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华能水电 电力设备行业 2022-08-29 7.34 8.95 30.09% 7.79 6.13%
7.79 6.13% -- 详细
事件:公司发布] 2022年半年报,上半年实现营收 111.3亿元(+12.9%),实现归母净利润 58.4亿元(+20.7%);其中 2022年 Q2单季度实现营收 71.9亿元(+19.4%),实现归母净利润 31.0亿元(+48.2%)。 来水偏丰叠加用电需求增大,推动公司业绩稳步增长。2022年上半年,公司完成发电量 497.5亿千瓦时,同比增加 9.0%,上网电量 493.9亿千瓦时,同比增加 9.0%,公司发电量增加一方面澜沧江流域来水同比偏丰,其中乌弄龙断面来水同比偏丰两成、小湾及糯扎渡断面来水同比偏丰超三成,另一方面云南省内用电需求和西电东送电量双增。 平均上网电价提升,市场化交易电量占比较高。2021年公司水电、风电、光伏上网电价分别为 0.2 12、0.434、0.845元/kwh,同比分别增加 0.015、0.0 12、0.029元/kwh。由于电力供需结构偏紧伴随电力市场化改革的推进,云南省市场化交易电价上升,公司市场化电量电价同比提升,2021年公司市场化交易电量623.9亿 kwh,占比达 66.6%。随着电力供需结构改善,市场化交易带来电价上浮,公司上网电价有望进一步上涨。 依托水电项目,开展风光水储一体化。公司“十四五”期间,拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地,以澜沧江水电项目为依托,积极开展“风光水储一体化”可持续发展。2021年公司完成新能源核准(备案)386.8万千瓦,开工建设 99万千瓦,2022年,拟计划投资 50亿元发展新能源项目,计划新开工项目 15个,拟投产装机容量 130万千瓦。 盈利预测与投资建议。预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 69.4亿元、79.0亿元、86.5亿元,EPS 分别为 0.39元、0.44元、0.48元,未来三年归母净利润将保持 14.0%的复合增长率。考虑到公司相较于其他水电公司有较高成长性,我们给予公司 23年 3.1倍 PB 估值,目标价格 8.95元,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示:澜沧江来水波动,省内用电需求及西电东送电量不及预期,新能源发电业务建设不及预期,公司上网电价不确定性。
华能水电 电力设备行业 2022-08-29 7.34 -- -- 7.79 6.13%
7.79 6.13% -- 详细
华能水电发布 2022年半年度业绩:2022年上半年实现营业收入 111.30亿元,同比增加 12.91%;实现归母净利润 38.42亿元, 同比增加 42.64%。 投资要点: 量价齐升叠加财务、折旧费用降低, 2022H1归母净利润同比增长超40%。 2022年上半年,公司实现归母净利润 38.42亿元,同比增加42.64%。 主要原因是公司水电业务实现量价齐升,上半年澜沧江流域小湾和糯扎渡断面来水同比偏丰三成, 同时云南电价同比上行。 此外,公司优化债务结构, 财务费用同比降低 10.94%,部分机组折旧到期,折旧费用同比减少 9.21%。 澜沧江流域来水偏丰, 云南省电价持续上行, 带动主营业务高速增长。 2022年上半年,公司完成发电量 497.51亿千瓦时,同比增加8.97%, 发电量增加的主要原因是澜沧江流域来水同比偏丰,此外云南省用电需求、西电东送电量同比增加也促进发电量增长; 根据昆明电力交易中心数据, 2022年 Q2电厂加权平均成交价 0.251元/kWh,同比 2021年 Q2的 0.233元/kWh 上涨 7.64%,华能水电在云南省内装机规模第一,充分受益于电价上行。 水电与新能源并重,风光水储一体化发展。“十四五”期间,公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。 2021年,公司完成新能源核准(备案) 386.8万千瓦,开工建设 99万千瓦。公司总已投产装机容量 2318.38万千瓦,其中,新能源装机容量 23.5万千瓦。 2022年,公司拟计划投资 50亿元发展新能源项目,计划新开工项目 15个,拟投产装机容量 130万千瓦。 盈利预测和投资评级 华能水电在云南内装机规模第一,市场化交易电量占比高,有望实现量价齐升。 我们维持盈利预测不变, 预计 2022-2024年公司营业收入分别为 211.74/225.35/237.23亿元,同比增速分别为 5%/6%/5%,归母净利润分别为 69.75/76.73/85.66亿元,同比增速分别为 19%/10%/12%, 2022-2024年 PE 分别为18.89/17.17/15.38, 维持“买入”评级。
华能水电 电力设备行业 2022-07-26 7.13 -- -- 7.47 4.77%
7.79 9.26% -- 详细
