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华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-10-30 3.40 -- -- 3.64 7.06%
3.79 11.47% -- 详细
事件:公司公布2020年三季报,公司前三季度营业收入为638.16亿,同比下降5.4%,归母净利润为36.32亿,同比增长44.56%;公司Q3营业收入为222.84亿,同比下降4.43%,归母净利润12.46亿,同比增长46.65%。 点评:电量电价下滑,收入同比下降5.4%前三季度营业收入为638.16亿,同比下降5.4%,是公司发电量降低所致。 2020年前三季度累计发电量为1,470.00亿千瓦时,比上年同期降低7.10%;上网电量完成1,378.85亿千瓦时,比上年同期降低6.85%。发电量及上网电量同比下降的主要原因是受新冠肺炎疫情影响,用电需求增长低于预期,以及山东与安徽区域分别受跨区送电因素影响而导致发电量同比下降。 公司市场化交易电量为791.3亿千瓦时,交易电量比例为57.4%,上年同期比例为51.7%,较上年同期数据增加5.7个百分点。2020年前三季度公司含税平均上网电价为404.54元/兆瓦时,较上年同期下降2.19%。 成本端持续改善,但Q3毛利率环比Q2有所回落公司第三季度营业成本为189.48亿元,同比下降5.72%,成本降幅大于收入4.43%的降幅,说明公司成本端仍在持续下降,预计仍是燃料成本下降导致。第三季度公司毛利率为14.97%,较上年提高1.17个百分点,但较Q2有2.09个百分点的回落,预计Q2或为公司全年盈利能力高点。 经营现金流增长28.72%,资本开支明显提高受公司效益增长影响,前三季度经营活动产生的现金净流入额约为191.53亿元,同比增加28.72%;另一方面,公司前三季度资本开支明显增加,前三季度投资活动现金流净流出为111.44亿,同比增加41.56亿;截至三季度末,在建工程的余额为221.05,较年初增加了32.33%。 投资建议:维持公司盈利预测评级,预计2020年-2022年实现归母净利润43.10、49.81和50.69亿,对应EPS为0.44、0.51和0.51,对应PE为7.9、6.8和6.7倍。 宏观经济和用电需求复苏,预计公司发电量降幅有望收窄,维持“买入”评级。 风险提示:电价下调的风险,煤价上行的风险,宏观经济下行的风险
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-10-30 3.40 -- -- 3.79 11.47%
3.79 11.47% -- 详细
投资建议:维持“审慎增持”评级。国内火电龙头,发电资产主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富地区,煤价趋势下行背景下预计公司业绩将持续改善。据此,我们预计公司20-22年归母净利润46.9/48.8/52.2亿元,对应EPS分别为0.48/0.50/0.53元,对应2020年10月28日收盘价的PE为7.2/6.9/6.5倍,维持“审慎增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-10-29 3.49 -- -- 3.59 2.87%
3.79 8.60% -- 详细
量缩价减致营收下滑, 清洁能源发电量同比上升。 2020年三季度公司实现营收 638.16亿元,同比降低 5.4%。主要是受新冠肺炎疫情影响用电 需求减弱以及山东与安徽区域分别受跨区送电因素影响,公司累计发电量为 1,470.00亿千瓦 时,比上年同期降低 7.10%;上网电量完成 1,378.85亿千瓦时,比上年同期降低 6.85%。 叠加公 司前三季度的平均上网电价为 404.54元/兆瓦时(含税),较上年同期下降 2.19%, 量缩价减, 导 致公司营收下滑。细看公司前三季度发电情况,火电受挤压最为严重,同比下滑 8.96%,而清洁 能源表现亮眼,水电、风电、太阳能分别累计实现发电 76.31亿千瓦时、 47.03亿千瓦时、 7.57亿千瓦时,分别同比增长 23.28%、 10.42%、 7.3%。 清洁能源发电量上升,弥补了部分火电缺口, 保障了公司业绩的稳定性。 成本下行抬升利润, 效益增加提升经营性现金流。 2020年上半年,由于火电发电量减少和煤炭价格下行, 公司燃料成本约为人民币 185.02亿 元,同比减少 16.24%。 第三季度, 受进口减少、产地供应偏紧等因素共同影响,煤炭价格重拾上涨 走势。 但未到冬季供暖季,火电需求不强,叠加三季度汛期来袭,水电发电量充沛,挤压火电空 间,公司前三季度累计燃煤成本下滑。 前三季度公司营业成本为 535.18亿元, 同比减少 8.18%,大 于营收降幅。 