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华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-07-27 3.75 -- -- 3.73 -0.53% -- 3.73 -0.53% -- 详细
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 24.51% 3.78 0.53% -- 3.78 0.53% -- 详细
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%
详细
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 8.17% 3.85 7.24%
3.99 11.14%
详细
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%
详细
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%
详细
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%
详细
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。
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%
详细
事件:华电国际公告《2019年年度报告》,2019年实现营收936.54亿元(同比+4.86%),实现归母净利润34.07亿元(同比+97.44%)。 增值税下调及发电量增长推动业绩增加:2019年公司实现营收936.54亿元(同比+4.86%),系增值税率调整及发电量增加所致,实现归母净利润34.07亿元(同比+97.44%),系单位燃煤成本下降及电价增长所致。2019年燃料成本459.50亿元(同比+0.79%),增速低于发电量增速(1.84%)。2019年平均上网电价为414.49元/兆瓦时(同比+1.16%)。 2019年新机组投产较多,但利用小时数有所下滑:2019年,公司累计发电量2151.09亿千瓦时(同比+1.84%),上网电量2014.37亿千瓦时(同比+2.09%),主要系新投产机组增加。2019年底,控股装机容量为5656.53万千瓦(同比+13.24%)。2019年,公司发电机组设备的全年利用小时为3978小时(同比-286小时),发电利用小时数有所下滑。2019年公司全年核准、备案共计44.45万千瓦,开工电源项目250.79万千瓦,新增电源项目666.29万千瓦。2020年本公司预计完成发电量2100-2200亿千瓦时左右,计划2020年资本开支约160亿元。 “基准价+浮动”机制推行将平抑火电盈利大幅波动:国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,将煤电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,电价将反应真实发电成本,平抑火电企业盈利大幅波动。未来火电企业的定价机制、投资回报率、估值或将向“供水企业”看齐,火电板块市净率估值(1.0倍-1.1倍)存在向供水板块市净率估值(1.3倍-1.4倍)靠拢的可能性。当前华电国际市净率估值仅0.69倍,处于价值洼地。 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9.10/7.22/6.26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:用电增长不及预期;电煤价格高企;海内外疫情失控风险。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-03-27 3.17 4.42 24.51% 3.57 12.62%
3.85 21.45%
