%;其中,Q2发电量、营收分别下降了14.3%、14.5%。 1H19净利润略有增长,Q2再次下滑:上半年浙江省电煤价格指数同比下降5.2%,公司煤机出力下滑也减少了耗煤量,因此营业成本同比下降了9.1%,大于营收的降幅。得益于此,公司归母净利润实现了增长,但Q2净利润同比下降18.9%,再次出现下滑。 中核股权转为权益法核算,平滑利润波动:6月公司向中国核电派驻董事,成功将对中核的股权投资由以公允价值计量改为以权益法核算,消除了中核股价波动对于公司利润的影响。 投资建议:省内用电需求不振、核电出力提升、外来电增长三因素叠加,1H19公司营收出现下滑;电煤价格下行减缓了营业成本的压力,利润仍保持增长。根据机组运行情况,调整对公司的盈利预测,预计19/20/21年EPS分别为0.38/0.50/0.55元(前值0.45/0.54/0.59元),对应8月26日收盘价PE分别为10.4/8.1/7.4倍,低于行业可比公司平均估值水平,维持“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。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 6.83 87.64% 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
详细
投资建议:目标价7.5元,维持增持。综合考虑控煤政策对公司利用小时的影响、煤价走势以及增值税率调整,下调19、20年,新增21年eps预测为0.44、0.51、0.54元(调整前19、20年为0.51、0.61元),给予公司19年行业平均17倍PE,维持目标价7.50元,维持增持。 事件:公司发布2018年报,营收566.34亿,同比增长10.63%,归母净利40.36亿,同比减少6.89%。Q4单季营收135.95亿,归母2.82亿。略低于预期。 成本增幅高于营收增幅,毛利率略有下滑。1)收入端量价齐升:受益于新增机组投产及利用小时提升,18年发电量1241.34亿千瓦时,同比增长7.63%,上网电价0.3581元/千瓦时,同比略有提升,电力业务量价齐升拉动营收同比增长10.6%;(2)成本端承压煤价:18年煤价上涨,叠加电量增加,18年营业成本512.61亿元,同比上涨13.5%。由于成本上涨幅度超过收入上涨幅度,18年毛利率同比下滑2.2个百分点至9.5%。Q4单季业绩不佳。从Q4单季来看,受控煤政策影响,公司Q4发电量279亿千瓦时,同比下降6.4%,环比下滑17.6%,同时Q4煤价环比上涨,导致Q4归母净利仅2.82亿,略低于预期。 核电投资收益稳定,19年有望增长。18年投资收益27.72亿元,其中参股核电(秦山一核、二核、三核)贡献投资收益10.5亿元,与17年基本持平,预计随着大修周期结束,叠加三门机组贡献收益,19年核电投资收益有望增长。 风险提示:煤价超预期上涨、参股核电收益不佳、用电需求不达预期
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 5.21 43.13% 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
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4Q业绩略低于预期,看好未来反弹 2018年实现营收/归母净利566.3/40.4亿,同比+10.6%/-6.9%,18Q1~Q4分别实现归母净利5.7/17.8/14.1/2.8亿,Q4业绩表现略低于预期。全年业绩下滑主要系燃料及材料成本同比增长17%(入炉煤价及煤耗增加所致),同时浙江省18Q3末开始执行燃煤“双控”对公司用煤发电产生影响,考虑公司发电量增速略低于前次预期,燃料成本上升较多,下调公司盈利预测,19~20年EPS0.45/0.55元(前值0.56/0.68元),BPS4.77/5.04元(前值5.04/5.42元),参考可比公司19平均PB为1.22x,给予公司19年1.2-1.3倍目标PB,对应目标价5.72-6.20元,维持“买入”评级。 18业绩表现与火电板块复苏态势不尽相同,期待2019盈利修复 2018年实现营收/归母净利566.3/40.4亿,同比+10.6%/-6.9%,18年ROE为6.6%,同比-0.7pct,业绩表现与火电板块18业绩呈复苏态势不尽相同。分季度来看,18Q1~Q4分别实现归母净利润5.7/17.8/14.1/2.8亿,扣非归母利润分别为6.1/16.7/11.9/2.5亿,18年业绩与煤价趋势和行业盈利复苏趋势不尽相同,主要系燃煤成本同比增加较多。2018年公司点火价差0.107元/千瓦时,低于17年0.121元/千瓦时;我们预计19年煤价均价下行至600元/吨,公司入炉标煤单价(不含税)有望下行9%,带动ROE复苏至10%。 