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内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-11-15 4.45 -- -- 4.48 0.67%
4.53 1.80% -- 详细
电价下降致营业收入有所降低,煤炭业务和投资收益带动归母净利润提高。 2024年前三季度公司实现营业收入165.83亿元,同比降低2.36%,主要系公司前三季度发电量及售电单价同比下降所致;实现归母净利润24.69亿元,同比提高13.08%;实现扣非归母净利润24.05亿元,同比提高11.04%,主要系前三季度煤炭外销量同比增长,煤炭产量和平均销售单价稳中有升,以及投资净收益实现3.40亿元所致。 电力业务量价承压。2024年前三季度,公司合并口径累计完成发电量451.03亿千瓦时,同比下降1.77%;完成上网电量417.82亿千瓦时,较上年同期下降1.85%,发、售电量同比下降主要系外送华北电网减少所致;市场化交易电量407.82亿千瓦时,占上网电量比例为97.61%,较上半年提高0.62pct,较上年同期提高0.47pct。电价方面,公司前三季度实现平均售电单价334.78元/兆瓦时(不含税),同比降低11.93元/兆瓦时或3.44%,降幅较上半年的18.78元/兆瓦时有所收窄。 煤炭业务稳健发展。2024年前三季度,公司煤炭产量实现1055.60万吨,同比增长2.34%,增速较上半年的0.94%有所提高;煤炭外销量实现522.93万吨,同比增长10.67%,外销量占比49.5%,同比提高但较上半年有所下降。公司煤炭销售平均单价完成413.29元/吨(不含税),同比增长12.38元/吨或3.09%,较上半年平均单价下降3.50元/吨,但涨幅较上半年的1.54元/吨有所扩大。 风险提示:煤价波动、煤炭供需形势变化、电价下调、风光项目建设不及预期、政策变化。 投资建议:调整盈利预测,维持“优于大市”评级。综合考虑公司电力业务量价承压、煤炭平均售价提高和基建投资支出减少等因素的影响,预计2024-2026年公司归母净利润分别为25.2/28.7/31.7亿元(原为25.3/27.3/29.6亿元),同比增速26%/14%/10%;每股收益0.39/0.44/0.49元,对应当前PE分别为11.6/10.2/9.2x,维持“优于大市”评级。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-11-04 4.50 -- -- 4.62 2.67%
4.62 2.67%
详细
事件: 公司披露 2024年三季度报告, 2024Q3公司实现营业收入 58.1亿元, 同比下滑 1.22%, 实现归母净利润 7.02亿元, 同比增长 0.19%, 低于我们的预期。 投资收益下滑导致利润增速较低, 剔除这一影响净利润增速 7.5%。 2024年 Q3公司实现投资收益 0.56亿元, 较去年同比减少 0.63亿元, 预估主要为参股公司支付的股利收入减少( 今年体现在 Q2中) , 剔除这一影响, Q3公司净利润同比增长 7.5%。 煤炭产量小幅提升, 存量新能源电量下滑明显。 1) 火电: 2024Q3公司火电发电量160.1亿千瓦时, 同比下滑 5%, 其中蒙西火电实现发电量 92.8亿千瓦时, 同比下滑 9.2%, 预计主因内蒙地区新能源装机增速较快压低火电出力, 外送华北火电实现发电量 67.3亿千瓦时, 同比增长 2.7%, 在电价端, 前三季度公司上网电价 0.3348元/千瓦时, 同比下降 1.2分/千瓦时, 电价下降幅度较上半年有所收窄( 上半年电价下降 1.9分/千瓦时) ; 2) 煤炭端: Q3实现煤炭产量 372.7万吨, 同比增长 17.8万吨, 其中外销量 170.9万吨, 同比增长 10.9万吨, 自供量 201.8万吨, 同比增长6.9万吨, 前三季度煤炭销售单价 413.3元/吨, 同比增长 12.38元/吨, 增幅高于上半年( 上半年煤炭销售单价同比增长 1.5元/吨) ; 一方面煤炭自供量的增长能够降低外购煤炭成本, 一定程度上抵消了电量下滑给火电带来的影响, 另一方面煤炭外销量的增长使得公司煤炭利润有所提升; 3) 新能源: Q3公司实现新能源发电量 6.1亿千瓦时, 同比增长 4.9%, 主因聚达项目、 丰川项目陆续投产, 实际上 Q3风况资源偏差, 测算存量项目 Q3风电发电量下滑 22%, 预估影响利润大约 0.34亿元。 公司承诺分红率 70%, 24年股息率 5.6%。当前公司魏家峁露天煤矿生产能力由 1200万吨/ 年核增至 1500万吨/ 年, 煤炭自供率达到 60%, 煤炭一体的盈利稳定性进一步增强, 为分红稳定奠定基础。 2021年 4月, 公司发布公告明确 2022-2024年现金分红率不低于 70%。 2022-2023年均维持 70%的分红率, 假设 2024-2026年分红率维持 70%, 测算公司 2024-2026年股息率分别为 5.6%、 6.4%、 6.9%, 股息率价值凸显。 盈利预测与评级: 我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测分别为 24.76、 28. 12、30.1亿元, 同比增长率分别为 23.5%、 13.5%、 7.0%, 当前股价对应的 PE 分别为 12、 10、 10倍, 股息率水平较高, 继续维持“买入” 评级。 风险提示。 蒙西地区电价下降, 外送华北电量下降, 新能源回报率不及预期
