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国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-11-04 10.00 -- -- 11.12 11.20%
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事件:公司发布 2022年三季报,前三季度公司实现营收 381.71亿元,同比增长 18.02%;实现归母净利润 41.26亿元,同比增长 18.74%;实现扣非归母净利润 40.25亿元,同比增长 23.97%;毛利率为 36.86%,同比下降 0.03个 pct(调整后);净利率为 19.91%,同比下降 0.28个 pct(调整后);EPS(稀释)0.5342元/股,同比增长 11.86%;ROE(加权)8.41%,同比增加 0.71个 pct。 公司三季度实现营收 154.77亿元,同比增长 18.68%;实现归母净利润17.78亿元,同比增长 56.77%;实现扣非归母净利润 17.48亿元,同比增长 68.71%;毛利率为 36.43%,同比增长 3.48个 pct(调整后);净利率为 21.27%,同比增长 17.91个 pct(调整后);EPS(稀释)0.232元/股,同比增长 46.77%;ROE(加权)3.61%,同比增加 1.13个 pct。 受水电规模及保供需求增加,三季度累计水电发电量同比增长 16.89%2022年 1-9月,公司发电量/上网电量 1183.65/ 1153.74亿千瓦时,同比增 长 3.08%/ 3.34% , 其 中 水 电 、 火 电 、 风 电 、 光 伏 发 电 量 同 比+16.89%、-16.17%、-0.53%、16.27%,水电同比增加的原因系装机规模及保供需求增加,叠加流域梯级电站优化调度因素;火电同比下降的原因系水火互补效应,叠加部分地区用电量下降影响;风电同比下降原因系风况资源状况以及当地消纳和外送通道受限,弃风率增加;光伏发电同比增加的原因系装机量增加。Q3单季度发电量为 501.99/489.67亿千瓦时,同比增长 2.18%/2.22%,其中水电、火电、风电、光伏发电量同比+7.17%、-7.57%、12.52%、11.67%。 火电电价持续上涨,叠加长协煤执行率提升,带动火电板块业绩修复2022年 1-9月公司境内控股企业平均上网电价为 0.35元/千瓦时(含税,下同),同比增长 10.1%,其中水电价格为 0.27元/千瓦时,同比增长3.51%;火电价格为 0.484元/千瓦时,同比增长 29.28%;风电价格为0.515元/千瓦时,同比增长 5.51%;光伏发电价格为 0.869元/千瓦时,同比下降 5.49%。 Q3单季度平均上网电价为 0.337元/千瓦时(含税,下同),同比增长12.76%,其中,火电价格为 0.501元/千瓦时,同比增长 32.42%;风电价仿宋 格为 0.486元/千瓦时,同比增长 6.52%;光伏发电价格为 0.848元/千瓦时,同比下降 4.16%。随着电煤中长协执行率的逐步提升,燃料成本有望被持续控制在合理区间,叠加四季度冬季保供需求高峰带来的电价上涨预期,四季度火电业绩有望实现一定程度的修复。 目前,杨房沟尚未明确电价机制,两河口暂按过渡期电价结算。2022年7月 28日江苏发改委发文,将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制,锦官电源组送苏上网电价,由落地电价扣除输电环节价格倒推确定。依据上述电价形成机制,2022年锦官电源组送苏落地电价为 0.4289元/千瓦时,上网电价为 0.3195元/千瓦时,自 2022年 8月 1日起执行。 电力供需偏紧带来水电电价上涨预期,各电源建设持续推进受极端天气影响,今年二季度和三季度分别来水超预期/低于预期,累计前三季度发电量同比增降幅不大,全年业绩有望保持稳定。2021年四川省水电常规市场电价同比上浮 4%,西南水电大省电力供需紧张将对电价形成支撑,我们认为其市场电价将会进入温和上涨周期,带动水电板块量价齐升。 截至 2022年 9月 30日,公司控股总装机约 3699万千瓦,其中火电、水电、风光装机容量分别为 1188、2128、383万千瓦,三季度新增风光装机容量 5.788万千瓦。目前公司在建拟建项目有雅砻江卡拉水电站、两河口水光互补柯拉一期、广西钦州三期超超临界机组、印尼巴塘水电站、英国北海海风项目等。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦,清洁能源装机占比约为 72%,在发展水火及新能源的同时,公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 盈利预测:预计公司 22至 24年实现归母净利润 55.11亿元、66.02亿元、71.06亿元,对应 PE 13.7x、11.4x、10.6x,维持增持评级。 风险提示:来水不及预期,电价下降超预期风险,自然灾害,用电需求不及预期。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-11-01 10.15 -- -- 11.11 9.46%