事件: 公司公布 2022年半年度业绩快报公告。 2022年 H1公司实现营业总收入111.3亿元,同比增长 12.91%; 实现归属于上市公司股东的净利润 38.4亿元,同比增长 42.64%。 点评: 发电量: 来水偏丰+用电需求增加, 带动公司上半年发电量同比+8.97%。 来水方面, 2022年上半年澜沧江流域来水同比偏丰,其中乌弄龙断面来水同比偏丰两成、小湾及糯扎渡断面来水同比偏丰超三成。 用电需求方面,2022年上半年云南省内用电需求和西电东送电量均同比增加,其中 1-5月云南省内工业用电量达到 651.55亿千瓦时,较去年同期增长 4.9%。 此外,根据云南电网公司消息,今年上半年云南省西电东送电量达 758亿千瓦时(含向家坝、白鹤滩外送电量),同比增长 52%。 来水偏丰叠加用电需求的增加带动公司上半年完成发电量 497.51亿千瓦时,同比增加 8.97%,上网电量 493.92亿千瓦时,同比增加 8.97%;其中 Q2实现发电量 321.24亿千瓦时, 同比增长 13.5%。 电价: 综合结算电价同比增长 1分/千瓦时左右。 我们认为云南省内电价的持续上涨对公司综合结算电价的提升起到了重要的推动作用。公司层面,根据公司公告数据可估计 2022年 H1公司综合结算电价约为 0.225元/千瓦时(不含税),较去年同期综合电价 0.216元/千瓦时(不含税) 上涨约 1分/千瓦时。 云南省层面, 根据昆明电力交易中心数据, 2022年 1-6月云南省内电力直接交易平均价格为 0.258元/千瓦时,较去年同期增长 0.017元/千瓦时。 成本费用: 成本费用结构逐步优化,利润率稳步抬升。 折旧方面, 景洪、小湾、瑞丽江电站部分机组折旧于 2021年中后期陆续到期, 规模约为 350万千瓦, 带动公司本期营业成本同比减少。 有息负债方面, 2019年澜沧江上游电站陆续投产后, 资本开支高峰已过, 公司目前在建水电站仅剩下托巴电站, 主要有息负债余额从 2017年的 955亿元降至 2021年的 725.49亿元。 财务费用方面, 有息负债规模的下降叠加公司精细化的成本管控,公司财务费用率逐年下降,由 2019年的 21.3%降至 2021年的 16.7%, 2022年 H1财务费用同比下降约 10.94%。 我们认为公司债务结构的持续优化或将带动利润率的进一步抬升。 盈利预测与估值: 今年来水偏丰带动发电量增长, 电价延续上行趋势,同时公司持续优化成本费用,上调盈利预测, 预计 2022-2024年公司归母净利 74.7/78.8/85.5亿元(前值 72.9/77.1/81亿),对应 PE 为 17/16.1/14.9倍,维持“买入”评级。 风险提示: 电力需求降低;来水少导致发电量下降; 电站投产不及预期等,业绩快报是初步测算结果,具体财务数据以半年度报告为准
华能水电 电力设备行业 2022-07-25 7.05 -- -- 7.44 5.53%
7.79 10.50% -- 详细
事件:公司发布2022年半年度业绩快报,上半年实现营业收入111.3亿元,同比增长12.9%;实现归母净利润38.4亿元(扣非39.2亿元),同比增长42.6%(扣非增长42.6%)。 量价齐升叠加财务费用下降,推动利润高速增长上半年水电量价齐升。2022年以来全国普遍来水偏丰,澜沧江流域小湾和糯扎渡断面来水同比偏丰超三成,带动公司上半年发电量同比增加9%;2022年以来云南市场化电价每个月上涨1.5-3分左右,公司充分受益于云南省市场化电价上行。此外,公司通过债务结构优化、精细化成本管控等带动财务费用同比下降11%。 云南省交易电价上涨明显,看好电价长期上行空间2017年以来云南省大力引进铝、硅等高耗能行业,供需格局趋紧,近五年来云南省市场化交易电价逐年上涨。根据昆明电力交易中心最新数据,2022年7月云南省市场化电价达到0.15499元,同比上涨0.0255元。我们预计十四五期间电价上行趋势将持续,每年有望上涨0.01-0.02元。 规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地,新能源打开新成长空间公司依托水电区位优势发展新能源,十四五期间拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。2022年计划新开工新能源项目15个,拟投产装机容量130万千瓦;“十四五”末预计新能源累计装机达到1000万千瓦。公司债务融资空间大、成本低,且经营性净现金流充沛,保障新能源项目建设顺利推进。 坐拥澜沧江,水电待开发装机超过110000万千瓦公司已取得澜沧江流域水电资源开发权,可开发总装机容量约3200万千瓦。截至目前,澜沧江干流已投产的水电装机容量为2135万千瓦,尚有大量水电资源可供开发,拟开发的水电装机容量均由公司100%全资控股。目前在建的托巴水电站(装机140万千瓦)预计2025年并网发电;西藏段8个水电站(总装机961.8万千瓦)正在开展前期工作,预计于十四五期间逐步开工建设。充足的项目储备将为公司的持续发展提供广阔空间。 估值分析与评级说明预计十四五期间云南电价继续保持上行态势;新能源投产有望加速,成为新的业绩增长点。考虑到上半年业绩超预期,我们上调盈利预测,预计公司2022-2024年归母净利润分别为80.25亿元、83.06亿元、91.10亿元,对应PE分别为15.9倍、15.4倍、14.0倍,维持“推荐”评级。e_Summary]】风险提示:来水低于预期;上网电价下调;新能源开发进度不及预期。
华能水电 电力设备行业 2022-07-20 7.23 -- -- 7.28 0.69%
7.79 7.75% -- 详细