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事件:3月26日,华电国际公布2019年报,公司实现营业收入936.54亿,同比增长4.86%,实现归母净利润34.07亿元,同比增长97.44%;公司2019年ROE达到6.46%,每股分红0.146元。 点评:营业收入同比增长4.86%,煤机利用小时数下滑337小时。公司2019年完成发电量2151.09亿千瓦时,同比增长1.84%,全年平均上网电价为414.49元/兆瓦时,同比提高1.16%,公司收入实现4.86%的小幅增长。截至2019年底,公司装机容量达5656.5万千瓦,同比增长13.35%,增速远高于发电量增速,说明公司机组利用小时数出现下滑。2019年公司发电利用小时3978小时,比去年下滑286小时,同比下降6.71%,其中燃煤机组利用小时为4512小时,同比减少337小时;天然气、水电利用小时明显改善,分别增加450和487小时。 毛利率提高1.71个百分点,入炉标煤价格微降。2019年公司营业成本为804.82亿元,同比增加2.81%,低于营业收入增速0.97个百分点,电量和电价的同比增长,以及叠加煤炭成本的下降,使得公司19年毛利率达到14.06%,较去年提高1.71个百分点。营业成本中燃料成本为459.50亿元,同比增加约0.79%,主要原因是供电煤耗和煤炭成本下降使得燃料成本增速要低于发电量增速。19年公司供电煤耗为295.28克/千瓦时,低于去年同期3.93克/千瓦时;煤炭成本方面,我们测算2019年公司入炉标煤单价微降0.4%。我们判断2020年煤炭供需格局继续宽松,煤价有望继续同比回落,推动公司毛利率改善。 股息率达到4.6%,分红比例提升至50%。2019年公司每股分红0.146元,对应目前的股价,公司股息率达到4.6%。2017和2018年公司分红比率均在40%左右,2019年公司分红率达到50.29%,分红比例较往年有明显提高。 公司2019年投资流出的现金达154.69亿元,处于2016年以来的最低水平,公司2020年资本开支计划约为160亿,未来随着盈利改善公司现金流将更加充沛,有利于分红水平维持在50%。 盈利预测与估值:原盈利预测为2020-2021年归母净利润35.31和41.20亿元,目前2020年煤价继续同比下行,上调盈利预测,预计公司2020年-2022年能够实现归母净利润38.58亿、44.66亿和45.37亿元,实现EPS0.39元、0.45元和0.46元,对应PE8.05、6.96和6.85倍。公司股息率4.6%,盈利继续改善,目前PB位于历史最低位,目标PB为1x,目标价为4.6元,维持“买入”评级。 风险提示:电价下调的风险,煤价大幅上行的风险、宏观经济快速下行的风险
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-03-27 3.17 3.89 9.58% 3.57 12.62%
3.85 21.45%
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利用小时下滑拖累营收改善,多因向好增厚业绩弹性 公司系全国性火电龙头企业,电力业务贡献主要营业收入及利润。公司发电装机遍布全国十四个省、市、自治区,且在山东、湖北、安徽等地相对较为集中。2019年受部分省份控煤政策推动、跨省跨区送电量明显提升、水电发电出力增长等因素影响,公司燃煤发电机组实现利用小时4512小时,同比减少337小时;公司整体发电利用小时为3978小时,同比减少286小时。2019年公司总装机为5656.5万千瓦,新增装机容量为666.3万千瓦,装机增速达13.3%;但受利用小时下滑影响,公司实现售电量2014.37亿千瓦时,同比增长2.09%;平均上网电价为0.4145元/千瓦时,同比微增1.16%(我们估算主要系电价较高的燃气电站等发电占比提升)。叠加增值税税率下降、供热业务营收增长等因素影响,公司营收微增4.86%。2019年我国煤炭供需格局进一步宽松,秦皇岛5500大卡动力末煤价格为587.08元/吨,同比下降59.69元/吨。受益于煤价下行带来的燃料成本改善、增值税率下调等利好,公司盈利呈现明显改善。 在建机组以清洁能源为主,资产减值不改公司长期价值 公司目前在建装机容量约为421.3万千瓦,其中燃气发电装机为163.3万千瓦,风电装机为175.7万千瓦,清洁能源发电占公司在建装机比重亿接近90%。2019年公司全额计提安徽文汇公司探矿权减值准备4.47亿元、计提收购坪石公司商誉的30.93%约为1.05亿元、全额计提山西茂华公司应收款信用减值8990万元、全额计提四川广安公司欠发电量补偿余额3350万元。各项减值准备合计减少公司利润总额约6.75亿元,减少归母净利润约4.5亿元。 我们认为随着相关减值风险的充分释放,公司资产质量稳中向好,资产减值不改公司长期投资价值。 看好火电行业底部反转趋势,维持华电国际“买入”评级 我们认为电力作为重要的能源产品,此前在标杆电价体系下无法通过市场手段实现价格发现,平均价格长期处于被压制状态。未来随着市场化机制的逐步完善,电力的商品属性或将不断体现,电价将由供需关系和燃料成本共同决定。综合来看,我们判断2020年火电市场化电量比例有明显提升,全年综合电价同比可能有0.5-0.75分钱左右小幅下降。