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-10-30 4.61 5.28 26.62% 4.62 0.22%
4.62 0.22%
详细
3Q24煤炭-电力此消彼长,并表利润总额同比稳健提升;公司 3Q24自由现金流延续增长趋势,分红价值凸显。 投资要点: 维持“增持”评级:考虑到公司电力业务有望改善,维持 2024年EPS 0.40元,上调 2025~2026年 EPS 至 0.44/0.47元(原 0.43/0.46元),参考可比公司估值,给予 2025年 12倍 PE,上调目标价至 5.28元(原 4.95元),维持“增持”评级。 3Q24业绩略超预期。公司 1~3Q24营收 165.8亿元,同比-2.4%;归母净利润 24.7亿元,同比+13.1%。3Q24营收 58.1亿元,同比-1.2%; 归母净利润 7.0亿元,同比+0.2%,业绩略超我们预期。 煤炭-电力此消彼长,一体化优势显现。公司 3Q24上网电量 154.2亿千瓦时,同比/环比-4.2%/+18.5%;我们测算 3Q24平均电价 0.325元/千瓦时,同比/环比-0.3%/-1.4%。3Q24公司煤炭产量 372.7万吨,同比/环比+5.0%/+5.2%;外销占比 45.9%,同比/环比+0.8/-9.6ppts; 我们测算 3Q24平均煤价 406.1元/吨,同比/环比+8.9%/-2.5%。受益于煤电一体化产业链布局,公司 3Q24总体盈利稳健:3Q24公司毛利率 20.0%,同比-0.9ppts;剔除投资收益后,并表利润总额 8.7亿元,同比+5.3%。我们认为 3Q24并表利润总额同比增长主要与费用端控制有关:3Q24税金及附加 2.3亿元,同比-23.0%。 自由现金流持续好转,分红价值凸显。我们认为公司分红价值有望进一步提升:1)盈利稳定性向好:1~3Q24公司煤炭产量累计 1055.6万吨,同比+2.34%;随着魏家峁煤炭产能释放,公司煤电协同优势持续扩张。2)自由现金流提升:3Q24公司自由现金流 17.0亿元、同比+3.1亿元,延续增长趋势;参考公司在建工程进度(截至 3Q24末,公司在建工程 9.9亿元,同比-45.8%),公司资本开支强度下降,自由现金流仍存提升空间。3)承诺分红比例好于同业:据《未来三年(2022-2024年)股东回报规划》,2022~2024年公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可供分配利润的70%。 风险提示:电价低于预期,煤矿产量不及预期,减值超预期等。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-08-29 4.28 -- -- 4.57 6.78%
5.25 22.66%
详细
事件:公司2024年上半年实现营业收入107.69亿元,同比降低2.97%;归母净利润17.68亿元,同比增长19.17%;扣非归母净17.10亿元,同比增长17.45%;基本EPS为0.26元/股,同比增长18.18%。 点评:营收毛利同比增长,股利收入增厚业绩。主要由于煤炭销售收入同环比提升部分抵消售电收入同环比下滑,公司24Q2实现营收51.98亿,同比增长2.32%,环比下降6.71%,毛利率21.56%,同环比分别下降0.25、3.48pcts,实现毛利11.21亿,同比增长1.15%,环比下降19.67%。费用方面,受益于研发、财务费用率同比分别降低0.24、0.69pct,期间费用率同比下降0.88pct至1.61%,维持超低水平。此外主要受益于其他权益工具投资取得的股利收入1.5亿(大唐托克托发电公司及大唐托克托第二发电公司分别贡献0.91、0.59亿),公司24Q2营业利润/利润总额/净利润/归母净利润/扣非归母净同比分别增长28.23%/31.29%/35.89%/41.71%/41.07%。考虑到2019/2020年两参股公司贡献股利收入2.3/2.1亿,若其盈利持续修复,公司投资收益仍有提升空间。 电力盈利承压,绿电持续增长。24H1,电力实现营收89.74亿,同比下降5.6%,完成入炉标煤单价579.32元/吨,同比下降3.58%,平均上网电价同比下降5.23%,其中受蒙西电力市场交易情况影响(政策和结构),蒙西电网地区同比下降10.39%,公司实现毛利率17.95%,同比下降1.63%,其中24Q2实现营收42.93亿,同环比分别下降2.29%、8.30%,其中上网电量同比增长0.4%、环比下降2.5%,平均上网电价同比下降2.6%、环比下降5.9%。24H1末,公司控股在运新能源装机184.69万千瓦,占总装机比重升至13.94%,今年2月及7月,公司依托火电灵活性改造分别获取新能源资源48、96万千瓦,新能源装机有望持续增长。 煤炭量价齐升,毛利占比40%。