坐拥澜沧江,水电待开发装机超过1000万千瓦。公司已取得澜沧江流域水电资源开发权,可开发总装机容量约3200万千瓦。截至目前澜沧江干流已投产的水电装机容量为2135万千瓦,尚有大量水电资源可供开发,拟开发的水电装机容量均由公司100%全资控股。目前在建的托巴水电站(装机140万千瓦)预计2025年并网发电;西藏段8个水电站(总装机961.8万千瓦)正在开展前期工作,预计于十四五期间逐步开工建设。充足的项目储备将为公司的持续发展提供广阔空间云南省市场化电价有望持续上行。2017年以来云南省大力引进铝、硅等高耗能行业,供需格局趋紧,近五年来云南省市场化交易电价逐年上涨。根据昆明电力交易中心最新数据,2022年7月云南省市场化电价达到0.15499元,同比上涨0.0255元。我们预计十四五期间电价上行趋势将持续,每年有望上涨0.01-0.02元。此外,广东省对于清洁能源的需求旺盛,西电东送市场化电价同样有上行空间。 规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地,新能源打开新成长空间公司依托水电区位优势发展新能源,十四五期间拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。2022年计划新开工新能源项目15个,拟投产装机容量130万千瓦;“十四五”末预计新能源累计装机达到1000万千瓦。公司债务融资空间大、成本低,且经营性净现金流充沛,保障新能源项目建设顺利推进。 估值的判断与评级说明。我们预计公司2022、2023、2024年归母净利分别为73.53亿、78.72亿、86.75亿,EPS为0.41元、0.44元、0.48元,当前股价对应PE为17.4x、16.2x、14.7x。公司估值和其他水电运营商基本持平,考虑到云南省市场化电价上行带动水电盈利能力提升,且“十四五”新能源装机增长空间大,公司应当享受一定的估值溢价。当前维持“推荐”评级。 投资概要:驱动因素、关键假设及主要预测:坐拥澜沧江,水电待开发装机超过1000万千瓦。公司已取得澜沧江流域水电资源开发权,可开发总装机容量约3200万千瓦。截至目前,澜沧江干流已投产的水电装机容量为2135万千瓦,尚有大量水电资源可供开发,拟开发的水电装机容量均由公司100%全资控股。目前在建的托巴水电站(装机140万千瓦)预计2025年并网发电;西藏段8个水电站(总装机961.8万千瓦)正在开展前期工作,预计于十四五期间逐步开工建设。充足的项目储备将为公司的持续发展提供广阔空间。 云南省市场化电价有望持续上行。2017年以来云南省大力引进铝、硅等高耗能行业,供需趋势趋紧,近五年来云南省市场化交易电价逐年上涨。根据昆明电力交易中心最新数据,2022年7月云南省市场化电价达到0.15499元,同比上涨0.0255元。我们预计十四五期间电价上行趋势将持续,每年有望上涨0.01-0.02元。此外,广东省对于清洁能源的需求旺盛,西电东送市场化电价同样有上行空间。 规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地,新能源打开新成长空间。公司依托水电区位优势发展新能源,十四五期间拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。 2022年计划新开工项目15个,拟投产装机容量130万千瓦;“十四五”末预计新能源累计装机达到1000万千瓦。公司债务融资空间大、成本低,且经营性净现金流充沛,保障新能源项目建设顺利推进。 预计云南省市场化电价持续上行,且西电东送市场化电价同样有提升空间。预计2022-2024年公司水电平均上网电价为0.22/0.23/0.24元;根据公司十四五新能源建设规划,且考虑到云南省十四五新能源新增装机以光伏为主,预计2023-2024年每年风电新增装机0.2GW、2022-2024年末风电累计装机为0.135GW/0.335GW/0.535GW;预计2022-2024年光伏新增装机分别为1.3GW/2GW/3GW,2022-2024年末光伏累计装机为1.4GW/3.4GW/6.4GW。2024年末公司风光装机总计达到7GW左右。 估值与投资建议:我们预计公司2022、2023、2024年归母净利分别为73.53亿、78.72亿、86.75亿,EPS为0.41元、0.44元、0.48元,当前股价对应PE为17.4x、16.2x、14.7x。公司估值和其他水电运营商基本持平,考虑到云南省市场化电价上行带动水电盈利能力提升,且“十四五”新能源装机增长空间大,公司应当享受一定的估值溢价。当前维持“推荐”评级。 股价表现的催化剂:来水高于预期;云南市场化电价上涨;新能源开发进度超预期。 主要风险因素:来水低于预期;上网电价下调;新能源开发进度不及预期。
华能水电 电力设备行业 2022-07-07 7.08 -- -- 7.53 6.36%
7.79 10.03% -- 详细
华能水电发布发电量完成情况公告: 2022年上半年完成发电量 497.51亿千瓦时,同比增加 8.97%,上网电量 493.92亿千瓦时,同比增加 8.97%。 投资要点: 澜沧江流域来水偏丰,二季度发电量同比+13%。2022年上半年,公司完成发电量 497.51亿千瓦时,同比增加 8.97%;其中二季度发电量 321.24亿千瓦时,同比增加 13.48%,发电量达到 2019年二季度水平。发电量增加的主要原因是澜沧江流域来水同比偏丰,其中乌弄龙断面来水同比偏丰两成、小湾及糯扎渡断面来水同比偏丰超三成,此外云南省用电需求、西电东送电量同比增加也促进发电量增长。 云南省电价持续上行,公司有望实现量价齐升。2021年公司综合电价同比提高 0.018元/千瓦时至 0.241元/千瓦时,度电利润从 2020年的 0.049元/kWh 上升至 2021年的 0.060元/kWh,同比增幅高达22%,盈利中枢持续抬升。同时,云南省电价交易上行趋势确定,根据昆明电力交易中心数据,2022年 Q2电厂加权平均成交价 0.251元/kWh,同比 2021年 Q2的 0.233元/kWh 上涨 7.64%,华能水电在云南省内装机规模第一,将充分受益于电价上行。 水电与新能源并重,风光水储一体化发展。“十四五”期间,公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。 2021年,公司完成新能源核准(备案)386.8万千瓦,开工建设 99万千瓦。截至目前,公司总已投产装机容量 2318.38万千瓦,其中,新能源装机容量 23.5万千瓦。2022年,公司拟计划投资 50亿元发展新能源项目,计划新开工项目 15个,拟投产装机容量 130万千瓦。 盈利预测和投资评级 华能水电在云南内装机规模第一,市场化交易电量占比高,有望实现量价齐升。我们维持盈利预测不变,预计 2022-2024年公司营业收入分别为 211.74/225.35/237.23亿元,同比增速分别为 5%/6%/5%,归母净利润分别为 69.75/76.73/85.66亿元,同比增速分别为 19%/10%/12%,2022-2024年 PE 分别为 18.58/16.89/15.13,维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑;政策变动风险;来水低于预期;电力需求不及预期;电价下滑风险。