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公司公布2022年三季报,前三季度实现营收381.71亿元,同比+18.02%,实现归母净利润41.26亿元,同比+18.74%;其中第三季度实现营收154.77亿元,同比+18.68%,实现归母净利润17.78亿元,同比+56.77%。 点评: 水电:雅砻江水电克服汛期来水偏枯影响,Q3电量电价实现双升。今年雅砻江流域在主汛期遭遇历史特枯来水,7月较多年均值偏少45%,8月上中旬偏少60%。雅砻江水电充分发挥目前四川省前三大水库(两河口、锦屏一级和锦屏二级)的优势进行流域梯级电站的优化调度,提高雅砻江梯级电站保供能力,Q3实现发电量296.3亿千瓦时,同比增长7.55%;电价方面,雅砻江Q3平均上网电价同比小幅上涨1.89%。水电板块量价双升对公司三季度业绩起到了稳定的支撑,根据川投能源业绩披露情况估计雅砻江水电Q3或实现归母净利26.1亿,对公司业绩贡献占比在76%左右。 火电:Q3供需偏紧抬升电价,推动板块盈利修复。发电量方面,今年夏天多地长时间极端性高温带动用电需求大增。7-9月全社会总用电量同比增长7.3%。用电需求攀升叠加水电出力不足拉动火电发电量高增,7-8月全国火电发电量的同比增速分别达到5.3%和14.8%。公司Q3火电发电量158.85亿千瓦时,降幅环比收窄26.6pct;电价方面,受供需紧张的影响,Q3公司火电平均上网电价同比大幅增加32.42%达到0.501元/千瓦时。成本方面,Q3营业成本同比增速12.5%,低于营收增速6.3pct,而上半年成本增速高于收入增速4.7pct,Q3成本端增速明显放缓。随着长协履约率的进一步提升,我们推测三季度公司火电板块成本相对较为稳定。发电量回升叠加电价大幅增长或推动公司火电板块盈利在Q3实现环比修复。 两杨投产调节效应逐步显现,锦官电源组送苏电价抬升增厚业绩空间。装机规模方面,雅砻江的杨房沟电站(150万千瓦)与两河口电站(300万千瓦)分别于21年10月和22年3月全部投产完毕,装机规模的增长一方面将拉动发电量增长,另一方面两河口电站作为四川省目前最大的水库电站也将对下游电站起到重要的调节增发作用。电价方面,今年7月江苏省将雅砻江下游锦官电源组送江苏的电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制,锦官电源组送苏落地电价将从今年8月1日起由此前的0.281元/千瓦时提升至0.3195元千瓦时。锦官电源组装机规模1080万千瓦,其中外送江苏640万千瓦,外送电价的抬升将进一步增厚雅砻江的业绩空间,提升公司资产的盈利能力。 投资建议:汛期来水偏枯或使得全年业绩承压,调整盈利预测,预计公司2022-2024年归母净利53.6/64.3/71.4亿(前值60/68.7/75.1),对应PE为14/11.7/10.5倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:电力需求降低;来水少导致发电量下降、电价下行、煤价超预期上涨、公司自身运营相关风险等
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-10-31 10.15 -- -- 11.11 9.46%
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事件: 国投电力发布 2022年三季度报告: 2022年前 三季 度 , 公司 实现 营业 收入 381.71亿元 ,同 比增 加18.02%;实现归母净利润 41.26亿元,同比增长 18.74%。 投资要点: 量价齐升推动增长, 2022Q3归母净利润大幅上涨 56.77%。 2022年 前 三 季 度 , 公 司 实 现 归 母 净 利 润 41.26亿 元 , 同 比 增 加18.74%;其中,三季度归母净利润 17.78亿元,同比大幅增长56.77%。 2022Q3公司实现量价齐升, 雅砻江优化调度叠加两杨投产、 发电量完成 501.99亿千瓦时,同比增长 2.18%;平均上网电价 0.337元/千瓦时,同比增长 12.76%。 优化调度抵消枯水影响, 市场化交易提振电价。 电量方面 , 2022年前三季度,公司控股企业累计完成发电量1183.65亿千瓦时,同比增长 3.1%。其中第三季度发电量 501.99亿千瓦时,同比增加 2.18%,水电、火电、风电、光伏发电量同比分别+7.17%/-7.57%/+12.52%/+11.67%, 水电发电量增长主要受益于雅砻江梯级电站优化调度对冲汛期偏枯叠加两杨投产带来发电增量 ,此外大朝山水电站上游水库库容消落 ,发电量同比增加12.03%,风光发电量增长则主要受益于装机增长。 电价方面, 2022年前三季度上网电价 0.350元/千瓦时,同比增长10.10%。第三季度平均上网电价 0.337元/千瓦时,同比增长12.76% , 水 电 、 火 电 、 风 电 、 光 伏 平 均 上 网 电 价 同 比 分 别+2.46%/+32.42%/+6.52%/-4.16%,由于电力供需持续紧张,市场化交易下火电上网电价大幅攀升。 风光项目陆续并购投产,新能源资产持续扩张。 “十四五”末,公司规划控股装机容量将达 5000万千瓦,其中清洁能源装机占比约为 72%,装机容量将达 3600万千瓦。 2022Q3公司新增风电和光伏发电装机容量合计 5.8万千瓦,风电和光伏发电量分别为 12.17亿千瓦时和 4.96亿千瓦时。 截至 2022年 9月底,风电光伏装机规模已达 383.05万千瓦,占总装机的 10.19%, 风光资产规模有望持续增长。 盈利预测和投资评级 预计 2022-2024年归母净利润分别为63.43/67.90/70.46亿元, PE 分别为 12/11/11倍,维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑;政策变动风险; 来水不及预期; 电力需求不及预期;电价下滑风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-05 11.43 -- -- 11.83 3.50%