24H1,煤炭实现营收14.67亿,同比增长13.08%,销售均价同比提升0.37%,毛利率68.71%,同比增长4.04pcts,毛利10.08亿,同比增长20.14%,占公司毛利比重40%以上,同比提升7.56pcts,煤电双主业格局日益明显。其中24Q2外销量及均价同比分别增长26.42%、3.54%,收入同环比分别增长30.90%、26.11%。 盈利预测:预计2024-2026年公司营业收入221.42/224.15/225.32亿元,归母净利润25.80/28.44/29.74亿元,EPS0.38/0.42/0.44元,对应PE11.26/10.14/9.66倍,维持“买入”评级。 风险提示:国内外宏观形势变化超出预期,燃料成本回落不及预期,利用小时与电价不及预期,盈利预测与估值模型不及预期。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-04-30 4.53 -- -- 4.70 3.75%
4.87 7.51%
详细
事件 : 内蒙华电发布 2023年报及 2024年一季报, 2023年全年公司实现营业收入 225.25亿元, 同比-2.34%, 归母净利润 20.05亿元, 同比+13.44%。 2024Q1实现营业收入 55.72亿元, 同比-7.43%, 归母净利润 8.88亿元, 同比+2.96%。 此外, 公司 2023年预计对应税前分红金额为 12.07亿元。 结合公司经营数据,我们点评如下: 煤电: 煤矿产能释放改良公司成本结构, 负荷承压影响煤电利润释放。 公司2023年全年负荷端面临压力, 全年完成上网电量 562.71亿度, 同比-0.61%,其中蒙西、 华北地区电厂(含绿电) 分别完成送电 347.61、 213.45亿度, 分别同比+4.78%、 -8.18%, 两者综合上网电价则分别降低 0.0373、 0.00167元/度, 综合售电收入分别同比-5.54%、 -8.62%。 成本端的改善幅度较大, 公司综合燃料成本同比-12.62%至 104.47亿元, 度电燃料成本 0.1976元, 同比降低 0.027元, 其改善一方面源自魏家峁煤矿产能释放提升公司整体煤炭自给率, 自产低价煤大幅降低公司燃料成本, 其二在于市场综合煤价的下行。 因此, 公司电厂盈利情况分化较大。 2024Q1公司上网电量、 上网电价分别同比-1.13%、 -7.42%, 负荷侧继续承压, 整体压低公司营收, 且煤炭单季度产销量总体持平 2023年, 故成本改善源自于外购煤部分降价。 煤炭: 产能扩张同步提高煤炭自给率与对外销量, 全年销售毛利同比+51.24%至 16.53亿元。 2023年公司完成煤炭产能核增 300万吨/年, 提升产能至 1500万吨/年, 带动公司实际全年煤炭产量同比+52.09%增长至 1326.17万吨, 对外销量同比+64.09%至 622.18万吨。 公司单吨对外收入 402.11元, 同比-12.71%, 煤炭外销成本 8.48亿元, 外销量提升摊薄煤矿固定成本, 对应单吨营业成本为136.22元/吨。2024Q1公司煤炭产销量分别同比-0.12%、-0.97%,综合售煤价格同比-2.55%。 投资建议: 维持“增持”评级。 公司资产负债率出现快速下行叠加稳定的经营结构。 我们调整公司 2024-2026年归母净利润预测分别为 25.09、 28.05、 31.70亿元, 分别同比+25.1%/+11.8%/+13.0%, 对应 4月 26日收盘价 PE 估值分别为 11.7x、 10.4x、 9.2x, 公司归母净利润扣除法定盈余公积与永续债利息后分配当年可供分配利润的 70%, 预计对应 12.07亿元, 对应同日收盘价股息率为 4.12%。 风险提示: 动力煤价格大幅上行、 原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、市场化交易导致电价波动风险、 宏观经济风险
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-04-29 4.53 -- -- 4.70 3.75%
4.87 7.51%
详细
事件:1)公司发布2023年年报,2023年公司实现营业收入225.3亿元,同比下降2.34%,实现归母净利润20.1亿元,同比增长13.4%,主因2023年公司计提资产减值6.2亿元,如将减值加回,公司归母净利润约25亿元,符合我们的预期。2)公司发布2024年一季度报告,2024年一季度公司实现营业收入56亿元,同比下降7.4%,实现归母净利润8.9亿元,同比增长3%,略超我们的预期。3)公司发布2023年利润分配公告,2023年公司计划分配现金红利0.185元/股(含税)。 2023年煤炭产量高增,煤电度电盈利提升,公司利润大幅增长。在电力方面,2023年公司实现发电量607.15亿千瓦时,同比下降0.59%,其中华北火电发电量216.2亿千瓦时,同比下滑8.4%,蒙西火电发电量356.3亿千瓦时,同比增长4.7%,新能源发电量34.7亿千瓦时,同比增长0.5%。2023年公司实现销售电价0.344元/千瓦时(不含税),同比下降6.23%(0.023元/千瓦时),其中蒙西地区售电均价0.3414元/千瓦时,同比下降9.85%,外送华北火电电价预估基本稳定。