成本大幅下滑,增加公司营业利润。 此外,由于公司效益增加,经营性活动现金流净 额同比上升 28.72%,叠加财务费用同比减少 11.69%,都对净利润形成积极贡献。 综合以上因素, 公司前三季度在营收负增长的情况下,实现归属于上市公司股东的净利 36.32亿元,同比增长 44.56%。 提高市场化比例对冲降电价影响, 清洁能源比重持续提升。 目前电力市场改革持续推进, 发用电计划全面放开,中长期和现货市场扩容推广,电力市场 竞争加剧,交易电量比重提高,整体拉低电价水平。 2020年前三季度, 公司市场化交易电量约为 791.3亿千瓦时,交易电量比例为 57.4%,上年同期比例为 51.7%,较上年同期数据增加 5.7个百 分点。 公司本身市场化比例过半,受市场化政策影响较小。 同时公司不断强化市场营销,做好电力市场形势分析,抓住电力需求加快恢复的窗口期,制定差异化市场竞争策略,全力提升度电效 益。公司为了避免日后火电持续受挤压,顺应市场风向,积极布局清洁能。截至二季度公司在建 装机共 4034.8兆瓦,其中清洁能源共 1895.8兆瓦,占比约 47%,一旦项目顺利投产,将进一步 提升公司清洁能源机组占比,提高清洁能源发电水平。 投资建议 公司规模优势明显,且目前市场化交易比例高,受电价调控影响较小。虽然受疫情影响, 公司营 收小幅下跌, 但利润依旧保持较高增幅。 基于短期内公司燃料成本仍将维持低位, 且四季度用电 需求回升有望, 我们看好公司 2020年四季度的业绩回升, 略微上调公司盈利预测。 2020-2022年 营业收入分别从 918.47亿元、 960.25亿元和 981.24亿元上调至 932.30亿元、 984.26亿元、 995.96亿元,同比增速分别为-0.4%、 5.5%和 1.2%;归母净利润分别从 42.72亿元、 50.62亿元 和 54.33亿元上调至 47.91亿元、 53.85亿元、 58.71亿元,同比增速分别为 40.6%、 12.4%和 9.0%; EPS 分别为 0.49/0.55/0.60元,对应 PE 为 6/6/5倍,维持“增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-25 4.30 5.96 78.98% 4.26 -0.93%
4.26 -0.93%
详细
发电量下滑8.7%,致营业收入下滑5.9%。2020上半年,公司控股装机5695万千瓦,同比增长6.4%;发电量为929.8亿千瓦时,同比下滑8.7%;上网电量870.6亿千瓦时,同比下滑8.5%。电量下滑主要是受疫情影响,公司发电设备利用小时大幅下滑。由于电量下滑,公司营收较上年同期减少21.7亿元,同比降低5.9%。 煤价大幅下行,电价小幅下滑,毛利率提升。2020上半年,公司毛利率为15.2%,同比提升1.4pct。毛利率提升主要得益于火电板块煤价下跌。2020上半年,秦皇岛港山西产动力末煤(Q5500)平仓价平均价格535元/吨,较去年同期下跌11.6%。由于煤价及电量下滑,营业成本较上年同期下降32.1亿元,同比降低9.45%。2020上半年,公司结算市场化交易电量438.6千瓦时,交易电量比例为50.4%,比去年同期提高1.7pct;平均上网电价(含税)为409.48元/兆瓦时,较上年同期微降0.54%。2020上半年,公司煤炭销售成本约为人民币50.2亿元,同比减少5.91% 股息率具有吸引力。2019年分红预案中确定每股分红0.146元,分红总金额占归属于上市公司普通股股东的净利润的比率为50.3%,股息率达到4.2%。公司在未来几年料依然会保持50%左右的分红比例,预计2020-2022年股息率分别为4.8%、5.5%、5.9%。 估值底部待边际变化,下半年防御属性凸显。估值底部待边际变化。当前公司PB估值处于历史低位,边际安全性相对较高;随着疫情结束,用电需求将逐渐回升,公司发电量将随之增长;煤炭产能释放,将使得煤价维持低位,与电量增长产生错配;2021年,煤电执行“基准+浮动价”机制,允许电价上浮10%、下浮15%,料将打开电价上行空间。火电行业和公司估值处于底部,向好边际改善将催生行业机会。随着M2增速回落、创业板新规、注册制等落地,防御板块料将获得资金关注。 盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2020-2022年归母净利润46.7、52.6、56.2亿元,同比增长37.0%、12.8%、6.7%,对应EPS(基本)为0.42、0.48、0.51元/股,对应PE为10.4、9.1、8.5倍,对应PB为0.88、0.82、0.77倍,参考CS火电板块可比公司2020年平均PB值为1倍,给予龙头公司2020年1.2倍PB,上调目标价至5.96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。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-25 4.30 -- -- 4.26 -0.93%