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事件:公司发布2022年中报,上半年公司实现营收226.94亿元,同比增长17.65%;实现归母净利润23.48亿元,同比增长0.48%;实现扣非归母净利润22.76亿元,同比增长3.18%。EPS(稀释)0.3022元/股,同比下降5.27个pct;ROE(加权)4.8%,同比下降0.41个pct。毛利率为37.14%,同比下降2.39个pct;净利率为18.99%,同比下降2.72个pct。截至2022年6月底,公司总资产2462.51亿元,较上年末增长48.32亿元;资产负债率63.69%,较上年末增长0.17个pct。 雅中两杨电站产能逐步释放,水电发电量同比增长25.54%2022年二季度发电量362.47亿千瓦时,同比增长6.59%,环比增长13.56%;1-6月公司境内控股企业发电量681.66亿千瓦时,同比增长3.75%。其中,水电发电量分别为429.37%,同比增长25.54%,原因系雅中两杨电站投产及雅砻江流域、大朝山水电站来水偏丰影响;火电发电量为218.01亿千瓦时,同比下降22.31%,原因系部分火电所在区域雨水偏丰和社会用电量降低影响。同时由于入炉煤价同比增高导致成本大幅增加,火电板块依旧承压;风电发电量24.87亿千瓦时,同比下降5.87%,原因系受风资源状况影响;光伏发电电量9.41亿千瓦时,同比增长3.75%,原因系光伏装机量增加。 发用电端增速不匹配,供需偏紧有望推动四川省电价持续上涨2022年1-6月公司境内控股企业平均上网电价为0.359元/千瓦时(含税,下同),同比增长7.92%。其中水电电价为0.285元/千瓦时,同比增长3.21%;火电电价0.471元/千瓦时,同比增长26.85%;风电电价0.524元/千瓦时,同比增长5.38%;光伏发电电价0.881元/千瓦时,同比下降6.17%。 截至2021年底,四川省水电装机容量达8947.0万千瓦,占全省装机量的78%,占全省发电量的81.6%,装机结构导致水电是四川省主力发电电源;去年四川省发电量为4530亿千瓦时,用电量为3275亿千瓦时,全口径水电外送电量为1368亿千瓦时,外送比例高。目前四川具备经济性的水电资源基本开发完毕,随着省内和外送省电力需求不断增长,四川电力供需将逐渐偏紧,市场交易电价有望持续上涨。 加速全球清洁能源布局,已核准及在建项目储备丰富截至 2022年 6月底,公司已投产控股装机容量约为2693万千瓦,清洁能源装机约2505.25万千瓦,占总装机的 67.83%。其中火电装机1188万千瓦, 占总装机的32.17%;水电装机2128万千瓦,占总装机的57.62%;新能源装机规模稳中有升,已达377.25万千瓦,占总装机的10.21%,风电、光伏发电分别装机243、134万千瓦。2022年3月,雅砻江两河口最后一台机组投产;4月,酒泉新能源北七风电B 区机组投产,分别为水电和新能源装机带来50、20万千瓦的增量。 目前公司国内拟在建项目有: (1)雅砻江卡拉水电站102万千瓦(于7月29日开工); (2)雅砻江两河口水光互补柯拉一期100万千瓦光伏项目(于7月8日开工); (3)广西钦州三期132万千瓦超超临界机组(规划共4台66万千瓦,预计2023年11月实现1号机组投产,2024年2月实现2号机组投产)。公司国外在建项目有: (1)印尼巴塘水电站51万千瓦(于1月开工); (2)英国北海108万千瓦海上风电项目取得英政府15年差价合约,预计于下半年开工建设。 2022年以来,公司新取得472.5万千瓦新能源项目开发指标和6座抽水蓄能电站开发权,新完成新能源核准(备案)装机规模达629.5万千瓦。其中包括: (1)新疆4个新能源项目共187.5万千瓦备案; (2)甘肃酒泉,阿克塞75万千瓦光热光伏大基地项目获得开发权并完成核准; (3)在云南、广西、贵州、天津、浙江、湖北等地新取得110万千瓦新能源开发指标和6座抽水蓄能电站的开发权,并完成新能源项目核准(备案)装机规模267万千瓦。此外,公司舟山2×745MW 级燃气发电项目于2022年7月25日获得浙江省发改委核准,拟于浙江省舟山市高新技术产业园区内建设2台目前世界最先进的H 级燃气——蒸汽联合循环发电机组,也是浙江省“十四五”期间第一个获得核准的燃气发电项目。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦,清洁能源装机占比约为72%,在发展水火及新能源的同时,公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 两杨核准电价待落地,两河口水库按期蓄水,业绩弹性有望增加根据公司投资者问答,两河口投产至今执行临时电价机制,即平水期(5月、11月)上网电价暂按0.3766元/千瓦时执行,枯水期(1-4月、12月)电价上浮24.5%,丰水期(6-10月)电价下浮24%,因其是具备多年调节能力的大型水电站、龙头水库,需要一定的电价核准周期。目前两河口的蓄水工作按计划进行,预计于2023年汛期后达到正常蓄水位2865m(蓄满),届时可完全发挥水库多年调节作用,可在丰水期增加蓄水,在枯水期通过水库调节增加发电量,同时享受枯水期上浮电价,其补偿效益可增加下游雅砻江梯级电站多年平均年发电量102亿千瓦时、平枯期电量224.87亿千瓦时。此外,杨房沟水电站投产后,四川省经信厅纳入节能发电排序,下达年度优先电量计划,并未明确电价机制,目前该电站尚未进行电价结算。 盈利预测:预计公司22-24年归母净利润为53.74亿元、64.09亿元、69.46亿元,对应PE15.46x、12.97x、11.97x,给予“增持”评级。 风险提示:来水不及预期,电价下降风险,自然灾害,用电需求不及预期。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-05 11.43 -- -- 11.83 3.50%