在煤炭方面,2023年公司完成煤炭产量1326.2万吨,同比增长52.1%,完成煤炭销售单价401.5元/吨(不含税),同比下降12.84%(59.16元/吨)。可以看出,公司利润增长主要来源于两个原因,一个煤炭产量大幅增长,二是煤炭采购成本下降幅度高于电价下降幅度,根据公司公告,2023年公司煤炭采购标煤单价为594.6元/吨,同比降低77.92元/吨,在售电单价同比下降22.87元/千千瓦时的情况下,公司度电边际贡献同比增加2.52%。 2024年一季度利润超预期,预计主因成本下降明显。2024年一季度公司实现火电发电量134.3亿千瓦时,同比下降1%,其中蒙西火电发电量87.3亿千瓦时,同比增长4.7%,外送华北火电发电量47亿千瓦时,同比下降10%,新能源电量10.1亿kwh,同比下降0.1%。公司一季度电价0.3506元/千瓦时,同比下降0.028元/千瓦时(不含税),主要由蒙西电价下降带来,根据蒙西市场化交易结果,预计蒙西电价下降超过10%,此外,公司一季度标煤采购成本587.81元/吨,同比下降43.14元/吨,由此测算单位外购燃料成本下降约0.013元/千瓦时,低于电价下降幅度,受此影响,市场普遍预期一季度盈利不够理想。我们分析公司一季度利润超出市场预期可能主要因为除燃料以外的其他成本下降明显。2024年Q1,在电价电量均下降明显的情况公司毛利率反而同比略有提升,从24.5%提升至25%,我们分析可能主要因为公司火电机组投产时间较早,部分机组可能折旧已经计提完毕,使得公司营业成本下降明显,除此之外,公司一季度延续2023年财务费用下降趋势,2024Q1财务费用同比下降0.4亿元,两大成本的下降抵消了电价下降带来的不利影响,使得公司盈利小幅提升。 煤电一体化经营盈利稳定性高,核增300万吨产能落地后盈利稳定性进一步增厚。2023年公司煤炭产量1326.2万吨,按照5000大卡计算,公司煤炭自供率(煤炭产量/测算用煤量)达53.7%,较2022年提高近10个百分点。2023年6月,公司魏家峁露天煤矿生产能力由1200万吨/年核增至1500万吨/年,如果核增完成,公司煤炭自供率将达到60%,煤炭一体的盈利稳定性进一步增强。公司规划2022-2024年现金分红率不低于70%,2023年公司计划分配现金红利0.185元/股(含税),占公司可供分配利润70.1%,对应2023年股息率4.2%。2024年公司盈利稳定性高,在分红率70%的情况下股息率5.2%。 盈利预测与评级:考虑到电价表现,我们下调公司2024-2025年归母净利润预测分别为24.8、28.1亿元(调整前分别为26.24、29.37亿元),新增2026年归母净利润预测30.1亿元,同比增长率分别为23.5%、13.5%、7.1%,当前股价对应的PE分别为12、10、10倍,当前估值水平较低,假设2024-2026年分红率维持70%,公司股息率分别为5.2%、6%、6.5%(股息率=(归母净利润-提取盈余公积-永续债利息)。 70%/当前市值),股息率价值凸显,继续维持“买入”评级。 风险提示:公司电价下降幅度超出预期,新增煤炭产能投产进度不及预期
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2024-04-29 4.42 4.95 18.71% 4.70 6.33%
4.87 10.18%
详细
1Q24 公司成本、费用双重改善,少数股东损益减少增厚业绩;盈利稳定性抬升,分红价值凸显。 投资要点:维持“增持”评级:考虑到电价下滑影响,下调 2024~2025 年 EPS 至0.36/0.43 元(原值 0.43/0.46 元),给予 2026 年 EPS 0.46 元。基于可比公司估值情况,考虑到公司盈利稳定性提升、分红价值突出,给予2025 年 12 倍 PE 估值,上调目标价至 5.16 元,维持“增持”评级。 1Q24 业绩符合预期。公司 1Q24 营收 55.7 亿元,同比-7.4%;归母净利润 8.9 亿元,同比+3.0%,业绩符合预期。 成本、费用双重改善,少数股东损益减少增厚业绩。公司 1Q24 上网电量 133.5 亿千瓦时,同比/环比-1.1%/-2.6%;平均电价 0.351 元/千瓦时,同比/环比-7.4%/+4.5%。1Q24 公司煤炭产量 329 万吨,同比/环比-0.1%/+11.5%(外销占比 47.3%,同比/环比-0.4/-3.7 ppts);平均煤价 417 元/吨,同比/环比-2.5%/+2.8%。1Q24 公司营业利润 12.2 亿元,同比+0.4%;净利润 10.6 亿元,同比-1.1%,我们推测 1Q24 业绩提升主要由于:1)营业成本 41.8 亿元,同比-8.1%;2)财务费用率1.3%,同比-0.5 ppts;3)少数股东损益占比 16.3%,同比-3.3 ppts。 盈利稳定性抬升,分红价值凸显。公司煤电协同优势突出,伴随魏家峁煤炭扩产,叠加容量电价出台,我们认为公司盈利稳定性有望提升。 公司承诺分红比例好于同业,2023 年公司拟每股派息 0.185 元,占2023 年合并报表可供分配利润的 70.1%,符合 2022~2024 年股东回报规划(现金分红不少于可分配利润的 70%),分红价值凸显。 风险提示:电价低于预期,煤矿产量不及预期等。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2023-08-28 3.40 -- -- 3.59 5.59%