燃料及材料成本同比增长17%,期待2019盈利修复 1)收入端:受全年下游电力需求旺盛,18年累计完成发电量1241亿千瓦时,同比+7.6%,省内煤机(除滨海热电)年度基数计划完成率106.5%,领先全省常规煤机0.38pct;18年市场化电量302亿千瓦时,市场电占比25.81%(同比-0.1pct);18年煤电平均上网电价(不含税)为0.307元/千瓦时,同比-1.2%。2)成本端:18年燃料及材料成本同比增长17%,系入炉煤价走高及煤耗增加(同比+1.1克/千瓦时)所致,浙江省18Q3末开始执行燃煤“双控”政策,要求提高采购燃煤热值,对公司用煤发电产生影响。 优质区域火电,高盈利质量/低估值 陕西复产迟缓叠加2月内蒙矿难引发安全检查致使煤炭供应收缩,支撑秦港动力煤(5500K)从2月11日至3月8日上涨56元/吨(+9.6%),随后进入用煤淡季,且煤炭供应开始恢复,煤价开始回撤。我们认为,今年虽然煤矿安全生产不会放松,但近期产地煤矿复工进程已有所加快,煤炭供需将逐步趋于宽松,我们认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,火电板块整体业绩处于向上复苏通道,公司为立足浙江的优质火电(ROE高于可比区域性火电),当前估值(19PB)仅为1.1x,处于较低水平。 下调盈利预测,维持“买入”评级 考虑公司发电量增速略低于前次预期,燃料成本上升较多,下调公司盈利预测,19~20年EPS0.45/0.55元(前值0.56/0.68元),BPS4.77/5.04元(前值5.04/5.42元),引入21年EPS/BPS为0.57/5.28元,参考可比公司19平均PB为1.22x,给予公司19年1.2-1.3倍目标PB,对应目标价5.72-6.20元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 -- -- 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
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用电需求持续下滑,发电增速同比转负:4Q18浙江省用电量1125亿千瓦时,同比增长5.2%,延续Q3的下滑势头;省内发电量804亿千瓦时,同比增长0.2%。公司Q4完成发电量279亿千瓦时,同比下降6.4%;全年发电量1241亿千瓦时,同比增长7.6%,超省内发电增速1.7个百分点。 Q4燃机电价上调,全年电价略有提升:2018年11月1日,浙江省发改委印发《关于调整天然气发电机组上网电价的通知》(浙发改价格〔2018〕529号),将燃机上网电价在第四季度上调了0.202元/千瓦时,以缓解天然气门站价格上调带来的成本压力。公司第四季度平均上网电价(不含税)同比增长2.00分/千瓦时,全年平均上网电价(不含税)同比略有提升。 成本增幅高于营收,吞噬利润空间:公司18年包括煤炭贸易在内的燃料成本相比17年增加了62.55亿元,同比增速17.43%;全年营业成本同比增长13.5%,增加60.78亿元。而全年营业收入同比增长10.63%,增加54.43亿元,均不及成本的增长。 投资建议:受“双控”等因素的影响,浙江省内用电需求持续下滑,影响公司营收增速;且电煤价格高位运行抬升燃料成本,吞噬利润空间,导致公司利润略低于预期。考虑19年煤价下行趋势符合我们此前的判断,维持公司19/20年EPS预测值0.45/0.54元,新增21年预测值0.59元,对应4月15日收盘价PE分别为11.2/9.4/8.6倍,维持“推荐”评级。 风险提示:1、上网电价持续下降:市场交易电量和价差扩大;2、电煤价格大幅上升:煤炭阶段性供给短缺导致电煤价格难以得到有效控制。3、利用小时再次回落:电力供需关系受到宏观经济运行状态的影响。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-18 4.84 -- -- 5.02 -0.40%
4.82 -0.41%
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电力、热力量价齐升助力营收增长。公司控股机组2018年全年完成发电量1241.34亿千瓦时,同比增长7.63%。其中浙江省内机组发电量与2017年基本持平,主要发电增量来自宁夏枣泉发电,2018年枣泉发电实现发电量67.93亿千瓦时(2017年同期仅4.78亿千瓦时)。受益于市场化让利收窄,公司煤电机组上网电价小幅提升。燃气机组方面,浙江省2018年10月1日起上调冬季非居民燃气门站价格,同时上调2018年10月1日至12月31日期间燃气机组上网电价0.202元/千瓦时,公司燃气机组2018年平均上网电价增长约20%,大幅消化燃气成本上涨。热力方面,公司2018年完成供热量突破2000万吨,同比增长35%,实现供热收入33.19亿元,同比增长39.45%,公司电力、热力业务均实现量价齐升。 核电投资收益稳定,煤炭价格小幅拖累业绩。浙江省2018年电煤价格指数较2017年同期同比增长6.45%,受此影响公司电力、热力业务毛利率同比减少1.24个百分点,拖累业绩表现。公司2018年实现投资收益27.72亿元,其中来自合营及联营企业23.40亿元。