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事件:国投电力发布2022 年中报:2022 年H1 实现营业收入226.94 亿元,同比增加17.58%;实现归母净利润23.48 亿元,同比增长0.30%。 投资要点: 上半年实现量价齐升,2022H1 营收同比增长近20%。电量方面,2022 年上半年,公司控股企业累计完成发电量683 亿千瓦时,上网电量665 亿千瓦时,同比分别增长 3.8%/4.2%,主要受益于两杨投产及雅砻江等流域来水偏丰;电价方面,2022 年上半年上网电价0.359 元/千瓦时,同比增长8%。 两河口、杨房沟水电站投产,雅砻江装机陆续释放。公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体,该流域可开发装机容量约3000 万千瓦,在我国13 大水电基地排名第3。截至2022年6 月底,两河口电站最后一台50 万千瓦机组已投产,雅砻江水电投产装机1920 万千瓦,核准装机342 万千瓦,有望进一步提升公司发电量及水库调节能力,增加公司盈利。 风光项目陆续并购投产,新能源资产持续扩张。风电方面,2021年以来公司收购高排风电4.8 万千瓦项目,酒泉20 万千瓦项目投产;光伏方面,2021 年以来公司完成横峰、颍上、濉溪等22 万千瓦项目收购,景峡、阜新光伏共计9 万千瓦项目投产。截至2022年6 月底,风电光伏装机规模已达 377.25 万千瓦,占总装机的10.21%,清洁能源装机占比67.83%。“十四五”末,公司规划控股装机容量将达5000 万千瓦,其中清洁能源装机占比约为72%,装机容量将达3600 万千瓦,风光资产规模有望持续增长。 盈利预测和投资评级 预计2022-2024 年归母净利润分别为63.43/67.90/70.46 亿元,PE 分别为13.10/12.24/11.80 倍,维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑;政策变动风险;来水不及预期;电力需求不及预期;电价下滑风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-02 11.15 14.08 30.37% 11.83 6.10%
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事件:公司发布] 2022年半年度业绩公告,2022H1实现营业收入约 227亿元,同比增长 17.6%;实现归母净利润 23.5亿元,同比增长 0.3%。 上半年公司营收增长稳健,归母净利润有望持续修复。2022H1公司营收约 227亿元(+17.6%),主要系公司发电量和上网电价较同期均有所提高,2022H1公司发电量 683亿千瓦时(+3.8%),其中水电/火电/风电/光伏发电/其他发电量分别为 429/218/25.7/9.4/0.4亿千瓦时,其中火电同比下降 22.3%,主要是部分火电所在区域水电发电量大幅攀升后挤压火电以及部分火电所在区域社会用电量下降所致,此外公司境内平均上网电价 0.359元/千瓦时(+7.9%);2022H1公司归母净利润达 23.5亿元(+0.3%),上半年火电板块煤价高企拖累业绩表现,预计随着煤价管控政策的持续发力,未来归母净利润有望进一步修复。 坐拥稀缺水电资产,火电资产优质。公司是雅砻江流域唯一水电开发主体,该流域在我国 13大水电基地排名第 3,可开发装机容量约 30GW,公司现投产装机 19.2GW,核准装机约 3.4GW,公司坐拥稀缺水电资产,水电资产潜力未完全释放。此外公司火电以高参数大机组为主,百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.5%,预计钦州三期燃煤发电项目分别于 2023年和 2024年投产发电,该项目为 4*0.66GW 超超临界燃煤发电机组,公司火电资产整体较为优质。 加码开发风光资源,十四五目标风光装机达 15GW。根据公司十四五规划,2025年公司控股装机达 50GW,清洁能源装机占比约 72%。预计公司风光未来将新增 11.2GW,2025年底装机可达 15GW,则 2022-2025年风光平均装机规模分别为 6.4/9.3/12.1/15.0GW, 2021-2025年风光 CAGR 可达 43.2%。由于2022-2025年公司暂无水电新增投产,为实现公司十四五规划的清洁能源装机占比目标,预计公司将加码风光资源的开发。此外公司 2022H1现金流净额为86.5亿元(+31.1%),现金流充裕,能够支撑公司风光加速扩张。 盈利预测与投资建议。预计公司 22-24年 EPS 分别为 0.76元/0.88元/0.98元,未来三年归母净利润增速分别为 131%/17%/11%。考虑到公司资产优质,风光加速发展,我们给予公司 23年 16倍 PE,对应目标价 14.08元,首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示:煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-02 11.15 -- -- 11.83 6.10%
11.83 6.10% -- 详细