华能水电 电力设备行业 2022-07-06 7.20 7.70 11.76% 7.53 4.58%
7.79 8.19% -- 详细
事件概述:7月4日,公司公布2022年上半年发电量完成情况。1H22公司完成发电量497.51亿千瓦时,同比增长8.97%,上网电量493.92亿千瓦时,同比增长8.97%。 来水再上台阶,Q2单季发电量创历史同期新高:澜沧江流域来水如期改善带动发电量回升,2Q22公司发电量延续一季度升势,完成发电量321.24亿千瓦时,同比增长13.5%;同比增速较1Q22提升11.9pct,较去年同期增幅扩大。 Q2发电量超过2Q19单季度312.94亿千瓦时的发电峰值,创历史同期新高。 无虑“西电东送”波动,云南电价上行助力业绩丰收:1H22,乌弄龙、小湾、糯扎渡断面来水较去年同期偏丰2-3成,但发电量增速落后于来水增幅,或与“西电东送”落地点广东用电需求不振有关。5月份,局部疫情反复叠加较常年偏低的气温影响,广东地区单月用电需求快速回落,单月同比下降15.3%,1-5月份累计用电量同比下降2.3%。但从云南电力市场化交易情况来看,二季度市场交易电价持续上行,4-6月份电价较去年同期分别增长6.6%、6.8%、14.4%,云南地区量价齐升有望弥补送粤电量短期扰动影响,公司1H22业绩或迎丰收。 投资建议:来水再上台阶,公司Q2发电量创历史同期新高;广东用电需求回落,或对“西电东送”部分电量消纳、交易电价构成一定压力;但云南地区不断上行的交易电价有助于弥补不利影响,公司有望迎来丰收季。维持对公司的盈利预测,预计22/23/24年EPS 分别为0.35/0.36/0.38元,对应7月4日收盘价PE 分别为20.8/19.7/18.7倍。给予公司22年22倍PE 估值,目标价7.70元/股,维持 “谨慎推荐”评级。 风险提示:1)流域来水偏枯;2)需求下滑压制电量消纳;3)市场交易电价波动;4)财税等政策调整。
华能水电 电力设备行业 2022-06-17 6.98 -- -- 7.53 7.88%
7.79 11.60%
详细
华能水电于2001年成立,2017年上市。公司主营业务为水力发电项目的开发、建设、运营与管理。作为大型流域水电企业,公司以澜沧江流域为主体,以集控中心为依托,对所属电站实行全流域统一调度,极大提高了澜沧江流域水资源利用率。 公司近年来财务费用持续降低,装机规模不断扩增,电价连续上涨,业绩进步空间与发展潜力较大。 来水量来水量21年减少,22年颇丰,三级联调机制优势明显。公司2021年发电量为943.96亿千瓦时,同比减少3.25%。发电量减少的主要原因在于,2021年澜沧江流域来水总体大幅偏枯,其中乌弄龙、小湾、糯扎渡断面年累计来水同比分别偏枯15.9%、13.9%和14.4%,同时为确保2021年冬季和2022年春季电力可靠供应,公司严格控制年末小湾和糯扎渡电站“两库”水位。公司2022年Q1完成发电量176.27亿千瓦时,同比增长1.62%,发电量同比增长的主要原因为2022年初公司水电梯级蓄能同比增加,2022年Q1澜沧江流域乌弄龙和小湾断面来水同比偏丰6%和9%。公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权,不断深化流域梯级联合优化调度、集中智能控制管理模式,充分发挥优势,能够有效保证水库在枯水期的供水,平衡各季度发电量,维持季度间发电收入的相对稳定,减小现金流波动。 资产注入及自建项目投运,水电装机仍有增长。公司背靠华能集团,为集团水电业务上市平台。华能集团会优先让公司开发运营在中国境内新开发、收购水电的项目;此外,集团承诺将注入相关非上市水电资产。目前,华能集团在西南地区的非上市水电资产主要为华能四川水电公司,公司规划总装机约500万千瓦左右,目前已建成电站约20座,合计装机容量263.1万千瓦;在建水电站1座(大渡河硬梁包水电站),装机111.6万千瓦;拟建电站10座,合计容量114.6万千瓦;该资产约占华能水电原有装机容量的11%。截至2021年,公司水电在建项目主要为托巴水电站、如美水电站及古水水电站前期等项目,其中托巴、如美、古水水电站规划装机规模分别为140、210、190万千瓦,托巴水电站预计将于2024年投运。 云南高能耗优惠电价机制取消,电价或有望上行。2021年,公司市场化交易电量为623.85亿千瓦时,占比为66.57%。随着市场化交易电价上浮,叠加公司市场化交易电量占比较大,公司综合结算电价上涨。2021年,公司综合结算电价(含税)0.241元/kwh,同比提高0.018元/kwh。同时,2021年,公司水电、风电、光伏上网电价分别为0.212、0.434、0.845元/kwh,同比分别增加0.015、0.012、0.029元/kwh。2022年云南省优惠电价机制取消,预计云南省市场化交易电价仍将保持上浮态势,利好上游发电企业。2022年5月,云南电厂平均成交价为0.2656元/kwh,同比增加0.01729元/kwh。在电价上涨的背景下,公司盈利有望进一步提升。 风光水一体化发展,新能源发电带来业绩新增量。