4.26 -0.93%
详细
事件。公司发布2020年半年度报告,上半年实现营收415.31亿元,同比减少5.91%;营业成本345.70亿元,同比减少9.45%;归母净利润23.86亿元,同比增加43.49%;基本每股收益0.198元。 山东区域外购电对火电的挤出效应,是造成公司发电量和上网电量同比降低的主要因素。2020年上半年累计发电量为929.76亿千瓦时,同比减少8.66%;上网电量完成870.62亿千瓦时,同比减少8.53%。发电量及上网电量同比降低的主要原因是受新冠疫情及山东区域外购电增长的影响,尤其是山东区域外购电对火电的挤出效应明显,公司位于山东省的电厂上半年发电量为309.05亿kwh,同比减少74.47亿kwh。公司上半年全部上网电量同比减少81.19亿kwh,公司在山东省的电厂少发的电量占公司上半年全部少发电量的91.72%,成为影响公司上半年发电量完成情况的主要因素。 公司市场化交易电量和综合上网电价同比小幅波动,电煤成本的下降是上半年净利润超预期的主要原因。2020年上半年,公司市场化交易电量约为438.6亿千瓦时,同比增加1.7%;公司上半年平均上网电价409.48元/兆瓦时,同比下降0.54%。市场化交易电量小幅提升符合预期,同时综合上网电价并未因为煤价下跌出现大幅下行的情况,电价波动处于合理范围。2020年上半年,公司营业成本345.7亿元,同比下降9.45%;公司燃料成本约185.02亿元,同比减少16.24%,主要原因是发电量同比减少及煤炭价格同比下降的影响。 投资建议。预计2020-2022年公司实现净利润40.7/48.7/57.7亿元,EPS分别为0.41/0.49/0.59元,对应PE为10.54/8.81/7.43倍。考虑到煤价未来走势整体企稳,且下半年外购电挤出效应减弱,公司盈利有望持续改善,给予公司2020年底10-12倍估值,股价合理区间在4.1-4.92元,维持“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,市场化交易价差下降风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-24 4.30 -- -- 4.34 0.93%
4.34 0.93%
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事件:公司公告2020年中报。2020上半年实现营业总收入415.31亿元,比上年同期减少5.91%;归母净利润23.86亿元,较上年同期增加43.49%,符合预期。 投资要点:山东机组受外来电冲击影响较大,拖累整体发电量。公司上半年实现发电量929.76亿千瓦时,比上年同期降低约8.66%,除疫情影响外,另一重要因素在于山东外来电冲击。山东省上半年用电量同比减少2.07%,但是外来电同比增长32.4%,导致全省火电发电量同比减少9.9%,省内火电机组平均利用小时数下滑264小时。公司山东机组占比约40%,受影响较为显著。山东近年新增外来电通道主要为锡盟-山东特高压,输电容量为900万千瓦,按5000年利用小时数计算年输电量为450亿千瓦时,今年上半年山东外来电同比增长约130亿千瓦时,考虑到锡盟-山东特高压为交流线路,京津冀地区也消纳部分电量,我们判断目前送山东输电线路整体负荷率已经处于较高水平,公司山东机组利用小时数进一步下滑空间有限。 煤价下行+电价平稳,火电毛利大幅改善。受疫情影响,我国二季度煤价呈深“V”字形走势,秦皇岛5500大卡动力煤价格5月最低跌破450元/吨,随后在需求复苏、进口煤调节等因素下快速反弹,但整体仍处于下行通道,目前稳定在550元/吨附近。公司2020年上半年燃料成本同比减少16.24%,由此测算单位发电量燃料成本同比下降约8.3%。从电价来看,公司上半年平均结算电价同比下降0.54%,考虑到去年二季度起增值税下调3个百分点,公司实际不含税电价逆势上涨,电价稳定性超过市场预期,政策性下调电价以及市场化交易大幅折价的担忧均已解除。公司今年上半年毛利率达16.76%,同比回升3.2个百分点。 站在当前时点,我们认为火电板块周期全面向上,公司作为全国龙头充分受益。从煤电盈利三要素来看,随着优质产能的释放,动力煤价格正式进入下行通道已逐渐达成共识;电价市场化最迅速的阶段已经过去,短期看电价让利的任务更多的将由电网承担,中长期看电价具备提升空间;随着装机增速下台阶,煤电利用小时数也在逐渐企稳,火电板块业绩改善趋势确定。公司目前市盈率、市净率无论横向同业对比还是纵向历史对比均处于相对较低的水平,配置性价比突出。未来随着新增资本支出下行,自由现金流显著改善,未来分红比例也有望大幅提升。 盈利预测与评级:中报业绩符合预期,我们暂维持公司2020-2022年归母净利润预测分别为44.6、50.7、57.7亿元,对应PE分别9、8、7倍。考虑到公司作为全国性火电龙头,受益电价、煤价、利用小时数趋势持续向好,当前火电板块整体迎来上升周期,公司作为龙头充分受益,未来三年有望迎来业绩、估值双修复行情,我们将公司由“增持”评级上调至“买入”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-08-21 4.29 -- -- 4.41 2.80%
