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内蒙华电
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电力、煤气及水等公用事业
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2020-05-04
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事件概述 2020年4月28日,公司发布2019年年度报告:公司2019年实现营业收入144.77亿元,同比增长5.34%;其中:电力产品销售收入实现131.19亿元,同比增长5.45%;供热产品销售收入实现2.97亿元,同比增长12.34%;煤炭销售收入实现9.63亿元,同比增长6.53%。归属于上市公司股东的净利润11.04亿元,同比增长41.07%;基本每股收益0.17元,同比增长30.77%。 公司发布2020年一季度报告,报告期内实现营业收入33.38亿元,同比上涨6.19%;实现归属于上市公司股东净利润1.28亿元,同比下滑27.51%。基本每股收益0.018元。 分析判断: 蒙西市场表现亮眼,公司业绩超预期。公司成立以来,主要以火力发电、供热为主。公司的全部发电资产均位于内蒙古自治区境内,为内蒙古自治区大型独立发电公司之一。截止2019年12月31日,公司可控装机容量1,237.6万千瓦,所发电量除了保证内蒙古自治区外,还向华北、京津唐等地区输送,为内蒙古自治区及我国社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障。目前,公司在蒙西电力市场的份额约为10%左右;在京津唐电力市场的份额约为7%左右。受益于蒙西地区总体负荷增长较快及公司控股的内蒙古和林发电有限责任公司两台机组8月份投产等因素的影响,公司2019年完成发电量553.50亿千瓦时,同比增长4.08%;完成售电量511.74亿千瓦时,同比增长4.33%;实现平均售电单价256.37元/千千瓦时(不含税),同比增加2.73元/千千瓦时(不含税),同比增长1.08%;完成售热量1270万吉焦,同比增加89万吉焦,同比增长7.46%。2019年平均发电利用小时为4,827小时,比上年同期略降5小时。其中:蒙西地区火电平均利用小时为5,308小时,比上年同期增加587小时,增长12.43%,蒙西市场表现亮眼,目前电力供应还处于偏紧状态;外送华北地区火电平均利用小时为4,842小时,比上年同期减少621小时,下降11.37%,一方面在于公司外送华北机组2019年检修时间较长,另一方面外送京津唐电网沿线特高压配套电源大幅度增加,网内存量火电机组发电空间受到挤压;新能源项目平均利用小时为1,887小时,比上年同期减少113小时,下降5.65%。 收购并购察尔湖5万千瓦光伏项目,资产规模扩大。公司近年以来,通过处置低效无效资产、并购优质新能源项目以及魏家峁煤电公司、和林发电公司全面投产,使得公司产业布局不断完善,已经形成了跨区域送电、煤电一体化以及新能源与常规能源并重的良好发展格局。2019年,公司控股的和林发电公司132万千瓦发电机组投产,完成并购察尔湖5万千瓦光伏项目,年末发电装机容量1,237.60万千瓦,同比增加137万千瓦时,增长12.45%;年末资产总额446.09亿元,同比增长3.83%;负债总额271.03亿元,同比增长2.23%;资产负债率60.76%,同比下降0.95个百分点。报告期,公司根据减值测试结果,计提坏账准备及各类资产减值准备共计2.73亿元,进一步夯实了经营基础。 增资乌达莱公司475兆瓦风电项目,有望拉动风力板块表现。锡林浩特乌达莱475MW风电项目于2019年4月开工建设,年内已完成工程进度59.3%,计划2020年实现项目完工并投产运行。预计项目投产后,受益于优质风力资源,项目风机利用小时数有望超过3000,所发电能可通过锡盟-泰州特高压实现外送,公司年内又通过旗下全资子公司龙源风电间接持有乌达莱风电60%控股权,此次追加注资5.74亿元,该项目将成为风电板块新的增长点,将进一步增强公司的核心竞争力。2019年年末公司又成功收购察尔湖光伏项目,为公司的转型发展和结构调整提供了便利条件。 一季度公司业绩下滑明显,二季度预计情况有所改善。公司一季度营收实现营业收入33.37亿元,同比增长6.19%,实现归母净利1.28亿元,同比减少27.51%。主要原因在于受疫情影响,公司煤炭外销量同比降低44.19%,而销售单价下滑明显,销售平均单价完成276.22元/吨(不含税),同比减少29.63元/吨(不含税),同比降低9.69%,造成公司煤炭销售板块营收下滑。而内蒙区域动力煤平均坑口结算价格为221.94元/吨,较2019年四季度(下称环比)上涨4.50%,较2019年一季度(下称同比)上涨3.31%。公司电煤单价完成399.27元/吨,比上年同期增加47.41元/吨,造成了燃料成本的增长,影响了发电板块的利润率。好在内蒙古区域动力煤平均坑口价格在3月中旬达到最高值后已经开始回落,3月下旬回落至224.49元/吨,较3月中旬下降2.03%,二季度坑口动力煤价格有望继续回落,公司发电板块盈利情况有望得到改善。 投资建议 2019年营收同比稳步增长,在蒙西地区负荷需求保持一定增速的情况下,公司未来业绩有望得到持续支撑。一季度内蒙古区域动力煤平均坑口价格同比上涨3.31%,好在3月下旬价格已经回落,二季度坑口动力煤价格有望继续下降。