8月 30日,国投电力发布中报,2022H1公司实现营业收入 226.9亿元,同比增加 17.6%,实现归母净利润 23.5亿元,同比增加 0.3%,扣非后归母净利润 22.8亿元,同比增加 3.2%。2022Q2实现营业收入 116.5亿元,同比增加15.3%,实现归母净利润 12.1亿元,同比增加 16.8%。 经营分析水电量价齐升,火电业绩仍承压。2022H1公司业绩增长主因:1)两杨投产+来水偏丰+市场电价上浮,水电量价齐升。水电上网电量 426.8亿千瓦时,同比增加 25.5%;平均上网电价 0.285元/千瓦时,同比增加 3.2%。2)锦官送苏电价确定,带来利润弹性超 15%。锦官电源组发电量占比近 62%,总装机 1080万千瓦中约 60%外送江苏。今年 8月 1日起,送苏价格确定为基准价 0.319元/KWh 加浮动价,较锦官 21全年均价上浮约 14.8%。假设其全年上网电量 550亿千瓦时,对应利润可增厚 1062.1亿元。3)煤价仍高企但较高位回落,火电大幅减亏。22Q1/22Q2公司毛利率分别为 35.5%、38.7%,环比持续回升。考虑到煤炭保供稳价政策执行力度较强,预计下半年煤价将下行,公司盈利能力有望继续修复。 两河口中游龙头价值初显,建设“风光水一体化”基地盘活水电调节能力。两河口、锦一、二滩分别有多年、年度、季度调节能力,可发挥协同效应。考虑到四川枯、汛期电价较平水期分别上浮 24.5%、下浮 24%,“汛蓄枯发”将显著提升盈利能力。此外,为盘活存量水电资源,四川规划建设可再生能源综合开发基地。公司获取项目有一定优势,风光装机有望加速增长;于两河口“水光互补”的百万千瓦级柯拉光伏电站已于 7月开工。 投资建议预 计 公司 2022-2024年 实现 净利 润 55.0/66.1/71.4亿元 , EPS 分别 为0.74/0.89/0.96元,对应 PE 为 14/12/11,维持“买入”评级。 风险提示来水偏枯,煤价高企,用电需求疲软,新能源平价上网,电价涨幅不及预期风险等。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-01 10.96 12.75 24.63% 11.83 7.94%
11.83 7.94% -- 详细
事件概述:8月30日,公司公布2022年半年度报告,报告期内实现营业收入226.94亿元,同比增长17.58%(经重述);归属于上市公司股东的净利润23.48亿元,同比增长0.30%(经重述);归属于上市公司股东的扣非净利润22.76亿元,同比增长2.99%(经重述)。 ? 水“深”:两杨贡献增量,雅中进入收获季。1H22随着两、杨全部机组投产,雅砻江水电装机容量达到1920万千瓦。上半年,两、杨贡献增量上网电量23.85、22.88亿千瓦时,按照上网电价0.374、0.279元/千瓦时测算,贡献增量营收7.89、5.65亿元。新机组投产叠加来水偏丰,1H22雅砻江水电完成上网电量370.78亿千瓦时,同比增长29.54%;实现营收、净利润分别为99.69、34.44亿元,同比增加23.48、7.20亿元,增幅30.8%、26.4%。 ? 火“热”:电价上行难抵高煤价冲击。公司控股的火电机组主要位于广西、福建、天津、贵州四省市,尽管平均上网电价上行至0.471元/千瓦时,同比增加0.100元/千瓦时;但1H22强势水电叠加疫情冲击,公司火电机组出力下滑,完成上网电量203.67亿千瓦时,同比下降22.8%。电量下滑叠加高煤价,1H22公司控股5家煤电企业合计亏损4.22亿元,同比下滑7.96亿元,火电资产拖累利润表现。 ? 清洁转型:公司“十四五”规划明确,未来4年新增超11GW清洁能源。公司“十四五”发展规划目标提出到2025年控股装机容量达到5000万千瓦,其中清洁能源装机占比约为72%,即达到3600万千瓦。考虑到在建水电站的投产进度,2025年风、光等非水清洁能源装机需达到1472万千瓦,相比2021年底的357万千瓦新增1115万千瓦,平均每年新增约3GW,4年CAGR达到42%。随着两、杨全部投产,高额资本开支暂时告一段落,在卡、孟、牙、楞开始大规模建设前,一台台水电“印钞机”产生的现金流有望为公司新能源加速发展提供充足的资金支持。 ? 投资建议:两杨投产完毕叠加偏丰来水,雅砻江水电进入收获季;火电电价上行,但难抵高煤价影响;公司“十四五”规划明确,未来4年新增超11GW清洁能源。维持对公司现有资产的盈利预测,预计22/23/24年EPS分别为0.85/0.93/1.02元,对应8月30日收盘价PE分别为12.9/11.8/10.7倍,参考公司历史估值及同业可比公司估值水平,给予公司22年15.0倍PE估值,目标价12.75元/股,维持“谨慎推荐”评级。 ? 风险提示:1)利用小时下降;2)上网电价降低;3)煤炭价格上升;4)流域来水减少。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-07-18 11.18 -- -- 11.23 0.45%
11.83 5.81%