4.41 2.80%
详细
事件: 公司发布 2020年半年度报告。 1H20公司实现营业收入 415.3亿元( 同 比-5.9%), 2Q20实现收入 194.2亿元( 同比-5.8%); 1H20实现归母净利润 23.9亿元( 同比+43.5%), 2Q20实现归母净利润 12亿( 同比+34%)。 对此我们评 论如下: 营业成本同比下降 9.45%: 公司 1H20营业成本为 345.7亿元, 成本下降主要 因为: 1H20公司完成上网电量 870.6亿千瓦时, 同比-8.5%; 同期燃料成本 185.0亿元, 同比-16.2%。 控股装机规模未来仍有 7%的扩容空间: 报告期内公司新增装机 38.8万千瓦, 控装机容量达 5695.33万千瓦。 公司仍有在建装机合计 403.48万千瓦, 若顺利 投产, 装机规模较当下增长 7%。 在建机组中包括: 燃气机组 162.9万千瓦, 风电 171.65万千瓦, 燃煤+水电+光伏合计 68.93万千瓦。 上网电价企稳, 市场化电价预期不再悲观: 1H20公司市场化交易电量约为 438.6亿千瓦时,交易电量比例为 50.4%( 去年同期比例为 48.7%)。 1H20公司 平均上网电价为 409.48元/兆瓦时,较上年同期下降约 0.54%。 据此, 我们判 断, 市场化电价让利空间已十分有限, 当前电价已具备足够的刚性, 后续电价 预期可不再悲观。 投资建议:维持“审慎增持”评级。 国内火电龙头,发电资产主要处于电力、 热力负荷中心或煤炭资源丰富地区,煤价趋势下行背景下预计公司业绩将持续 改善。 据此, 我们调整了盈利预测, 预计公司 20-22年归母净利润 46.88亿, 48.83亿, 52.20亿元,同比增速分别为 38%、 4%、 7%。 对应 2020年 8月 20日收盘价的 PE 为 9.15倍, 8.79倍、 8.22倍,维持“审慎增持”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-07-27 3.75 -- -- 4.55 21.33%
4.55 21.33%
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事件。7月22日,华电国际发布2020年上半年经营数据,2020年上半年累计发电量为929.76亿千瓦时,比上年同期降低约8.66%;上网电量完成870.62亿千瓦时,比上年同期降低约8.53%。发电量及上网电量同比下降的主要原因是受新冠病毒及山东区域外购电增长的影响。2020年上半年,公司市场化交易电量约为438.6亿千瓦时,交易电量比例为50.4%,上年同期比例为48.7%,较上年同期数据增加1.7个百分点。2020年上半年本集团的平均上网电价为409.48元/兆瓦时,较上年同期下降约0.54%。 公司发电量的减少主要受山东省的影响,公司位于山东省的电厂上半年少发电量占公司上半年全部少发电量的91.72%。公司位于山东省的电厂上半年实际发电量为309.05亿kwh(占公司上半年全部发电量的33.24%),去年同期实际发电量为383.52亿kwh,发电量减少74.47亿kwh,同比降低19.42%。公司上半年上网电量同比减少81.19亿wkh,公司在山东省的电厂少发的电量占公司上半年全部少发电量的91.72%,成为影响公司上半年发电量完成情况的主要因素。 上半年山东跨区跨省交易完成了全年计划的57.45%,外购电的挤出效应非常明显。山东省2020年跨区跨省年度电量计划为:500千伏华北-山东联络线223亿千瓦时,华北特高压配套电源85.2亿千瓦时,银东直流280亿千瓦时,鲁固直流325亿千瓦时,昭沂直流336.5亿千瓦时,总计1249.7亿千瓦时。截至6月底,山东共组织18批次省间市场交易,达成交易电量718亿千瓦时,其中,清洁能源交易电量218亿千瓦时。具体为:银东直流达成直接交易电量100亿千瓦时,鲁固直流达成交易电量338亿千瓦时,昭沂直流达成交易电量280亿千瓦时。上半年的跨区跨省电量交易完成了全年计划的57.45%,比全年计划的一半多出了93.15亿kwh。结合上述分析我们认为,在上半年新冠疫情导致用电需求减少的基础上,叠加的外购电挤出效应是造成公司上半年发电量及上网电量同比下降较大的主要原因。 市场化交易电量小幅提升,综合上网电价小幅下降。