同时公司通过收购增资等方式,不断扩大资产规模和发电装机容量,预计在成本下降和发电规模提升的前提下,公司业绩将进一步上升,我们之前预测2020-2021年营业收入为149.66亿元、154.45亿元,现我们上调公司营业收入,增加2022年预测。预计2020-2022年的营业收入分别为155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元,同比增速分别为7.5%、5.6%和2.6%;归母净利润分别为14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元,同比增速分别为33.0%、34.3%和21.0%,对应EPS分别为0.25、0.34、0.41元/股,对应PE分别为10、8、6倍。维持“增持”评级。 风险提示1)受疫情影响,社会用电量需求下滑,发电量不及预期;2)煤炭价格事件性上涨,燃料成本上涨;3)火电售电单价继续下滑;4)新项目进度滞后于预期。
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内蒙华电
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电力、煤气及水等公用事业
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2020-02-07
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2.70
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11.11% |
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事件: 公司发布实控人增持计划。公司公告实控人华能集团通过旗下华能结构调整基金2月4日增持公司股份0.344%,成交金额4867.19万元。同时,华能结构调整基金拟在未来6个月内,在不低于2亿元、不超过4亿元(含本次增持)范围内继续增持公司股份。 公司发布2019年经营数据。公司1月下旬发布2019年经营数据,全年完成发电量553.49亿千瓦时,同比增加21.69亿千瓦时,同比增长4.08%。 投资要点: 蒙西消纳机组发电量如期增长,和林电厂投产发电贡献增量。公司全年发电量同比增长4.08%,高于前三季度增速的3.88%。其中,蒙西消纳机组全年发电量同比增长20.83%,高于前三季度的20.15%,主要受益于公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂4个月实现发电量27.26亿千瓦时,折合利用小时数2065小时,产能利用率爬坡迅速。除和林电厂外,其他蒙西消纳机组发电量亦保持高速增长,我们持续强调当前我国电力整体格局为供需区域分化,蒙西地区受益钢铁、有色等高耗能产业持续引进,用电需求持续领跑全国。同时,在2020年新电价机制下,我们判断供需格局持续向好的区域电价风险较低。目前蒙西火电机组市场化交易比例已接近70%,交易折价基本达到发改委规定的折价上限,蒙西机组综合上网电价无下行风险,长期看存在上行空间。 外送华北机组发电量受检修拖累,2019年为外送机组盈利低点。公司2019年外送华北机组全年发电量同比减少10.82%,略大于前三季度的10.68%。细分来看,四季度外送机组发电量下滑主要受上都第二电厂拖累,上都第一及魏家峁电站发电量降幅均有所收窄。外送机组发电量下滑系机组、线路检修以及区域外机组及集中投产等多方面因素所致,预计2019年外送机组处于盈利低点。 大股东增持体现大股东信心,高分红率承诺彰显配置价值。华能集团此次增持为第二轮增持,上一轮增持为2019年2月-8月,华能集团通过旗下华能结构调整基金累计增持公司股份1.85%(成交金额3.11亿元)。此次拟增持金额范围为2亿-4亿元,在当前股价处于低位时已完成近5000万元,彰显大股东对公司长期发展的信心。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.4%,配置价值凸显。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为11.13、13.14和16.48亿元(调整前分别为14.09、17.80和20.25亿元),当前股价对应PE分别为13、11和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。
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内蒙华电
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电力、煤气及水等公用事业
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2019-11-06
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2.68
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3.33
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2.77