3.96 16.47%
详细
事件:公司发布2023年半年报,上半年实现营收110.99亿元,同比增长1.17%;实现归母净利润14.80亿元(扣非14.52亿元),同比增长26.66%(扣非增长25.34%);其中第二季度实现归母净利润6.19亿元(同比下降7.83%)。 盈利能力大幅提升,资产负债率下降明显上半年公司毛利率23.25%(同比+3.05pct),净利率15.65%(同比+1.92pct),ROE(摊薄)9.34%(同比+1.34pct),整体盈利能力同比大幅提升。期间费用率2.24%(同比-0.85pct),其中财务费用率1.95%(同比-0.96pct),成本控制能力良好。经营性净现金流26.54亿元(同比+13.55%),主要受益于煤炭销量及销售收入增加。截至上半年末,公司资产负债率47.80%(同比-3.49pct),资产负债率下降明显。 煤炭产销大幅增长提振业绩,电量及电价基本稳定上半年公司全力推进核增产能落地,煤炭产销量大幅增长,推动归母净利润高增长。上半年煤炭产量676.55万吨(同比+88.41%),煤炭外销量312.46万吨(同比+119.16%),煤炭销售均价415.25元/吨(不含税)(同比-13.81%)。上半年发电量285.56亿千瓦时(同比-1.58%),受蒙西电力市场交易情况影响,平均电价359.15元/千千瓦时(不含税)(同比-3.43%)。 煤炭产能核增至110500万吨,盈利稳定性进一步提升根据6月14日公司公告,经国家矿山安全监察局研究决定,同意魏家峁露天煤矿生产能力由1200万吨/年核增至1500万吨/年。魏家峁煤矿部分煤炭用于电厂自用和公司合并范围内销售,其余全部外销。按照2022年公司煤电发电量以及煤耗测算,核增完成后公司煤炭自给率将超过60%,进一步提升盈利稳定性并减少运输环节成本,煤电协同发展效应进一步增强。 十四五新能源目标110000万千瓦,22023--52025年复合增长率990%公司规划到十四五末,装机容量达到2000万千瓦,其中新能源装机比重达到50%(1000万千瓦),按照2023年上半年新能源装机144.62万千瓦测算,2023-2025年新能源装机复合增长率将达到90%,新能源建设有望进入加速期。公司将多措并举获取新能源资源,探索研究存量风电机组“以大代小”发展路径,投资建设火电机组灵活性改造配置的新能源项目,积极推进国有新能源项目并购工作。截至上半年末,在建38万千瓦光伏项目预计年内投产,同时已获得备案或核准的储备项目107万千瓦。e_Summary]】估值分析与评级说明预计公司2023-2025年归母净利润分别为27.94亿元、32.41亿元、37.22亿元,对应PE分别为7.9倍、6.8倍、5.9倍。首次覆盖,给予“推荐”评级。 风险提示:煤价超预期上涨;新能源开发进度不及预期;上网电价下调。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2023-08-25 3.43 -- -- 3.59 4.66%
3.96 15.45%
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事件:公司发布] 2023年半年报,实现营收 111亿元,同比增长 1.2%;实现归母净利润 14.8亿元,同比增长 26.7%;23Q2实现归母净利润 6.2亿元,环比下降 28.2%。 平均电价下滑 3%,压缩盈利空间。截至 2023H1,公司已投运装机容量 13GW,其中煤电装机容量为 11.4GW,在内蒙古电力市场份额较高,规模优势进一步凸显;2023H1,公司电力产品销售实现收入 95.1亿元,实现发电量 286亿千瓦时,蒙东/蒙西/华北发电量同比分别-8%/+1%/-6%;平均上网电价为 0.359元/千瓦时,同比下降 3%,标煤单价 601元/吨,同比下降 6%,电量电价下滑压缩利润空间。据中电联预测,下半年国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高,预计电力供需总体紧平衡,公司将是内蒙古自治区重要的电源支撑点。另外,公司上都发电厂“点对网”直送华北电源项目和蒙西至天津南特高压输变电工程外送项目具有跨区域送电的市场优势。 煤电协同优势突出,强力推进煤炭增产保供。2023H1,煤炭销售实现收入 13.0亿元,同比增长 88.9%。2023年 6月,魏家峁煤矿取得国家矿山安全监察局批复,煤矿生产能力由 1200万吨/年核增至 1500万吨/年,其中部分煤炭自用和公司合并范围内销售,其余全部外销,煤电协同效应进一步增强。2023H1魏家峁实现产量 677万吨,同比增长 88.4%,其中对外销量 312万吨,同比增长119%,平均销售价格为 415元/吨,同比下滑 14%。魏家峁产能核增释放增厚公司业绩,亦能减少成本端上行风险,增加公司自用/外销灵活度。 新能源转型步伐加快,项目储备丰富。公司顺应绿色低碳转型,不断推进新能源产业发展。截至 2023H1,公司在运新能源装机容量为 1.5GW,占已投运机组装机容量的 11.3%,其中风电/光伏装机容量分别为 1.4/0.1GW,在建光伏项目 0.4GW,已获得备案或核准的新能源项目 1.1GW;受益于内蒙地区新能源政策陆续出台,公司新能源转型步伐不断加快。 