2020年上半年,公司市场化交易电量约为438.6亿千瓦时,交易电量比例为50.4%,上年同期比例为48.7%,较上年同期数据增加1.7个百分点。2020年上半年本集团的平均上网电价为409.48元/兆瓦时,较上年同期下降约0.54%,结合历史数据和同行业数据比较,我们认为:市场化交易电量小幅提升符合预期,同时综合上网电价并未因为煤价下跌出现大幅下行的情况,电价波动处于正常范围。 下半年受益于需求回暖、外购电挤出效应减弱和煤价下行等利好因素,公司盈利将得到修复。(1)用电需求回暖。下半年复工复产带来用电需求回暖,市场化交易电量比例继续稳步提升;(2)山东省的外购电挤出效应减弱。山东省上半年完成的跨区跨省电量交易占山东省全年跨区跨省电量交易的57.45%,意味着下半年跨区跨省电量计划偏少,外购电的挤出效应减弱。考虑到需求侧下半年将持续回暖,上半年被挤压的电量将在下半年随着需求的回暖得到释放;(3)煤价企稳。煤价全年预期稳定,持续在绿色区间波动,考虑价差让利因素和煤价波动因素的综合上网电价水平趋于稳定。综合上述因素,我们认为下半年的盈利会得到修复。 投资建议:预计2020-2022年公司分别实现净利润34.1/43.0/49.7亿元,EPS分别为0.35/0.44/0.50元,对应PE分别为11.21/8.90/7.71倍。预计2020-2022年BVPS分别为4.79/5.04/5.34元,公司历史PB中枢在0.8倍-1.8倍,给予2020年底市净率0.9倍-1.00倍估值,对应2020年底股价合理区间为4.31元-4.79元,维持“推荐”评级。 风险提示:新冠疫情反复影响复工复产计划;煤价下行不及预期;跨区跨省交易大幅超出年度计划。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-07-23 3.76 4.42 32.73% 4.02 6.91%
4.55 21.01%
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事件: 7月22日,华电国际发布2020年上半年经营数据,2020年上半年累计发电量为929.76亿千瓦时,比上年同期降低约8.66%;上网电量完成870.62亿千瓦时,比上年同期降低约8.53%。 2020年上半年公司平均上网电价为409.48元/兆瓦时,较上年同期下降约0.54%。 点评: 新冠疫情和外购电增长导致Q2发电量同比下滑5.52% 2020年上半年累计发电量为929.76亿千瓦时,比上年同期降低约8.66%,第二季度公司发电量为464.23亿千瓦时,同比下滑5.52%,发电量及上网电量同比下降的主要原因一方面是新冠病毒影响全社会用电需求,另一方面是山东区域外购电增长的对山东本地机组的发电量形成一定冲击。分电源看,公司第二季度火电、水电、风电和光伏发电量分别为420.56、22.86、17.81和3亿千瓦时,同比-6.35%、+1.15%、+4.89%和+11.94%。 上半年电价微降,市场化比例小幅提升 2020年上半年,公司市场化交易电量约为438.6亿千瓦时,交易电量比例为50.4%,上年同期比例为48.7%,较上年同期数据增加1.7个百分点。2020年上半年公司的平均上网电价为409.48元/兆瓦时,较上年同期下降约0.54%;其中,公司第二季度平均上网电价为405.68,同比下滑0.89%。市场化交易电量符合预期,综合上网电价并未因为煤价大幅下行而同样出现大幅下行的情况,电价符合预期。 煤价大幅下行,预计Q2利润稳步增长 公司发电量受疫情和外购电增长影响,增速略低于预期,电价基本符合预期。2020年第二季度煤价大幅下行,秦皇岛港动力煤平仓价Q2同比下行幅度达14.54%,公司成本端将明显受益。我们预计公司Q2归母净利润为11.3亿,同比增长28%。 盈利预测和投资建议: 我们维持原有盈利预测,预计公司2020年-2022年实现归母净利润43.10、49.81和50.69亿,对应EPS为0.44、0.51和0.51,对应PE9、7.8和7.7倍。宏观经济和用电需求复苏,预计发电量下半年有望回归正增长,公司盈利有望持续改善,目标价仍为4.6元,维持“买入”评级。 风险提示:电价下调的风险,煤价上行的风险,宏观经济下行的风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-04 3.64 -- -- 3.85 5.77%
3.99 9.62%