参股核电方面,秦山一核、二核、三核业绩稳定,合计贡献投资收益10.50亿元,与2017年基本持平,预计随着大修周期结束,2019年投资收益略有增长。公司参股20%的三门1号、2号机组分别于2018年9月、11月投入商运,但是2018年尚未贡献投资收益。三代核电首台机组建造成本较高,三门核电目前核定上网电价为0.4203元/每千瓦时,略低于市场预期,三代核电投运初期盈利能力或不及二代核电。 浙江省双控影响煤电供需,电力市场化改革推进,公司迎来挑战与机遇。浙江省2018年用电量同比增长8.1%,11月以来用电量增速快速下滑,2019年1-2月累计用电量增速仅为1.35%。我们判断2019年我国用电需求增速延续区域分化格局,浙江等东部沿海省份用电增速将有所下降。同时,浙江省能源双控要求控制原煤消耗总量,拟用外购电、天然气发电替代燃煤发电。用电增速下降及能源双控将压缩煤电发电空间,同时高热值煤炭替代低热值煤种将抬升燃料成本。浙江省电力市场化改革持续推进,公司控股的大型火电机组以及参股的核电机组具备清洁高效、发电边际成本低的特性,在市场化交易中具备竞争优势,挑战与机遇并存。 盈利预测与估值:综合考虑增值税下调及煤价走势好于预期,我们上调公司19-20年归母净利润预测为59.01、72.11亿元(调整前为51.14、62.26亿元),新增21年归母净利润预测78.59亿元,当前股价对应PE分别为12、10和9倍,维持“增持”评级。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-04-17 4.80 5.08 39.56% 5.06 1.20%
4.86 1.25%
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事件:浙能电力发布2018年年报。2018年公司实现营业收入566亿元,同比增长10.6%;归母净利润40.4亿元,同比下滑6.9%;扣非归母净利润37.1亿元,同比下滑12.9%;EPS 0.30元。 四季度发电量负增长,全年发电量增速放缓:公司2018年发电量1241亿千瓦时,同比增长7.6%,增速较前三季度放缓4.9个百分点;其中浙江区域火电发电量1153亿千瓦时,同比增长2.0%,增速较前三季度放缓4.7个百分点。受区域用电需求疲软及能源“双控”政策等因素影响,公司2018Q4发电量同比下滑6.4%,增速较2018Q3由正转负(2018Q3同比1.6%);其中2018Q4浙江区域火电发电量同比下滑11.8%,下滑幅度较2018Q3扩大(2018Q3同比下滑4.1%)。 四季度业绩表现不佳,期待一季度回暖:2018Q4公司归母净利润2.8亿元,同比减少2.8亿元(降幅49.8%)。除发电量负增长外,我们推测2018Q4公司燃料成本仍处高位。2018Q4浙江电煤价格指数均值同比上涨1.3%。2018Q4公司营业收入同比减少0.1亿元(降幅0.1%);毛利同比减少4.2亿元(降幅32.1%);毛利率6.6%,同比降低3.1个百分点。此外,2018Q4公司计提资产减值损失1.5亿元,亦对业绩产生负面影响。由于煤价是影响火电公司业绩的重要因素,2019Q1浙江电煤价格指数均值同比下降7.4%,我们判断公司2019Q1业绩有望回暖。 盈利预测与投资评级:考虑到能源“双控”及电量电价等因素变化,下调公司2019、2020年的盈利预测,预计公司2019、2020年的归母净利润分别为45.1、52.7亿元(调整前分别为78.9、91.7亿元),新增2021年的预计归母净利润为57.0亿元。预计公司2019-2021年的EPS分别为0.33、0.39、0.42元,当前股价对应PE分别为15、13、12倍,对应PB分别为1.1、1.0、1.0倍。我们看好煤价下行带来的公司盈利修复,考虑到公司近年来历史PB均值约1.2倍,给予公司2019年1.2倍PB水平,下调目标价至5.58元,下调至“增持”评级。 风险提示:动力煤市场价格超预期上行;火电上网电价下调的风险;浙江区域市场电力需求增速低于预期;浙江省“能源双控”执行力度超预期;套期保值业务盈利不及预期的风险等。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-12-27 4.62 -- -- 4.74 2.60%
5.06 9.52%