今年2月份市场煤价受疫情影响煤矿复工而有所反弹,但随着全国煤矿完全复产叠加进口煤提升明显,煤价目前已回落至538元/吨,一季度均价同比有望下降45~50元/吨。即使考虑一季度火电利用小时受用电需求影响有80小时左右的下降,我们认为以公司为首的主流火电企业2020Q1业绩仍有望持稳改善,即煤价下跌完全可以对冲电量收窄和电价微降的影响。 公司当前PB仅为0.7倍,已处于历史估值底部;归母净利润在扣除永续债付息后,EPS为0.29元,PE为10.9倍;每股红利为0.146元,分红比例达50.29%,对应股息率为4.6%,低估值高股息的属性十分明显。考虑到2020年煤价有望进一步回落,公司业绩仍将持续改善。我们预计公司2020年-2022年营业收入分别为928.25亿元、999.15亿元、1030.25亿元,EPS分别为0.37、0.51和0.57元,维持“买入”评级。
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-03-27 3.17 3.65 2.82% 3.57 12.62%
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2019年盈利接近翻番,符合预期:根据年报,公司2019年实现营业收入936.5亿元,同比增长4.86%;归母净利润为34.1亿元,同比增长97.4%;每股收益为0.29元。公司业绩符合预期。公司分红比例增至50%,每股分红0.146元,按照最新收盘价,股息率为4.6%。 新装机推动发电量提升,综合电价提升、煤价下行及管理费用下降等多因素驱动业绩好转:根据公告,2019年公司控股机组完成发电量2151.1亿千瓦时,同比上涨1.8%;售热量完成1.24亿GJ,同比增长13.7%,增长主因是新投产机组。2019年公司机组的平均上网电价为414.5元/兆瓦时,同比增长1.16%,主要得益于市场电折扣收窄、增值税率下调以及新投产的气电和风电机组上网电价较高等因素。成本端,在煤价下行背景下,煤电机组的单位燃料成本持续下降。公司管理费用和财务费用也有所下降,2019年公司管理费用和财务费用分别为17.2亿元和51.9亿元,同比减少8.9%和3.2%。度电煤耗进一步下降,2019年供电煤耗为295.3克/千瓦时,同比降低3.9克/千瓦时。电价、煤价及利用小时数等多因素助推公司盈利高增。减值方面,公司对文汇公司探矿权计提减值4.5亿元,对收购坪石公司计提商誉减值1.1亿元,计提信用减值1.2亿元,合计计提减值准备事项6.75亿元,对归母净利润的影响约4.5亿元。 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%。公司旗下火电机组分布较多的省份(湖北、安徽等)电力供需格局较好,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。随着新机组的陆续投产,公司装机结构持续优化,清洁能源发电占比进一步提高。同时,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。 煤价有望步入下行通道,看好公司盈利的持续修复。电煤供需格局持续改善。根据国家统计局数据,2020年1-2月,全国原煤产量为4.9亿吨,同比下降6.3%。其中,内蒙古、山西和陕西三省区合计产量为3.4亿吨,占全国原煤产量的69%,依次为1.3亿吨、1.3亿吨和0.8亿吨,同比增速分别为-14.1%、-5.6%和+10.5%。根据海关总署数据,2020年1-2月,我国进口煤及褐煤6806万吨,同比增长33.1%。根据中电联数据,2020年1-2月,全国规模以上电厂火电发电量7807亿千瓦时,同比下降8.9%。中长期来看,随着煤炭产能的陆续释放,未来两年煤价有望持续稳定在绿色合理区间,不排除阶段性跌破500元的可能。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。 火电龙头优势尽显,多角度看好华电国际。一方面,考虑到去年同期煤价处于高位,今年燃料成本下行大概率抵消利用小时数下滑的影响,一季度业绩有望实现正增长。另一方面,在政府严控新增装机的背景下,公司在建项目较少,主要包括天津煤电(51万千瓦)、汕头火电及部分在建风电(约170万千瓦)项目,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。同时,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0.70,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,配置价值凸显。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价3.8元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为3.0%、4.0%、3.0%,净利润分别为39.3亿、45.3亿、50.7亿元,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 2020-03-27 3.17 -- -- 3.57 12.62%