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事件:华电国际发布2020年一季报。2020Q1公司实现营业收入221亿元,同比下滑6.0%(经重述);归母净利润11.9亿元,同比增长54.4%(经重述)。 疫情冲击用电需求,电量同比减少:2020Q1公司营业收入主要受电量拖累。受疫情影响,电力需求疲弱,2020Q1全国全社会用电量同比下滑6.5%,火电发电量同比下滑8.2%。考虑到公司机组区域分布等因素,2020Q1公司发电量下滑幅度高于全国均值。2020Q1公司发电量466亿千瓦时,同比降低10.8%(经重述);按上网电量口径测算市场化交易电量比例46.7%,同比提升4.0个百分点(经重述)。2020Q1公司平均上网电价0.412元/千瓦时,同比下降1.2%(经重述);剔除增值税税率调整影响,我们测算不含税电价同比小幅提升。 煤价回落成本改善,盈利增速亮眼:2020年3月以来,秦皇岛港动力煤价快速下行,4月以来煤价已跌破“绿色区间”(500元/吨)下限。受益于成本改善,2020Q1公司毛利率16.5%,同比、环比分别提升3.1、1.2个百分点;ROE及扣非ROE分别为1.8%、1.7%,均为2017年以来单季度最高值。2020Q1公司归母净利润11.9亿元,同比逆势增长54.4%(经重述),增速显著高于同业,季度盈利持续改善。 盈利预测与投资评级:我们维持盈利预测,预计华电国际(A)2020-2022年的EPS分别为0.39、0.47、0.54元,当前股价对应华电国际(A)的PE分别为9、7、6倍,PB分别为0.7、0.7、0.6倍;当前股价对应华电国际(H)的PE分别为6、5、4倍,PB分别为0.5、0.4、0.4倍。华电国际(A)、华电国际(H)的PB均处于历史低位,参考同业估值情况,下调华电国际(A)的目标价至4.36元,隐含2020年0.9倍PB;下调华电国际(H)的目标价至2.66港元,隐含2020年0.5倍PB。看好煤价下行及电量恢复对公司业绩的提振,维持华电国际(A)、华电国际(H)“买入”评级。 风险提示:动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-01 3.70 -- -- 3.85 4.05%
3.99 7.84%
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业绩简评 2020年一季度公司实现营业收入221.16亿元,同比减少6.01%;归母净利润11.89亿元,同比增长54.44%。公司业绩符合预期。 经营分析n发电量下降电价上升,营收小幅降低:一季度受新冠疫情冲击,公司送电区域用电需求减弱,累计发电量为465.53亿千瓦时,比去年同期降低10.81%;上网电量完成434.78亿千瓦时,比去年同期降低10.67%。虽然公司平均含税上网电价为412.13元/兆瓦时,比去年同期下降1.18%,但受益于增值税从下调和市场化电价折价收窄,公司平均不含税电价为364.72元/兆瓦时,比去年同期提高1.44%。最终实现公司营业收入小幅下降。 公司对煤价弹性居同行前列,煤价下行盈利大幅增长:同期秦皇岛Q5500动力煤均价下跌27.5元/吨,跌幅4.67%。电煤价格的下降与发电量下降的双重因素直接导致公司一季度营业成本为184.68亿元,同比下降9.51%。 煤价下跌不仅抵消发电量下降的负面影响,更实现公司归母净利润超50%大幅增长。根据我们之前的测算,公司用煤成本对秦皇岛Q5500弹性为1.25,在可比同业公司中位居前列,一季度公司业绩也充分验证了我们的判断。 煤价长期下行助推业绩增厚,高分红低估值具备防御属性:进入2020年二季度,失去采暖需求支撑的煤价快速下跌,秦皇岛Q5500已经跌破500元/吨。预计2020年煤价中枢520-540元/吨,公司将从煤价下行中持续获取丰厚利润。2019年公司分红率从之前的40%左右大幅提升至50%,随着火电企业盈利修复,现金流充裕,公司有维持高分红比例的基础,在当前经济趋弱条件下稳健的业绩更具防御性。 投资建议 我们预测公司2020-2022年的营收为919.16/937.56/963.37亿元,对应归母净利润分别为45.23/53.06/53.66亿元,对应EPS为0.46/0.54/0.54元,对应PE为8/7/7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;煤价上升;限售股解禁。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-30 3.59 3.84 15.32% 3.85 7.24%
3.99 11.14%