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电价下降煤价上涨,Q3 业绩略低于预期;公司承诺不低于70%分红,预计2019 年股息率有望达到5%。 投资要点:[lT abl投e_资Su建mm议a:ry]维 持2019-2021 年EPS预测为0.23、0.26、0.27 元,考虑到公司分红比例较高,给予2019 年略高于行业平均的18 倍PE,维持目标价4.14 元,维持“增持”。 事件:公司发布三季报,2019Q3 营业收入37.2 亿元,同比增长4.2%;归母净利2.7 亿元,同比增长10.6%。业绩略低于预期。 Q3 电量增电价降,营收同比增长4.2%。Q3 上网电量139.7 亿千瓦时,同比增长6.2%。1)蒙西增长13.2 亿千瓦时(+19.8%):和林发电2 台60 万千瓦机组于8 月份投产,贡献7.2 亿千瓦时;同时蒙西地区负荷增长较快,蒙西机组利用小时提升;2)华北下降4.9 亿千瓦时(-7.5%):其中魏家峁电量下降4.3 亿千瓦时。电价方面,Q3 电价同比下降1.3%,主要由于电量的结构性变化。1)高电价的上都电厂电量减少(上都电价最高,超过3 毛);2)魏家峁临时结算电价调整(今年的临时结算电价比去年低);3)蒙西地区电价上升。 燃料成本上涨导致毛利率下降,2019 年股息率有望达到5%。Q3 营业成本同比增长9.1%,高于营收增幅4.2%,原因是公司燃料成本上涨,主要由于上都电厂煤价上涨(上都附近陆续有电厂投产,导致当地煤炭供需形势发生变化),蒙西区域电厂的煤价保持稳定。受电价下降与煤价上涨影响,公司Q3 毛利率同比下降3.6 个百分点,毛利同比减少0.98 亿,但由于少数股东损益同比减少,Q3 归母依旧实现正增长。预计2019 年归母净利有望超过13 亿元,按照公司承诺的不低于70%分红计算,2019 年股息率有望达到5%。 风险提示:用电需求不及预期,煤价差预期上涨
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内蒙华电
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电力、煤气及水等公用事业
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2019-11-04
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事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入104.72亿元,同比增长5.67%;实现归母净利润10.11亿元,同比增长87.89%,略低于申万宏源预期的10.4亿元。 投资要点: 蒙西机组发电量继续高增长,直送华北机组发电量受检修拖累,导致公司三季度业绩略低于预期。公司前三季度合计发电量达408.09亿千瓦时,同比增长3.88%,其中,蒙西地区机组发电量同比增长20.15%,与上半年的20.59%基本持平,主要受益于蒙西地区为钢铁、有色等高耗能产业转移主要基地,用电需求持续保持高增速,内蒙古前三季度累计用电增速达10.57%,增速位居全国前三。前三季度直送华北机组受机组、线路检修以及区域外机组及集中投产影响,利用小时数有所下滑,公司前三季度外送华北电量同比减少10.68%,较上半年的-12.1%略有收窄,主要系上都电厂检修接近尾声,而魏家峁电站三季度检修时间延长,发电量降幅扩大,对业绩有所拖累。此外,公司三季度计提3711万资产减值损失,主要系子公司海勃湾电力股份减值,进一步拖累整体业绩表现。 投资收益同比大幅增长,参股机组受益大幅改善。公司前三季度投资收益同比增加3.47亿元,其中公司大唐托克托电站(持股15%,仅分红时计投资收益)今年提前分红2.34亿元,剔除该影响后公司前三季度投资收益仍同比增加1.03亿元,其中三季度单季同比增加0.48亿元。公司参股机组主要位于蒙西地区,结合内蒙古电力供需格局以及公司蒙西机组电量、电价情况,我们判断公司参股机组有望实现量价齐升,盈利能力显著回升。 和林电厂投产发电,乌达莱风电项目全面开建。公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂三季度实现发电量7.54亿千瓦时,折合利用小时数571小时,产能利用率爬坡迅速,后续有望持续贡献业绩增量。公司8月底披露向乌达莱风电项目公司增资5.74亿元.,目前乌达莱475兆瓦风电项目已全面进入安装阶段。项目通过锡盟-山东特高压线路外送,盈利能力可观,预计投产后显著提升公司风电板块装机规模。 供需分化背景下继续看好公司业绩释放,高分红率承诺彰显配置价值。当前我国电力基本格局为供需区域分化,我们判断在2020年新电价机制下,供需向好的地区电价下调风险极低,期待公司蒙西机组业绩持续改善、外送华北机组线路检修结束后盈利修复。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.7%。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为14.09、17.80和20.25亿元(调整前分别为15.37、18.64亿元和20.33亿元),当前股价对应PE分别为12、10和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,我们预计2019年股息率有望高达5.7%,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。
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