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事件:华电国际发布2019年年报。2019年公司实现营业收入937亿元,同比增长4.9%(经重述);归母净利润34.1亿元,同比增长97.4%(经重述),增速符合业绩预告区间(90-110%)。 新增机组推动电量增长,市场化比例提升:2019年以来,公司新投产装机约666万千瓦,其中包括莱州公司(200万千瓦)、芜湖公司(100万千瓦)等发电机组。受益于新增机组的电量贡献,公司2019年发电量2151亿千瓦时,同比增长1.8%(经重述)。我们测算公司2019Q4发电量569亿千瓦时,同比增长4.0%,环比微降0.4%。公司2019年市场化电量占比53.7%,同比增长10.1个百分点(经重述)。我们测算2019Q4市场化电量占比59.2%,季度环比增加2.7个百分点。 季度盈利好转,静态股息率可观:公司2019年平均上网电价约0.414元/千瓦时,同比增长1.2%(经重述)。我们测算公司2019Q4平均上网电价0.417元/千瓦时,季度同比提升1.2%、环比增长1.2%。此外,2019Q4市场煤价仍处于下行区间,有利于燃料成本改善。公司2019Q4毛利率15.3%,季度同比、环比分别提升3.7个百分点、1.5个百分点;在计提减值的情况下(资产减值损失7.8亿元)2019Q4归母净利润8.9亿元,季度同比、环比分别增长477%、5.3%。此外,公司拟2019年每股派息0.146元,按当前股价计算华电国际(A)、华电国际(H)的静态股息率分别为4.6%、7.7%,股息回报可观。 盈利预测与投资评级:根据公司2019年业绩及煤价变化,上调2020、2020年的预测净利润至38.9、46.7亿元(调整前分别为36.3、41.7亿元),新增2022年的预测净利润53.0亿元。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8.0、6.7、5.9倍;当前股价对应华电国际(H)的PE分别为4.8、4.0、3.5倍。公司估值具备安全边际,维持华电国际(A)“买入”评级,维持华电国际(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 2020-03-27 3.17 -- -- 3.57 12.62%
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2019年归母净利 34.07亿元,同比增长 97.44% ;分红比例 42.27% ,创历史新高 公司发布 2019年年报,全年实现营业总收入 936.54亿元,同比增长 43.41亿元或 4.86%;营业成本 804.82亿元,同比增长 22.01亿元或 2.81%;归母净利 34.07亿元,同比增长 16.81亿元或 97.44%。经营活动产生的现金流量净额 213.77亿元,同比增长 18.84%。基本每股收益 0.29元;加权平均净资产收益率 6.46%,同比提高 2.77个百分点。分红略超预期,预案为每股派发现金红利 0.146元,对应当前股价的股息率为 4.63%;分红金额占净利润比例为 42.27%,该比例为公司上市以来最高水平。 发电量增加、煤价下降及增值税率调整共同推动业绩大幅增长 受益于新增机组的电量贡献,2019年公司累计发电量为 2151.09亿千瓦时,同比增长 1.84%;上网电量完成 2014.37亿千瓦时,同比增长 2.09%。 公司全年市场化交易电量为 1081.8亿千瓦时,交易电量比例为 53.7%,同比增加 10.1个百分点。2019年公司平均上网电价为 414.49元/兆瓦时,同比增长 1.16%。在市场电占比明显扩大的同时,电价仍保持增长,我们认为市场化交易趋于理性,折价水平同比收窄。此外,19年 4月起,增值税税率从 16%降低至 13%,除税电价将因此明显提升,据我们测算,Q1至 Q4单季度除税上网电价分别同比增长约 1.5%、5.8%、5.4%、3.8%。 2019年公司营业成本 804.82亿元,同比增加 2.81%,主要原因是新投产机组的影响。燃料成本为 459.50亿元,虽同比增加 0.79%,但考虑到发电量和供热量均明显增长,我们判断单位燃料成本同比下降。