截至2021年,公司风光新能源发电装机容量23.5万千瓦,其中,风电、光伏装机容量分别为13.5、10.0万千瓦。 “十四五”期间,公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地,预计新增投产新能源超1000万千瓦。2021年,公司完成新能源核准(备案)386.8万千瓦,开工建设99万千瓦。2022年,公司拟计划投资50亿元发展新能源项目,计划新开工项目15个,拟投产装机容量130万千瓦。 投资建议:公司水电业务稳步发展,同时积极向风光新能源发电业务拓展。未来随着水电业务趋稳,新能源逐渐投产,公司业绩有望持续增长。预计2022-2024年公司营业收入分别为216.12、227.22、251.98亿元,分别同比增长6.98%、5.14%、10.90%,归母净利润分别为67.15、74.08、82.12亿元,分别同比增长15.04%、10.31%、10.85%,EPS分别为0.37、0.41、0.46,PE分别为19.41、17.59、15.87倍。首次覆盖,给予公司“买入”评级。 风险提示:来水量不及预期;风光新能源装机增速不及预期;市场化电价上涨不及预期;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。
华能水电 电力设备行业 2022-04-26 6.10 -- -- 7.17 14.72%
7.53 23.44%
详细
事件: 公司发布 2021年年报,全年实现营业收入 202亿元,同比增长4.93%;实现归母净利润 58.4亿元(扣非 56.3亿元),同比增长 20.75%(扣非增长 17.74%)。公司同日发布 2022年一季报,一季度实现营业收入 39.4亿元,同比增长 2.72%;实现归母净利润 7.42亿元(扣非 7.41亿元),同比增长 23.40%(扣非增长 23.03%)。 电价提升、 财务费用下降, 带动归母净利润快速增长2021年上网电量 937.07亿千瓦时, 同比减少 3.25%, 主要由于2021年澜沧江来水偏枯,且公司为确保 2021年冬和 2022年春电力可靠供应,控制了小湾和糯扎渡电站“两库”水位; 2021年公司综合结算电价 0.241元/千瓦时(含税),同比提高 0.018元/千瓦时,主要因为云南市场化交易电价提升, 且市场化交易电量占公司发电量的权重超过 65%; 2021年公司严控带息负债规模,且持续优化债务结构, 通过低利率资金提前置换高利率存量带息负债等方式降低融资成本, 全年财务费用 33.75亿元, 同比下降 12.7%。 根据此前发布的 2022年一季度发电量完成公告,一季度上网电量 174.88亿千瓦时,同比增长 1.61%,主要由于 2022年初公司水电梯级蓄能同比增加,且西电东送电量同比增加;一季度财务费用 8.12亿元,同比下降 7.6%。 毛利率及 ROE(加权) 增加, 21年期间费用率减少 2.7pct2021年公司销售毛利率 54.63%, 同比增加 1.46个百分点,主要由于平均上网电价提高; ROE(加权)9.29%,同比增加 0.82个百分点; 期间费用率 19.42%,同比减少 2.69个百分点,主要由于财务费用率同比减少 3.37个百分点;经营性现金净流量 164.94亿元,同比增长12.8%。 2022年一季度财务指标依然向好。一季度公司销售毛利率47.91%,同比增加 0.63个百分点; ROE(加权)1.15%,同比增加 0.18个百分点;期间费用率 23.04%,同比减少 1.97个百分点,其中财务费用率同比减少 2.29个百分点。 云南省交易电价上涨明显,看好电价长期上行空间2017年以来,在铝、硅等搞耗能产业持续扩张的拉动下,云南电力供需形势逐年改善,弃水弃电问题逐渐缓解。 近年云南电力供需格局趋紧,交易价格上涨明显。 2022年 3月,省内电厂平均成交价达到0.26626元/千瓦时,同比上涨 6.35%, 相比 2020年 3月上涨 11.28%。 此前 2021年 11月云南省发改委发文取消全省对电解铝行业的优惠电价政策,目前或已扩大到光伏、锂电等部分其他高耗能行业。 随着优惠电价取消、 电力市场化程度提升、能耗双控及清洁能源消纳等目标待落实, 看好云南省电价长期上行空间。 新能源发展目标明确, 】 2022年拟投产 1.3GW十四五期间公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。自 2021年起,公司积极开展“风光水储一体化”发展, 2021年完成新能源核准(备案) 3.87GW,开工建设 0.99GW。 根据 2022年新能源投资计划公告, 2022年拟投资 50亿元发展新能源项目, 计划新开工项目 15个,拟投产装机 1.3GW。 公司依托自身水电资源优势发展新能源,有望打开新成长空间。 估值分析与评级说明预计十四五期间云南电价继续保持上行态势; 新能源投产有望加速,成为新的业绩增长点。 预计公司 2022-2024年归母净利润分别为66.47亿元、 71.84亿元、 76.35亿元,对应 PE 分别为 17.03倍、15.76倍、 14.83倍。首次覆盖,给予“推荐”评级。 风险提示: 来水低于预期; 上网电价下调;新能源开发进度不及预期。
华能水电 电力设备行业 2021-11-01 6.74 -- -- 6.93 2.82%
7.10 5.34%