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事件:国投电力2022年二季度经营数据公告:2022Q2,公司上网电量354.15亿千瓦时,同比增加7.41%,上网电价0.350元/千瓦时,同比增长4.51%;2022H1,公司上网电量664.02亿千瓦时,同比增加4.17%,上网电价0.359元/千瓦时,同比增长7.92%。 投资要点:两杨投产叠加来水偏丰,水电上网电量高增。2022Q2水电上网电量245.68亿千瓦时,同比增长41.32%,2022H1上网电量426.83亿千瓦时,同比增长25.54%,主要受益于两杨投产及雅砻江等流域来水偏丰。二季度水电上网电价0.281元/千瓦时,同比减少0.66%,其中,二滩、桐子林水电站参与市场化交易,电价同比分别为16.41%/14.26%;锦官机组电价同比下降8.29%,主要因为四川电网丰枯电价机制下丰水期电价下浮24%;杨房沟尚未明确电价机制,两河口暂按过渡期电价结算。 丰水期火电出力下降,供需偏紧情况下电价同比增长26.82%。 2022Q2火电上网电量90.58亿千瓦时,同比减少34.62%,2022H1上网电量203.67亿千瓦时,同比减少22.79%,主要因为火电所在区域雨水偏丰,水电发电量大幅增加、火电发电量降低;二季度电力供需持续紧张,市场化交易提升电价,火电上网电价达到0.470元/千瓦时,同比增长26.82%。 风光项目陆续并购投产,新能源资产持续扩张。风电方面,2021年以来公司收购高排风电4.8万千瓦项目,酒泉20万千瓦项目投产,风电装机得到提升,但受限于风资源状况影响,二季度风电上网电量12.93亿千瓦时,同比略减2.24%,但上网电价达到0.556元/千瓦时,同比增长18.16%;光伏方面,2021年以来公司完成横峰、颍上、濉溪等22万千瓦项目收购,景峡、阜新光伏共计9万千瓦项目投产,二季度光伏上网电量4.96亿千瓦时,同比增长21.56%;上网电价0.935元/千瓦时,同比增长0.40%。此外,上半年英国Afton5万千瓦陆上风电和泰国的0.98万千瓦垃圾发电项目分别实现发电量0.78亿/0.37亿千瓦时。 盈利预测和投资评级预计2022-2024年归母净利润分别为63.43/67.90/70.46亿元,PE分别为13.24/12.37/11.92倍,维持“买入”评级。风险提示宏观经济下滑;政策变动风险;来水不及预期;电力需求不及预期;电价下滑风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-05-02 9.69 -- -- 10.59 9.29%
11.70 20.74%
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燃煤成本上涨致火电业绩亏损,2021年归母净利润同比下降55.82%公司发布2021年财报,报告期内公司实现营收436.82亿元,同比增长11.09%;实现归母净利润24.37亿元,同比下降55.82%;实现扣非归母净利润21.71亿元,同比下降54.53%;销售毛利率29.26%,同比减少15.61pct,主要原因系火电板块燃煤成本大幅上涨导致严重亏损。基本EPS为0.32元/股,同比减少58.79%。截至2021底,公司总资产2413.70亿元,较期初增加124.60亿元;资产负债率63.52%,同比降低0.4pct。公司拟每股分红0.1635元,同比减少42%。 电量方面,2021年公司发电量1538.65亿千瓦时,上网电量1496.33亿千瓦时,同比分别增加3.61%、3.45%,其中市场化交易总电量为625.90亿千瓦时,同比增长33.81%,占总上网电量41.83%。分电源看,水电发电量882.6亿千瓦时,同比下降0.22%;火电发电量588.9亿千瓦时,同比增长7.01%;风电发电量49亿千瓦时,同比增加38.15%;光伏发电量16.15亿千瓦时,同比增长25.17%。火电发电量同比增长的原因为全社会用电量高速增长,部分火电所在区域来水偏枯;水电发电量基本与去年持平,装机量的增加与极端气候和来水不稳定带来负面影响相抵,其中云南地区受澜沧江来水偏枯影响,水电发电量同比下降8.79%,主营收入同比减少13.41%;风光发电量增加原因系公司陆续投运和并购风电和光伏项目。 电价方面,2021年公司境内控股企业平均上网电价0.319元/千瓦时(含税,下同),同比增长5.98%。分电源看,水电平均上网电价0.255元/千瓦时,同比增长2.71%;火电平均上网电价0.389元/千瓦时,同比增长7.25%,受煤价高企影响,火电成本攀升,根据国家相关政策,火电价格全部由市场形成,由于供需持续紧张,价格有所提升;风电平均上网电价0.484元/千瓦时,同比增长0.97%;光伏发电平均上网电价0.918元/千瓦时,同比增长2.83%。整体看,随着部分省区市场化交易电量规模不断加大,以及结算价格和结算周期影响,公司各电厂上网电价有所波动,去年我国多地出现限电,电力供需偏紧,市场电价整体出现上涨。 根据公司投资者问答公告,2021年雅砻江的市场化让利结算主要在四季度,叠加四季度枯水期发电量相对较少,计提市场化让利对当季平均电价的影响较大,21Q4水电平均上网电价为0.241元/千瓦时,同比减少6%。公司于2021年10月新投产的杨房沟水电站21Q4上网电价为0.232元/千瓦时;两河口水电站21Q4上网电价为0.333元/千瓦时。 装机方面,截止2021年底,公司已投产控股装机容量3621.83万千瓦,清洁能源总装机2433.75万千瓦,占比67.20%,同比增加4.53%。水电装机2076.50万千瓦、占比57.33%,火电(含垃圾发电)1188.08万千瓦、占比32.81%,风电223.05万同比增加4.53%千瓦、占比6.16%,光伏134.20万千瓦,占比3.71%。2021年公司新投产/并购装机442.3万千瓦,其中水电401.5万千瓦、风电9.8万千瓦、光伏31万千瓦。德昌风电因成昆铁路建设拆除3台风机,共计0.7万千瓦。“十四五”期间,公司规划控股装机容量将达5000万千瓦,其中清洁能源装机占比约为72%。持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。这意味着剩余四年公司有望增加装机1600万千瓦,其中清洁能源装机1400万千瓦左右。 