降本增效拓市场,大力开展效益调电。公司进一步突出营销龙头作用,全力增发抢发效益电。2023H1公司市场化交易电量 256亿千瓦时,占上网电量比例为96.5%;蒙西地区火电利用小时 2549小时,较去年同期增加 27个小时;魏家峁公司利用小时 2305小时,高于蒙西地区特高压外送平均利用小时。 同时,公司积极落实财税优惠政策,财务费用同比减少 1.0亿元(-31.7%),公司争取到 3年期能源保供专项贷款 5000万元,利率 1.75%,较同期 LPR利率下浮 190个基点,再创融资利率水平新优。 盈利预测与投资建议。预计公司 23-25年归母净利润分别为 32亿元/36亿元/42亿元,对应 23-25年 PE 分别为 7.0/6.2/5.3倍,维持“买入”评级。 风险提示:煤价电价波动风险,新能源发展或不及预期等。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2023-05-08 3.97 4.64 11.27% 4.33 4.34%
4.14 4.28%
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事件:公司发布 2022年年报,全年公司实现营业收入231亿元,同比增长21.4%;归母净利润17.6 亿元,同比增长256%。 上网电量增长显著,经营业绩向好。2022 年全年公司实现上网电量566 亿千瓦时,较上年同期增长6.5%。受交易电价政策影响,市场化交易占比提升,带动电价上涨,2022 年公司平均售电单价367 元/兆瓦时,同比增长18.7%,同比增加57.8 元/兆瓦时,市场化交易电量占上网电量的96.3%,较去年同期提高34.4pp,电力销售业绩保持增长。 煤炭生产高增,支撑公司维持高盈利。公司所属魏家峁煤矿取得国家矿山安全监察局批复,同意煤矿生产能力由600 万吨/年核增至1200 万吨/年,产能进一步释放。全年魏家峁煤矿煤炭产量872 万吨,同比增长22.8%;煤炭自用和内销209 万吨,外销380 万吨,自用内销比例低于外销比例,持续推进煤炭增产保供扩销。尽管电煤价格持续高位运行,公司持续发挥煤电协同优势,公司标煤单价完成673 元/吨,同比增加8.7%,仍显著低于同行标煤单价水平,支撑归母净利润同比增长256%。魏家峁煤炭产能释放加快,煤炭自用率提升,“煤电一体化+特高压外送”的模式在高煤价预期下保障公司火电具有成本优势,为公司电力主营业务贡献充足现金流。 风光项目开发潜力大,有望实现快速发展。截至年末,公司风电装机容量为137.6万千瓦,光伏发电装机容量7万千瓦,在建光伏项目38 万千瓦,已获得备案或核准的新能源项目107 万千瓦,新能源装机占比达11.3%。2022 年公司风电发电量为33.3 亿千瓦时,同比增长5.3%;光伏发电量为1.2 亿千瓦时,同比增长2.4%。2022 年公司全资子公司聚达公司灵活性改造促进市场化消纳38 万千瓦新能源项目开工建设,推进新能源结构转型。 盈利预测与投资建议。预计2023-2025 年EPS 分别为0.47元、0.54元、0.63元,未来三年归母净利润将保持33.0%的复合增长率。鉴于火电成本优势,各业务协同效应显著,给予公司2023 年2.3 倍PB 估值,对应目标价5.06 元,维持“买入”评级。 风险提示:煤价电价波动风险,新能源发展或不及预期等。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2022-08-26 3.94 -- -- 4.57 15.99%
4.57 15.99%
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业绩总结:202 2年上半年,公司实现营业收入109.7亿元,同比增长33.9%;归母净利润11.7 亿元,同比增长142%。上半年公司业绩大增,主要系售电量增加、市场化交易占比提升以及新能源投资回报增加所致。 量价齐升,火电业绩大增。22H1 公司以火电为主的电力产品营收99.9 亿元(+42.6%),营收大增主要系售电量和电价增加所致。22H1 公司售电量269 亿千瓦时(+7.2%),电量市场化交易占比由去年同期的56.8%增至22H1的95.2%,增长38.4pp。市场化交易占比提升带动电价上涨,22H1 平均上网结算电价为371.9 元/千千瓦时(+33.9%)。 煤炭产能扩张,煤电协同优势加固。22H1 魏家峁煤矿煤炭产量359.09 万吨(+9.74%),自用和内销216.5 万吨,占比高达60.3%。煤电协同优势促使公司22H1 标煤单价完成638.29 元/吨,虽同比增长20.8%,但显著低于同行标煤单价水平。22 年4月,魏家峁煤矿获批将产能增至1200 万吨/年,同期煤炭销售价418.8 元/吨(+9.6%)。双利好刺激,魏家峁在22H1 实现6.3 亿元净利润,为公司净利润贡献53.7%。魏家峁支撑公司煤电协同效应发挥作用,同时为公司电力主营业务贡献充足现金流。 加大风光资产投入,新能源业绩回报渐显。22H1 公司新能源装机容量144.6 万千瓦,占比11.3%。