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事件:公司公布三季报,公司前三季度实现营业收入155.23亿元,同比增长5.41%,实现归母净利润48.62亿元,同比增长11.85%;公司第三季度实现收入56.65亿元,同比下滑14.88%,实现归母净利润21.68亿,同比下滑26.73%。 点评:来水偏枯导致发电量下滑,三季度收入同比下滑公司第三季度营业收入为56.65亿元,同比下滑了14.88%,主要原因是发电量下滑,公司第三季度发电量为295.28亿度,同比下滑了14.97%,我们认为三季度来水较差是发电量下滑的主要原因,根据昆明电力交易中心的预测,澜沧江7-9月来水均是偏枯状态。另外,由于发电量的下滑,公司第三季度毛利率为61.63%,较去年同比下降2.61个百分点,公司三季度盈利能力有所下滑。 结构因素导致三季度综合上网电价基本持平三季度云南省内电价继续上行,根据昆明电力交易中心披露,2021年7/8/9月的电价分别为0.129/0.123/0.123元/千瓦时,同比提高0.008/0.010/0.012元/千瓦时。但经过计算,公司第三季度综合上网电价为0.2184元/千瓦时,同比去年基本持平,我们判断为澜上段的黄登、大华桥等电价较高的电站今年发电量下降所带来的结构效应,若明年澜上段发电量恢复往年水平,有望看到综合上网电价明显上行。另外,我们认为云南电力供需偏紧状态将会持续体现,预计未来云南省内电价将持续上行。 同业竞争承诺变更,水风光互补打开公司成长空间公司上半年公布了变更风电、光伏电站项目承诺的公告,基于目前“碳达峰、碳中和”大方向,公司将利用自身大中型水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风电、光伏资源,因地制宜的开展风电、光伏项目建设,且公司对已有的风电、光伏项目不再对外转让或处置。风电、光伏电站项目承诺的变更意味着公司成长空间被打开,未来公司有望在云南地区加大新能源项目的开发力度。 投资建议:维持当前盈利预测,预计公司2021-2023分别实现归母净利61.7、66.7和72.6亿,对应PE分别为19.8、18.3和16.8倍,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济下滑的风险;来水不及预期的风险;市场化影响下电价下滑的风险;资本开支过高的风险
华能水电 电力设备行业 2021-04-26 5.69 -- -- 6.18 5.64%
6.10 7.21%
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云南、广东两省电价互有升降:2020年云南省用电量同比增长11.8%,在全国高居榜首;广东省用电量同比增长3.4%,高于全国用电增速均值3.1%。但受年初来水不足的影响,云南全年发电量同比增长6.1%,全年净输出电量与2019年相比略有下滑,结束了连续十五年的增长。需求旺盛、供给偏紧,导致云南省内市场交易电价上行;但广东省2020年市场化交易电价均值相比2019年下滑约0.5分/千瓦时,一升一降,公司结算上网电价同比基本持平。 明确进军西藏,打造水光互补基地:在“3060”目标下,水电向纵深挺近的战略方向得到明确,公司正式宣布开展澜沧江上游西藏段项目前期工作。西藏段8个梯级电站合计装机容量近1000万千瓦、年发电量约350亿千瓦时,估算总投资额近1800亿元。其中如美、古水两座电站进度领先,合计装机容量达480万千瓦。另一方面,澜上流域年日照小时约2200小时,光伏开发规模约1000万千瓦,年发电量约220亿千瓦时,适宜开发水光互补能源外送基地。 顺势而为变更同竟承诺,风光水一体化前景无限:面对政策的变化,公司迅速调整发展战略,重新获得风、光项目的开发权限。多能互补一体化发展符合政策指导方向,有利于提高运营效率并减少潜在的关联交易风险。从控股股东的层面而言,有助于加快全集团的清洁能源转型。 投资建议:2020年滇、粤两省电价互有涨跌总体持平,但上半年水量偏枯造成公司全年电量、营收、利润下滑。1Q21机组出力同比提升,但全年来水改善程度有待观察;且广东省2021年市场交易电价价差再次扩大,云南省内供需偏紧或仍难以拉动公司平均电价大幅上行。基于2020年底永续债的规模和利率,维持对公司的盈利预测,预计21/22年EPS分别为0.30/0.32元,新增23年EPS预测值0.32元,对应4月22日收盘价PE分别为19.9/19.0/18.5倍。公司突破同业竞争限制,重新获得新能源开发权限,风光水一体化发展前景值得期待,维持对公司“推荐”评级。 风险提示:1、流域来水:公司电站主要分布在澜沧江流域,来水的不确定性对公司的生产及经营活动会产生重要影响。2、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、市场消纳:国内用电需求近年呈供给大于需求的状态,短期内电力供应宽松的局面仍将延续,电能消纳面临一定风险;汛期弃水风险仍然存在。4、政策调整:财税、金融、资本市场、电力体制、移民环保等领域都可能会有新的政策出台,这将对公司的经营管理造成一定的影响。
华能水电 电力设备行业 2021-04-08 5.48 -- -- 6.65 17.91%
6.47 18.07%
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事件: 公司公告2021年一季度发电量情况,公司一季度发电量173.47亿千瓦时,同比增长23.62%;上网电量172.11亿千瓦时,同比增长23.70%。 点评: 需求向好,来水偏丰,发电量同比+23.62% 2021年一季度完成发电量173.47亿千瓦时,同比增长23.62%,上网电量172.11亿千瓦时,同比增长23.70%,其中小湾、漫湾和糯扎渡电站发电量增幅分别达46.64%、31.36%和31.16%。一季度发电量增长的主要原因在于来水改善和需求向好,来水方面,2021年初公司水电梯级蓄能同比大幅增加,一季度小湾电站断面来水同比偏丰3.4%;需求方面,云南省内新增绿色铝硅项目持续投产用电量增加,另外2021年1月份受低温雨雪天气影响,带动云南省内取暖用电负荷激增。 