加平均上网电价同比增加13.51%,2022年一季度净利润环比提升公司发布2022年一季报,报告期内,公司实现营收110.42亿元,同比增长20.1%;实现归母净利润10.38亿元,同比下降14.91%,环比转亏为盈(21Q4归母净利润-10.24亿元);实现扣非归母净利润9.9亿元,同比下降10.95%;销售毛利率35.47%,同比下降4.89个pct;基本EPS为0.13元/股,同比下降24%。 电量方面,2022年1-3月,公司境内控股企业累计完成发电量319.19亿千瓦时,上网电量309.87亿千瓦时,同比分别增加0.71%和0.70%。分电源看,公司水电、火电、风电、光伏发电发电量分别同比上涨9.05%、-9.13%、-9.72%、13.81%。水电同比增加的主因为受两河口水电站、杨房沟水电站投产以及二滩水电站库容消落加速影响,雅砻江发电量同比增加。部分地区火电发电量下滑是受社会用电量降低、外送电量的增加以及水电火电互补性的影响。 电价方面,2022年1-3月,公司境内控股企业平均上网电价0.374元/千瓦时,与去年同期相比上涨13.51%。其中水电平均上网电价0.291元/千瓦时,同比上涨7.6%;火电平均上网电价0.47元/千瓦时,同比增长26.74%;风电平均上网电价0.526元/千瓦时,同比上涨1.76%;光伏发电平均上网电价0.92元/千瓦时,同比下降2.78%。22年一季度雅砻江水电上网电量同比增长9.03%,叠加平均上网电价增长、未进行市场化计提让利,盈利情况好于去年同期。公司火电厂用户中有较多高耗能的大工业用户,在新的市场电政策下电价火电电价上浮突破20%,有效对冲了高煤价对盈利的影响。 雅中两杨电站全面投产,待核准电价落地业绩弹性有望增加根据公司公告,控股公司雅砻江水电在2021年营收183.4亿元,占公司总营收的42%,净利润63.17亿元;发电量778.27亿千瓦时,占公司总发电量的50.65%。截止报告期末,雅砻江水电已投产1870万千瓦水电装机,在建50万千瓦,核准装机342万千瓦。 由于两河口电站具有一定的特殊性(与已建成的锦屏一级水电站和二滩水电站形成三大联合调节水库,使雅砻江成为可实现多年调节的大型河流),核准电价尚未确定,暂按过渡期电价结算。杨房沟(单独运行时具有日调节性能,与两河口水电站联合运行时具有年调节性能)也尚未明确电价机制,目前按照四川省内径流失水电站电量消纳情况暂估。两杨水电站共450万千瓦,占雅砻江水电总装机的25%,随着蓄水量的增加,电站产能将逐步释放,待核准电价政策落地,其业绩弹性有望增加,进而带动公司整体盈利能力。 四川省用电量快速增长,电力供需格局由相对宽松逐步走向均衡根据国家统计局数据,2021年四川省累计用电量同比增速为14.3%,累计发电量同比增速为6.5%,用电量增速高于发电量增速。随着水电主要机组陆续投产,高耗能产业向西部地区的转移逐步完成,四川电力格局发生明显改变,省内电力供给逐渐偏紧,市场电电价持续上涨。根据四川电力交易中心数据,四川省2021年市场电结算均价为0.259元/千瓦时,同比上涨9.7%。在未来愈发复杂的电力市场交易中,雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 投资建议::火电板块低谷已过,22年有望大幅反弹。两河口、杨家沟水电站投产水电装机规模进一步提升,雅砻江将持续释放业绩。“十四五”规划落地,新能源发展提速带来新的业绩增长点。预计公司22至24年实现归母净利润62.68亿元、67.45亿元、69.87亿元,对应PE11.6x、10.7x、10.33x,维持买入评级。 风险提示:来水不及预期,电价下降超预期风险,自然灾害,用电需求不及预期。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2022-05-02 9.36 -- -- 10.43 11.43%
11.52 23.08%
详细
业绩简评公司于4月28日发布2021年度报告及2022年一季报。公司2021年实现营业收入436.82亿元,同比增加11.09%,实现归母净利润24.37亿元,同比减少55.82%,扣非后归母净利润21.71亿元,同比减少54.53%;2022Q1实现营业收入110.42亿元,同比增加20.1%,实现归母净利润10.38亿元,同比减少14.91%。 经营分析高煤价导致火电板块亏损,预计煤电调价后业绩修复:2021年公司营收同比增加而业绩下降,主要原因系:1)用电需求景气,电力业务量价齐涨。 控股机组上网电量1494.51亿千瓦时,同比增加3.47%,平均上网电价0.319元/千瓦时,同比增加5.98%。2)来水偏枯,水、火发电量同比分别减少0.22%、增加7.03%。动力煤价格高企,发电成本倒挂,火电子公司普遍亏损。受上述因素影响,公司毛利率为29.26%,同比下降15.61pcts。发改委调控电煤价格措施陆续落地,煤电上网电价上涨,动力煤价格回落,预计火电板块业绩将修复。2022Q1公司毛利率为35.47%,环比有所回升。 两河口、杨房沟水电站投产,清洁能源占比提升助力毛利优化:两杨水电站10台机组共计450万千瓦于22年3月投产完毕,风光新增装机容量40.1万千瓦,清洁能源装机占比67.2%,同比增加4.53pcts。电源结构优化有助于降低火电业绩的不确定性影响,发挥清洁能源发电边际成本低的优势,提升公司盈利能力。 投资建议预计公司2022-2024年分别实现归母净利润66.5/72.6/76.2亿元,EPS 分别为0.89/0.97/1.02元,对应PE 分别为11/10/9倍,维持“买入”评级。 风险提示来水偏枯,动力煤价格维持高位,用电需求不及预期,上网电价涨幅不及预期,新水电站建设成本超预期等。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2021-11-04 10.27 12.44 15.19% 10.70 4.19%