其中,风电装机容量为137.6 万千瓦,光伏装机容量为7万千瓦。22H1 聚达公司38 万千瓦新能源项目开工建设,打造风光火一体化,促进新能源消纳。同期乌达莱风电项目获公司0.33亿元新增投资,在重要在建工程新增投资额中占比97.6%。22H1 聚达和龙源风电新能源子公司实现营收27.6 亿元,贡献比例达25.2%;实现净利润4.4 亿元,贡献比例达38.1% 盈利预测与投资建议。预计2022-2024 年EPS 分别为0.45 元、0.55 元、0.62元,未来三年归母净利润将保持107.3%的复合增长率。鉴于火电成本优势,各业务协同效应显著,维持“买入”评级。 风险提示:政策风险,煤价电价波动风险,新能源发展不及预期等。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2022-07-27 3.65 -- -- 4.19 14.79%
4.57 25.21%
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事件:公司发布] 22H1业绩快报称,实现营业总收入 109.7亿元,归属于上市公司股东的净利润 11.7亿元,分别同比(重述后)增加 33.9%和 142.0%。 经营业绩加速释放,归母净利润同比增长 142.0%。 22H1公司实现营业总收入109.7亿元,营业利润 16.9亿元,分别同比(重述后)增加 33.9%和 264.5%; 实现归母净利润 11.7亿元,同比(重述后)增加 142.0%。预计业绩环比继续提升,利润释放符合预期。 煤炭内部供应增加,煤电一体化产业协同优势显著。截至 2022年 6月,公司煤炭外销量 142.6万吨,同比减少 29.4%,系公司进一步发挥煤电一体化产业协同优势,增加煤炭内部供应,缓解燃煤成本上涨压力。公司煤炭产量 359.1万吨,同比增长 9.8%;煤炭销售平均单价完成 481.80元/吨(不含税),同比增加42.13元/吨(不含税),同比增长 9.6%。在内蒙古全力推进核增煤矿释放产能的背景下,2022年 6月公司魏家峁一期工程接续用地(第二批)项目进入公示,产能核增至 1200亿吨,截至 22年 7月秦皇岛动力煤 5500平均平仓价约1174元/吨,仍处在历史较高位,预计公司煤炭业务创收能力将持续增强。 发电业务稳步提升,盈利同比增长趋势逐步呈现。22H1社会用电量需求增加,公司发电量稳步上升,完成发电量 290.2亿千瓦时,较上年同期增长 6.7%;完成上网电量 268.7亿千瓦时,较上年同期增长 6.5%。公司 22H1实现平均售电单价 371.97元/兆瓦时(不含税),同比增加 94.30元/兆瓦时(不含税),同比增长 34.0%。内蒙古自 21年 10月以来逐步放开火电交易电价市场化上浮比例,其中高耗能上浮不设上限,其他行业不超过 20%,使公司前述指标较上年同期(重述后)相比均有较大幅度增长。公司是华能集团在内蒙的唯一上市公司,有望承接集团在内蒙的风光大基地规划,同时公司年内将建成两个灵活性改造项目,配套 85万千瓦光伏,通过火电灵活性改造实现风光火一体化发展。 盈利预测与投资建议。预计公司 22-24年归母净利润分别为 29.6亿元/36.0亿元/40.3亿元;考虑到公司拥有火电成本优势,各业务协同效应显著,维持“买入”评级。 风险提示:煤矿达产进度不及预期风险,煤价电价波动风险。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2022-07-15 4.16 4.73 13.43% 4.12 -0.96%
4.57 9.86%
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推荐逻辑:1)煤炭产能翻倍,煤价高位趋稳,营收将大幅提高;2)煤电联营 成本优势明显,市场化交易持续推高电价,预计22 年火电净利润将增加约15 亿;3)大基地政策叠加集团赋能,火电区域规模优势突出,有望利用火电灵活性进行调峰,打造风光储一体化项目,实现25年新能源装机比例不低于50%目标。 产能翻倍+煤价趋稳,煤炭业务创收能力强。2021 年公司实现煤炭销售收入20 亿元,毛利率66.3%,毛利占比大幅扩张至70%。2021 年公司综合毛利率、归母净利润增速、资产负债率等各项指标显著优于同行。魏家峁煤矿资源优质, 2022 年产能已正式核增至1200 亿吨,截至22 年7月秦皇岛动力煤5500平均平仓价约1174元/吨,仍处在历史较高位,预计煤炭业务创收能力持续增强。 成本优势+电价上涨,火电净利润或增长15 亿元。成本方面,通过灵活提高煤炭自用比例至48%,2021 年公司实现入炉标煤单价617 元/吨,显著低于同行, 22H1 自用比例达60.3%。销售方面,公司2021 年市场化交易占比达62.1%, 平均售电价同比上涨18.6%。22H1公司电力交易市场化比例大幅提升至95%, 售电单价进一步上涨至0.37 元/千瓦时,同比上涨34%。假设未来入炉标煤价格在650 元/t、火电售电单价0.36 元/千瓦时,预计22 年火电税后净利润将增长约15 亿元。 集团支持+大基地政策,风光项目将加速发展。一方面,内蒙提出“十四五”打造45GW风光大基地,与华能集团“两化”战略契合。