2019年公司资产减值损失为 7.82亿元,同比增加约 545.15%,主要原因是对采矿权及商誉计提减值准备。 看好煤价下行驱动业绩持续改善,现金流充沛、高股息彰显投资价值 公司的火电机组质量远高于全国平均水平,90%以上是 300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组,其中 600兆瓦及以上的装机比例约占 60%。单位能耗较低,在节能发电调度中竞争力较强,在行业中始终保持领先水平。 2020年一季度的二、三产业用电需求因受疫情影响预计会有显著下滑,全国 1-2月用电量同比下降 7.8%。但我们认为负面影响主要集中于一季度,随着近期各行业生产运行逐渐复苏,部分之前被压抑的用电需求(主要是工业用电需求)有望在年内剩余月份形成一定的补偿效应。另外,近期山东等地明确了延长供暖的时间,有望对公司一季度业绩形成一定支撑。整体判断,我们预计公司 2020年发电量有望同比持平或小幅增长。 我们预计燃料成本的改善将成为 2020年公司业绩增长的主要动力。全国及山东省的电煤价格指数自 2019年 1月起呈持续下行态势,全国指数2020年 1月同比下降 6.05%,山东省指数 2020年 1月同比下降 11.07%。 当前动力煤价格较前期高点虽有一定幅度下调,但仍运行于高位,我们预计中短期内动力煤走势仍将偏弱,有望成为公司释放业绩弹性的关键要素。 : 盈利预测:我们预计公司 2020-2022年归母净利分别为 40.83、46.29、51.23亿元,对应 EPS 为 0.41、0.47、0.52元/股,对应 PE 分别为 7.6、6.7、6.1倍,对应 PB 分别为 0.63、0.59、0.56倍。维持“推荐”评级。 风险提示:新冠肺炎疫情持续时间超预期;电价下降超预期;煤价下降幅度不及预期
华电国际 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-27 3.20 -- -- 3.45 7.81%
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事件描述 公司发布2019年电量及上网电价公告:2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,比上年同期重述后数据增长1.84%;平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%。 事件评论 新增机组贡献带动电量同比增长,平均电价提升有望提亮营收表现。2019年公司累计发电量为2,151.09亿千瓦时,同比增长1.84%(经重述,下同)。在全国用电需求增速放缓,火电利用小时下滑的情况下,公司发电量得以实现同比增长的主因系新增机组的增量贡献显著。根据公司半年报、机组投产以及收购湖北华电武昌热电的公告,2019年已披露的新增装机规模达到596.01万千瓦。2019年公司市场化交易电量约为1,081.8亿千瓦时,占比为53.7%,较上年同期的43.6%提升10.10个百分点,市场化比例进一步提升。虽然电价相对偏低的市场电占比提升,但公司全年平均上网电价为414.49元/兆瓦时,较上年同期重述后数据增长1.16%,主因或系电量的电源与地区结构变化以及市场电折价幅度同比收窄。综合来看,2019年公司发电量在全国利用小时下降的情况下实现逆势增长、平均电价在市场电占比持续扩大的情况下实现同比提升,公司全年电力业务收入增长可期。 煤价中枢持续回落,盈利能力加速修复。从成本端来看,2019年我国市场煤价中枢稳步下移,公司煤电装机较为集中的山东地区全年电煤价格指数平均值为559.98元/吨,相较上年同期降低45.33元/吨,同比降幅达到7.49%,降幅超过全国平均水平。当前时点,我们认为火电业绩改善重点已转移至成本改善,同时公司自身产能扩张将助盈利加速修复。公司业绩预告披露,2019年公司预计实现盈利32.8亿元至36.3亿元,同比增长90%-110%。 投资建议与估值:基于公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测:预计公司2019-2021年EPS分别为0.34元、0.47元和0.55元,对应PE分别为10.56倍、7.80倍和6.61倍。考虑到公司当前盈利能力有望持续回升,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.电力供需环境恶化风险;2.煤炭价格出现非季节性上涨风险。
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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