云南省内需求快速增长,一季度电价稳步上涨 根据昆明电力交易中心披露数据,云南2月份省内用电量151.76亿度,同比增长34.23%,2月省内重点用电行业开工率为61.41%,同比上升10.28个百分点。电价方面,2021年3月云南省内直接交易平均电价为0.25036元/千瓦时,2021年1-3月累计上网电价达0.25017元/千瓦时,较去年同期约有0.01元/千瓦时的上涨。 一季度业绩有望扭亏为盈,为全年奠定增长基调 公司去年一季度来水大幅偏枯导致发电量同比下滑了37.88%,也使得去年Q1归母净利润为-0.54亿元,是近五年的业绩新低。2021年一季度公司发电量增长23.62%,省内电价也有明显抬升,预计公司2021年一季度业绩有望扭亏为盈,并为全年奠定增长基调。 盈利预测与估值: 公司一季度发电情况好转,我们认为随着公司基本面拐点的持续兑现,业绩有望持续向好,维持公司盈利预测,预计公司2020-2022归母净利分别为55.6、65.5和66.8亿,EPS为0.31、0.36和0.37元/股,对应PE分别为18.2、15.4和15.1倍,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济下滑的风险,来水不及预期的风险,电价下滑的风险,资本开支过高的风险
华能水电 电力设备行业 2021-04-07 5.36 6.05 -- 6.65 20.69%
6.47 20.71%
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我国第二大水电企业,全年发电量小幅降低。公司是国内第二大水电企业,是云南省最大的发电企业和澜沧江-湄公河次区域最大的水力发电公司。2020年底公司装机容量与2019年底持平,达2318.38万千瓦,约为水电龙头长江电力的51%,而市值仅约为长江电力的21%。2020年公司全年发电量975.69亿千瓦时,同比减少6.55%;上网电量968.55亿千瓦时,同比减少6.58%。公司发电量同比减少的原因为2020年初公司梯级蓄能同比降低,以及小湾和糯扎渡两库1-5月来水同比持续偏枯,影响公司枯期发电量。公司目前在建工程主要为位于澜沧江干流的托巴水电站,装机容量140万千瓦,预计2024-2025年建成投产,建成后公司总装机容量将提升6%。 终端用电需求提升,市场化电价上涨增利。受益于近年云南省政府大力发展水电铝、水电硅等高能耗产业,云南用电需求持续上升。2020年云南全省市场化交易电量1273.63亿千瓦时,同比增长21.83%;全年平均成交价0.1839元/千瓦时,同比增长0.315分/千瓦时。公司市场化交易电量占上网电量比重近70%,电价上涨预计将对冲来水偏枯的不利影响。随着云南省用电需求持续上升,市场化电价或将继续提高,为公司营收增长带来更多发展空间。 发电机组折旧到期,公司盈利能力改善。公司机器设备折旧年限仅为12年,远小于其可使用年限。2019-2025年公司漫湾、景洪、瑞丽江、小湾、功果桥、糯扎渡和龙开口水电站的发电机组会陆续折旧完毕,其累计装机量达1510万千瓦时,占目前总装机容量比重超65%。以2019年公司机器设备折旧额17.28亿元计算,预计2020-2025年公司因折旧到期约有9.6亿元的净利润增量。其中2019年景洪和瑞丽江水电站部分机组折旧到期,装机规模占当前总装机容量5.4%,为2020年业绩贡献约0.8亿元的净利润增量。 盈利预测:我们预计2020-2022年公司营业收入为199.66/208.86/212.97亿元,归母净利润为55.20/61.70/64.04亿元,对应PE为17.97/16.07/15.49倍。首次覆盖,给予“买入”评级。 投资建议:我们预计2020-2022年公司营业收入为94.51/96.50/98.49亿元,归母净利润为22.27/22.79/23.58亿元,对应PE为19.82/19.37/18.72倍。首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示:流域来水不及预期,项目进展不及预期,上网电价大幅降低
华能水电 电力设备行业 2020-10-30 4.16 -- -- 4.42 6.25%
4.69 12.74%
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?事件。10月29日,华能水电(600025.SH)发布2020年三季报,2020年第三季度营收66.55亿元,同比增长16.21%;归母净利润29.59亿元,同比增长44.43%。2020年前三季度,华能水电营业总收入约147.26亿元,同比下降9.74%;归母净利润约43.47亿元,同比下降10.65%。 三季度云南省用电需求强劲,带动公司三季度营收提振。三季度云南省内用电量提升明显,7月份云南省内用电量172.19亿千瓦时,同比增长16.35%。主要用电行业开工率方面,2020年7月,省内重点用电行业开工率为68.1%,环比上升3.38个百分点,同比上升4.36个百分点。其中,黄磷、电石、化肥、水泥行业开工率同比上升15.45、6.74、4.23、3.49个百分点。8月份云南省内用电量85.31亿千瓦时,同比增长13.52%。主要用电行业开工率方面,2020年8月,省内重点用电行业开工率为70.74%,环比上升2.64个百分点,同比上升4.74个百分点。其中,工业硅、黄磷、电石、电解铝行业开工率同比上升8.99、6.36、6.28、3.39个百分点。9月份云南省内用电量184.56亿千瓦时,同比增长11.21%,主要用电行业开工率方面,2020年9月,省内重点用电行业开工率为71.96%,环比上升1.23个百分点,同比上升5.96个百分点。其中电石、工业硅和电解铝行业开工率同比提升7.32/7.17/4.78个百分点。 西电东送同比增长明显,增送电量增厚公司业绩。