公司作为华能集团在内蒙的唯一上市公司,有望承接集团在内蒙的装机规划;另一方面,公司火电装机占内蒙火电总装机容量12%,年内建成两个灵活性改造项目,配套85 万千瓦光伏,有望通过火电灵活性改造实现风光火一体化发展,参与调峰市场和现货市场,提高整体盈利水平。 盈利预测与投资建议。预计2022-2024 年EPS 分别为0.45元、0.55 元、0.62 元,未来三年归母净利润将保持107.3%的复合增长率。鉴于火电成本优势,各业务协同效应显著,给予公司2023 年2.5 倍PB 估值,对应目标价5.3 元,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示:政策风险,煤价电价波动风险,新能源发展不及预期。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2020-09-02 2.60 -- -- 2.78 6.92%
2.78 6.92%
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?量价齐升,营收疫情逆势增长。公司2020年上半年完成发电量277.91亿千瓦时,同比增加21.05亿千瓦时,同比增长8.20%;实现上网电量257.48亿千瓦时,同比增加20.70亿千瓦时,同比增长8.75%,发电量的增长主要源于内蒙古和林发电公司的新增机组投产。分地区来看,蒙东地区实现发电量0.89亿千瓦时,同比增长13.48%,主要来自于乌力吉木仁风电场发电量同比增长了38.71;蒙西地区发电量163.30亿千瓦时,同比增长20.14%;华北地区火电受疫情影响,出现下滑,实现发电量113.60亿千瓦时,同比下滑5.36%。2020年上半年公司实现平均售电单价262.90元/千千瓦时(不含税),同比增加9.39元/千千瓦时(不含税),同比增长3.70%。在售电量和价格双双上升的情况下,公司克服了煤炭营收缩水影响,实现营收72.96亿元,同比增长7.99%。随着下半年疫情恢复,公司煤炭业务恢复,公司业绩有望更上一层楼。 ?成本大幅提升,利润遭受削减。2020年上半年,受疫情影响,公司标煤单价完成391.19元/吨,比上年同期上升42.86元/吨,增幅12.30%。公司标煤单价上升主要由供需两方面原因驱动:供给端,由于内蒙古煤炭领域违法违规问题倒查20年,区内煤炭产能、产量均有下滑。蒙西地区部分煤矿在春节后未能正常复工,供给明显下滑,叠加疫情封锁交通,煤价物力成本抬升。需求端,公司公告披露中报期内区域内特高压项目集中投产,外送电量抬高,电煤需求旺盛。中报期内,公司营业成本60.55亿元,同比增长了12.49%,增速大于营收增速。成本大幅提升,期内实现归母净利润6.84亿元,同比减少7.55%。下半年,随着疫情可控,公司煤炭业务有望恢复正常,公司自用煤成本可控,缓解用煤成本上升趋势,公司利润有望在煤价平稳的情况下逐步回暖。 ?结构转型初见成效,新能源表现优秀。清洁能源是未来发展的主线,同时内蒙古地区风、光资源丰富,公司顺应供给侧结构性改革,加快发展新能源产业。截至报告期,公司投资的乌达莱风电475兆瓦项目目前工程进度已经完成61.49%,而且2019年年末又成功收购察尔湖光伏项目,公司新能源产业正逐步壮大。2020年上半年风电合计发电量9.37亿千瓦时,同比增长5.04%。光伏发电量0.63亿千瓦时,同比增长200%。随着公司新能源项目逐步投产,电力结构进一步优化,公司竞争力得到加强。 投资建议2020年上半年,公司营业收入保持稳定增长,但疫情影响,营业成本抬高,公司利润受损。公司积极抗击疫情,新增发电机组发电量稳定,预计下半年电力需求回暖,全年电量仍能保持增长,电价维持相应水准的情况下,公司业绩有可靠保障。考虑到公司今年上半年煤炭业务受疫情影响严重,同时电煤成本明显增加,我们下调公司盈利预测,2020-2022年的营业收入分别从155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元,下调至154.36亿元、163.13亿元、167.23亿元;同期归母净利润分别从14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元,下调至10.22亿元、12.51亿元、15.79亿元,对应EPS分别为0.18、0.22、0.27元/股。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)新项目进度滞后于预期。
内蒙华电 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-04 2.51 -- -- 2.69 7.17%
2.74 9.16%
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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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*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