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一季报超预期,看好火电龙头业绩高弹性一季度业绩超预期。根据公告,公司2020Q1实现营业收入221.2亿元,同比下滑6.0%;规模净利润为11.9亿元,同比增长54.4%。发电量下滑,但业绩高增长,主要原因是电煤价格大幅下降,展现出火电龙头的业绩高弹性。一季报业绩超预期。 发电量同比下降11%,市场化比例提升幅度有限,业绩增长逾50%。 根据公告,2020年第一季度公司控股机组累计发电量465.5亿千瓦时,同比降低10.8%;上网电量434.8亿千瓦时,同比降低10.7%。发电量及上网电量下降的主因是受新冠病毒影响,用电需求减弱。市场化交易方面,2020年一季度市场化电量约203亿千瓦时,交易比例46.7%,较去年同期升高4个百分点,提升幅度不大。2020年一季度平均上网电价为412.1元/兆瓦时(含税),同比下降1.2%。综合电价的下降,主要是由于市场化比例提升。公司一季度归母净利润实现高增长,主要得益于煤价的大幅下降。据估计,公司入炉煤价降幅接近10%,有效抵消电量下滑的影响。 装机结构持续优化,2020年资本开支及计划发电量有望同比持平。 公司作为火电龙头之一,发电资产遍布全国14个省、市、自治区。根据公告,截至2019年底,公司控股装机5661.5万千瓦,其中燃电、气电、可再生能源机组分别为4323.5万千瓦、687.4万千瓦和650.6万千瓦,占比为76.4%、12.1%和11.5%。煤电机组中,600兆瓦及以上的装机比例约占60%。虽然一季度发电量受疫情影响较大,但机组利用小时数仍显著高于全国水平。根据年报,2020年公司资本开支约160亿元,主要用于电源项目基建,环保和节能技术改造等项目,投资规模与2019年基本持平。随着在建机组的陆续投产,公司装机结构持续优化,清洁能源发电占比进一步提高。2020年公司预计完成发电量2100至2200亿千瓦时左右,发电设备利用小时预期将保持稳定。 煤价步入下行通道,看好公司盈利的持续修复。电煤供应明显宽松。 根据国家统计局数据,2020年一季度,国内生产原煤8.3亿吨,同比仅下降0.5%;进口煤炭9578万吨,同比增长28.4%。根据中电联数据,2020年一季度,全国发电量为1.58万亿千瓦时,同比下降6.8%,其中火电同比下降8.2%。中长期来看,随着煤炭产能的陆续释放,若需求端没有出现超预期,未来两年煤价中枢有望持续下行。国内外宏观经济运行偏弱,煤价下行大势所趋。公司火电市场化率超过60%,电价下调风险可控,燃煤机组约占控股装机的76%,公司有望在煤价持续下行周期展现较高的业绩弹性。近期秦港5500打卡动力煤现货价持续低于500元/吨,且今年长协煤的基数也下调10-30元/吨,并有额外进一步的价格折让,预计公司二季度业绩有望继续高增长。 火电龙头优势尽显,多维度看好华电国际。一方面,在政府严控新增装机的背景下,公司在建项目较少,绝大部分会在今年投产,后期资本开支大幅下降,分红比例和股息率值得期待。另一方面,西部五省的煤电整合仍在稳步推进,长期利好火电行业。目前公司PB仅为0.75,考虑到火电盈利处于改善通道,PB修复和ROE提升可期,有望在当前时点展现较强的防御属性,配臵价值凸显。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价4元。我们预计公司2020年-2022年的收入增速分别为-0.5%、3.5%、3.0%,净利润分别为48.3亿、61.7亿元、68.4亿元,看好公司业绩的持续改善。 风险提示:全社会用电量增长不及预期;煤炭持续高位运行;上网电价下行风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-02 3.45 -- -- 3.73 8.12%
3.85 11.59%
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量价齐升拉动公司营业收入稳健增长:公司营收增长主要源于发电量和电价的增长。2019年公司发电量2151.09亿千瓦时,同比增长2%。公司平均上网电价414.49元/兆瓦时,同比增长2%。电价的提升则受益于增值税下调和市场化电价折价收窄。4月1日增值税由16%下降到13%,公司不含税电价明显提升。2019年公司市场化交易电量占比54%,同比增加9.78pct。近年公司结算电价和市场化电量占比不断上升,电力供需结构改善。 煤价下行费用降低,公司盈利大幅增长:在营业收入增长基础上,公司营业成本下降。2019年公司供电煤耗为295克/千瓦时,比去年同期下降4克/千瓦时,同时QHD Q5500动力煤全年均价同比下跌60元/吨至587元/吨。受益于煤价下行、供电煤耗下降,在火电发电量同比增长2.06%的情况下,公司19年燃料成本仅增长0.79%,单位燃料成本有所下降。此外,近年来公司财务费用持续下降,19年财务费用比上年同期下降3%,主要系资本支出下降、有息负债规模减少等因素综合影响。在收入端发电量、电价上升,成本端燃料成本和财务费用下降的综合作用下,19年归母净利增长97%。 煤价长期下行将有望助推业绩改善,高分红低估值具备防御属性:2019年动力煤产量、进口量同比增长6%、4%,煤炭固定资产投资完成额同比增长30%,且受疫情影响需求下滑,煤炭长期供给宽松加剧。预计2020年煤价中枢540元/吨,公司将从煤价下跌中充分受益。2019年公司分红率从之前的40%左右大幅提升至50%,随着火电企业盈利修复,现金流充裕,未来有望维持高分红比例,在当前经济趋弱条件下稳健的业绩更具防御性。 投资建议 我们预测公司2020-2022年的营收为919/938/963亿元,对应归母净利润分别为45/53/54亿元,对应EPS 为0.46/0.54/0.55元,对应PE 为7/6/6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;限售股解禁。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-03-31 3.29 -- -- 3.62 10.03%