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全国最大省级发电企业,火核并进优化权益装机结构。公司为浙能集团旗下电力资产运营平台,截至2017年底公司管理装机容量达3214万千瓦,控股装机容量2867.2万千瓦,为全国最大的省级发电企业。公司管理的机组以火电为主,并参股了中国核电运营的核电机组,拥有核电在运权益装机容量187万千瓦,稳定的核电投资收益显著平滑业绩波动。 火电板块大型机组占比高,低煤耗优势显著。公司管理的煤电装机中,100万千瓦级机组占比约20%,60万千瓦级机组占比约为50%。大型火电机组具备清洁高效、发电边际成本低的优势,浙江省18年1-10月单位供电煤耗为297克/千瓦时,大幅低于全国水平的310克/千瓦时。三门1、2号机组投产,核电投资收益迎来新一轮增长。公司联手中国核电深度布局核电产业,参股了中国核电在浙江的全部在运、筹建机组以及辽宁徐大堡核电。其中,参股20%的三门1号、2号机组已分别于今年9月、11月投入商运,公司新增核电权益装机容量50万千瓦,截至目前公司拥有核电权益装机187万千瓦。三门核电1号机组为全球AP1000首堆,投产将意味着AP1000技术走向成熟,后续采用AP1000技术的核电机组审批有望全面加速。公司参股的徐大堡1-2号机组、三门3-4号机组有望获批。 浙江省双控影响煤电供需,电力市场化改革推进,公司迎来挑战与机遇。浙江省2018年1-11月用电量同比增长8.13%,11月单月用电增速大幅下降至2.96%。同时,浙江省能源双控要求控制原煤消耗总量,拟用外购电、天然气发电替代燃煤发电。用电增速下降及能源双控将压缩煤电发电空间,同时高热值煤炭替代低热值煤种将抬升燃料成本。浙江省电力市场化改革持续推进,公司控股的大型火电机组以及参股的核电机组具备清洁高效、发电边际成本低的特性,在市场化交易中具备竞争优势,挑战与机遇并存。 盈利预测与估值:考虑煤价下行的压力,公司火电机组盈利能力有望改善,三门核电1、2号机组年内投产将有望带来投资收益增长,我们预测公司2018-2020年归母净利润分别为42.37、51.14、62.26亿元,EPS分别为0.31、0.38和0.46元,按照当前股价,对应18-20年PE分别为15、12、10倍,低于行业平均水平。考虑公司现金流良好,近年平均分红比例超过50%,凸显防御价值,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:用电需求增速大幅下降;核电重启进程不及预期。
浙能电力 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-08 4.73 -- -- 4.82 1.90%
4.82 1.90%
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事件:浙能电力2018前三季度,公司营业收入为430.38亿元,同比上涨14.51%;利润总额为47.51亿元,较上年同期下降2.14%;归母净利润37.54亿元,同比增加0.36%;每股收益为0.28元,较上年同期持平。 点评: 第三季度发电量增速减缓,营收增速同比回落。根据公司统计,2018年前三季度,公司全资及控股发电企业累计完成发电量962.80亿千瓦时,同比增长112.50%;完成上网及销售电量907.96亿千瓦时,同比增长12.35%。单季来看,2018年第三季度,公司全资及控股发电企业完成发电量338.16亿千瓦时,同比增长1.6%,大幅低于2018年第一季度、第二季度的同比增速(第一季度发电量295.44亿千瓦时,同比增长15.3%,第二季度发电量329.19亿千瓦时,同比增长23.4%)。发电量下滑的主要原因,一是全省用电需求增速减缓,第三季度浙江省用电量同比增长6.4%,低于前两个季度的增速(第一季度11.1%、第二季度10.8%),也低于同期全国的平均增速8.9%;二是浙江省外购电量增长迅速,根据国家计划安排,第三季度浙江省外购四川水电、新疆等地来电增加,省内输入电量为403.95亿千瓦时,同比增长18.5%,环比增长69.2%。公司第三季度发电量增速下滑导致营收增速回落,第三季度营收增速为2.09%,环比下降25.37个百分点。 电煤价格仍处高位,导致第三季度毛利率同比下降。2018年前三季度,公司毛利率10.40%,同比下降2.08个百分点。公司毛利下降主因是燃料成本上升。2018年第三季度全国电煤价格指数(均值为525.7元/吨)较第二季度(均值为522.2元/吨)有所上升,公司营业成本同比增长4.4%,此外公司市场煤占比较高,整体燃料成本上浮明显。 虽然公司三季度盈利不及预期,但我们对公司的基本投资逻辑不变。公司管理及控股装机在省内占据龙头地位,未来装机新增空间有限利好利用小时数提升。此外,公司参股核电、光伏,装机结构持续优化,将为公司提供新的稳定的利润增长点。未来煤价回归理性区间也有望为公司业绩带来弹性。 盈利预测及评级:由于第三季度公司盈利下滑、煤价上涨等因素,我们下调公司盈利预测,我们预计公司2018-2020年营业收入将分别达551.97、560.29、574.30亿元,归母净利润分别达52.08、55.09、62.14亿元,EPS(摊薄)分别为0.38、0.41、0.46元/股,对应2018年11月5日收盘价(4.71元/股)的动态PE分别为12、12、10倍,考虑到目前估值依然处于低位,我们维持“买入”评级。 风险因素:煤炭市场风险、电量风险、电价风险、环保政策风险、利率风险。
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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