公司是云南省内西电东送的主力,2020年7月,云南省西电东送电量完成216.05亿千瓦时,同比增长20.26%,比年度分月计划增送61.4亿千瓦时。2020年8月,云南省西电东送电量完成237.3亿千瓦时,同比增长31.19%,比年度分月计划增送82.18亿千瓦时。2020年9月,云南省西电东送电量完成217.5亿千瓦时,同比增长37.55%,比年度分月计划增送66.87亿千瓦时。三季度持续性的西电东送电量大幅提升,有效增厚了公司三季度的营业收入和净利润。 市场化交易价差为近三年新高,有利于公司电价稳步提升。从云南省最近三年的平均交易电价来看,2020年的交易均价显著高于2019年和2018年,尤其是今年上半年,云南省的电力市场化平均交易价格为0.228元/kwh,比2019年的0.212元/kwh高出0.016元/kwh。2020年,云南省1-10月份的电力市场化交易价格分别为0.240/0.241/0.239/0.240/0.237/0.170/0.128/0.113/0.111/0.122元/kwh。市场化交易电价的提升带动了公司平均上网电价的提升。电价水平的提升主要是因为云南电力市场整体供需格局趋紧,包括省内水电铝硅的用电需求强劲,导致电力市场化交易均价提升。 公司有息负债减少,带动财务费用下降。公司总资产约1655.79亿元,较上年末下降约1.12%;负债总额约1023.99亿元,较上年末下降约7.5%;净资产约613.25亿元,较上年末增长约11.49%;公司资产负债率约61.84%,较上年末的66.11%下降明显。有息负债方面,三季报显示公司有息负债规模862.96亿,同比降低6.6%;其中公司短期借款约18.7亿元,较2019末下降60.63%;一年内到期的非流动负债约55.17亿元,较2019年末末下降14.88%;长期借款约789.09亿元,较2019年末下降4.57%。财务费用的降低在于公司主动抢抓LPR利率转换契机,及低息发债窗口期有力压降利息费用;同时及时调整了负债结构,偿还高息贷款,带息负债规模同比减小。 投资建议。预计2020-2022年实现净利润55.69/63.64/70.99亿元,EPS为0.31/0.35/0.39元,PE为13.35/11.68/10.47X。给予公司2020年底13-15X市盈率估值,股价合理区间在4.03元-4.65元,给予“谨慎推荐”评级。 风险提示:来水不及预期,用电需求不及预期。
华能水电 电力设备行业 2020-10-30 4.16 -- -- 4.42 6.25%
4.69 12.74%
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事件:公司公布2020年三季报,前三季公司实现营业收入147.26亿元,同比降低9.7%;实现归母净利润43.47亿元,同比降低10.6%,其中Q3归母净利润同比增加44.4%。 点评 Q3发电量大幅改善,有力拉动营收增速转正。发电量的明显增长是公司Q3业绩高增的一大关键因素。公司前三季营收同比仍有9.7%的降幅,但相较上半年已大幅收窄14个百分点,直接原因在于Q3发电量的大幅改善。 公司Q3单季发电同比高增24%,我们认为主要原因在于来水改善和需求向好。来水端,入汛后公司抓住来水向好时机,全力抢发电量。根据昆明电力交易中心数据,7至9月澜沧江来水预测状况均为偏枯一成、其中乌弄龙断面分别为持平、偏丰一成以及偏丰一成半,整体来看Q3来水情况环比改善明显。需求端,7至9月云南重点用电行业开工率同比分别上升4.36、4.74、5.96个百分点,带动省内用电量同比增长16.35%、13.52%、11.21%;外送电需求复苏同样强劲,7至9月云南省西电东送量同比增加20.3%、31.4%、37.6%。在来水、需求共振下,Q3公司发电量增长明显,带动单季营收同比增长16%,实现今年首次正增长。 Q3综合电价同比下挫,趋紧电力格局下电价有望企稳回暖。经测算,前三季公司综合电价0.233元/千瓦时,同比增加2.6%,Q3单季综合电价0.218元/千瓦时,同比出现6.3%的下滑,或因框架合同外电量的占比有所提高导致。虽单季度公司综合电价出现下挫,但从趋势上来看,云南电力市场整体供需格局趋紧,电力市场化交易均价抬升趋势明显,8至10月云南省内电力月度市场化直接交易均价分别为0.113、0.112、0.120元/千瓦时,同比分别增长7.6%、9.8%、6.8%。我们认为未来在发电结构稳定的情况下,公司电价有望实现稳中有升。 有息负债持续缩减,Q3财务费用率持续优化。财务费用端的优化是Q3业绩高增的另一大关键因素,前三季财务费用同比减少4.3亿,降幅12.7%,对应财务费用率20.2%,同比下浮0.7个百分点,其中Q3单季财务费用率14.1%,同比下浮5.1个百分点。财务费用端的优化一方面原因在于公司抢抓LPR利率转换契机,及低息发债窗口期有力压降利息费用;另一方面在于公司及时调整负债结构,偿还高息贷款,带息负债规模同比减小。截至三季度末公司有息负债规模约863亿,同比缩减61亿,同比降幅为6.6%;相较二季度末缩减25亿,环比降幅2.8%。 盈利预测与估值:三季度公司业绩修复明显,我们认为随着公司基本面拐点的持续兑现,业绩有望持续向好,预计公司2020-2022归母净利分别为55.6/65.5/66.8亿,对应PE分别为13.4/11.4/11.1,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济下滑的风险,来水不及预期的风险,电价下滑的风险,资本开支过高的风险。
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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