3.85 17.02%
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业绩符合预期,多重因素驱动业绩大幅增长。公司是全国性布局的发电公司,发电资产遍布全国14个省、市、自治区。2019年受整体电力市场增速下滑影响,利用小时下降明显对公司整体收入增长带来一定影响,但新增规模、电价增值税下调、单位燃料成本下降等多因素,推动公司业绩发福增长。第一,公司新增电源666.29万千瓦,带来公司2019年发电量2151.09亿千瓦时,同比增长1.84%。第二,得益于增值税率下调及市场交易电量折价收窄,公司平均上网电价414.49元/兆瓦时,同比增长1.77%。第三,单位燃料成本0.2281元/千瓦时,同比2018年下降0.61%。 分红比例与股息率均较高。公司计划现金分红比例达到50.29%,为近三年最高水平,较2018年42%的分红比例提高8个百分点;按照2020年3月27日收盘价算股息率达到4.4%。公司2019年资本性支出118.8亿元,同比减少11.39%,随着火电新建项目逐渐收窄,新建新能源项目投资额将少于火电项目,资本性开支有望下降,公司分红与股息的进一步提升可期。煤价下行趋势利好公司业绩释放。截至2020年3月27日,中电联沿海电煤采购价格指数5500综合价551元/吨,较去年同期下降43元/吨,下降幅度7.2%,电煤维持在绿色区间运行,2019年电煤价格在600元/吨左右的价格处于高位区间运行,预计2020年煤价下行趋势明显,利好公司业绩持续释放。 首次覆盖,给予公司“买入”评级:我们判断煤价将维持低位运行,利好公司业绩的持续释放。截至2020年3月27日,公司PB仅0.72,低估明显,同时公司分红比例与股息率有望进一步提升。我们预计公司2020-2022年EPS分别为0.43、0.47和0.51元/股,对应当前股价PE分别为7.75、7.07和6.46倍。首次覆盖,给予公司“买入”评级。 风险提示:煤价大幅上行风险;电量大幅下滑风险;宏观经济不振风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-03-30 3.20 -- -- 3.58 11.88%
3.85 20.31%
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电量、电价增长,燃料成本下行,2019年业绩增长97%。公司发布2019年年报,2019年实现收入936.5亿元,同比增长4.86%;归母净利润34.07亿元,同比增长97.44%,加权平均ROE 提升至6.46%。 利润增长主要是发电量增长、平均上网电价提升、燃料成本下降所致。 2019年资产减值损失7.82亿元,拖累业绩。 量价齐升带动发电收入增长5.7%。2019年公司总装机规模同比增长9.8%(未重述口径),主要是火电机组增长较多所致;利用小时数3978小时,同比减少286小时;控股售电量同比增长2.09%;平均上网电价414.49元/兆瓦时,同比提升1.16%。受益于上网电量增长和上网电价提升,公司2019年公司发电收入739.2亿元,同比增长5.67%。 动力煤价格下跌,度电燃料成本同比下降0.2%。2019年全国电煤指数同比下降37元/吨,降幅约7.0%。2019年公司度电燃料成本同比下降0.2%,下降幅度较小主要是2019年燃机发电量同比大幅增长。 估值跌至历史新低,关注估值修复弹性。预计公司2020-2022年净利润分别为43.9/51.0/56.9亿元。公司为国内火电龙头企业,A 股和H股PB 估值已经降低至2005年以来新低。当前动力煤价格较去年已有较大跌幅,尽管考虑到疫情对火电利用小时影响、火电企业电价下调压力,公司盈利仍有望回升。预计公司2020年ROE 有望提升至6.8%,参考可比公司估值,给予A 股2020年PB 0.6倍,对应A 股合理价值3.9元/股,考虑AH 溢价因素,对应H 股合理价值2.9港币/股,给予“买入”评级。 风险提示。电价下调幅度超预期;疫情对全社会用电量影响超预期;煤价上涨的风险。
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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