11.55 12.46%
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拥核心资产,雅砻江中游开启十年水电装机增长:公司作为国投公司电力业务唯一资本运作平台,拥有雅砻江水电、国投大朝山等核心资产。随着两河口、杨房沟电站陆续投产,营收端可抵减今年来水偏枯的影响,预计2021-2023年水电营收分别达196.8亿元、221.9亿元和232.2亿元,增速分别为1.26%、12.75%、4.65%。中游新投产电站水电消纳:已投产的两河口水电全部留四川消纳、杨房沟水电全部外输至江西消纳、我们认为未投产的水电消纳以外送江西为主,测算上网电价0.338元/Kwh。上网电价:今年上半年,公司水电上网电价同比增长11.64%,我们认为近期水电上网电价会保持相对稳定,中长期来看,大水电的稀缺性将进一步凸显,随着电力市场化进程加速,我们预计“十四五”后半段,公司平均水电上网电价有望提升。 火电业绩短期受煤价影响,效率提升趋势不改:受高煤价影响,公司火电板块业绩短期承压。前三季度公司归母净利润下降33.58%,毛利率较2020年底下降8pct。我们认为火电板块低谷已过,测算全年煤炭入炉成本增长小于40%,原因1)火电装机规模陆续减少,机组呈大型化优质化,效率提升会部分对冲煤价上涨的成本压力;2)公司毛利的70%来自水电,火电成本的波动对整体影响仍呈持续下降趋势;3)四季度电煤价格有所回落,煤电上网电价上浮范围扩大的政策落地、中长协重签在即,火电业绩将边际改善。 “高质量发展战略”持续推进,风光仍是增量主力:“转型升级,高质量发展”是“十四五”期间的重要发展战略,2019年后,风电、光伏合计贡献90%以上的新增装机容量。我们预计至2025年,公司风电、光伏累计装机将达4300万KW,新能源装机占比将达21.3%;2030年占比将达39.6%。 投资建议与估值与估值雅砻江水电、风电、光伏新增装机将带来确定性业绩增量,预计21-23年归母净利润分别为44.7/66.4/70.7亿元,对应EPS为0.64/0.95/1.02元,相对估值法,给予公司2022年1.8倍PB估值,目标价12.95元;绝对估值法下,目标价12.30元;目标价取均值12.63元。给予公司“买入”评级。 风险提示提示来水持续偏枯、新水电站建设成本超预期、电煤价格持续高位,回落程度不及预期、上网电价上涨不及预期。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2021-09-01 9.24 -- -- 13.02 40.91%
13.02 40.91%
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事项:公司发布2021年半年度报告,报告期内实现营业收入192.89亿元,同比增长10.41%;归属于上市公司股东的净利润23.37亿元,同比下降24.02%;归属于上市公司股东的扣非净利润22.06亿元,同比下降10.12%。 平安观点:来水持续偏枯,供给紧张推升电价:公司水电板块核心资产雅砻江流域上半年来水持续偏枯,Q1、Q2发电量同比下滑1.9%、21.9%,1H21发电量明显弱于近三年平均水平,基本与2016、2017年持平。但江苏、四川、重庆均处于电力供给紧张态势中,江苏市场电价价差已缩窄至2分/千瓦时以内,与上年同期4-6分的价差相比显著改善。 杨房沟首批机组投产,开启第三阶段成长序幕:7月1日,雅砻江中游在建的杨房沟#1机组完成72小时试运行后正式投产;7月8日#2机组也完成试运行后投运。这标志着雅砻江水电正式进入中游时代,公司第三阶段成长启动。待2023年两、杨全部机组投产后,雅砻江水电装机容量将达到1920万千瓦,相比目前雅下的1470万千瓦增长30.6%。 n定增助力最后冲刺:7月19日,公司董事会审议通过定增预案,拟以7.72元/股向控股股东国投集团发行4.71亿股,募资36.33亿元,其中18亿元用于两河口水电站建设。发行完成后,集团持股比例将由47.91%提升至51.20%。 投资建议:暂不考虑此次定增的结果,根据来水情况、煤价走势、新能源发展规划的预判,维持公司的盈利预测,预计21/22/23年EPS 分别为0.67/0.90/1.02元,对应8月30日收盘价PE 分别为14.0/10.4/9.2倍,维持“推荐”评级。 风险提示:1、利用小时下降。电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2、上网电价降低。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、煤炭价格上升。煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。4、降水量大幅减少:水电收入的主要的影响因素就是上游来水量的丰枯情况,而来水情况与降水、气候等自然因素相关,可预测性不高。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2021-08-10 8.53 12.45 15.28% 10.28 20.52%
13.02 52.64%
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公司为国投集团电力业务平台, 2002年完成由石化向电力的转换, 2009年控股二滩水电为重要节点,目前已发展成为水电为主、水火并济、风光为补的综合电力上市公司, 截至 2020年公司总控股装机容量达 3180万千瓦。 当前时点,公司有两大非常值得关注的变化,第一点为两河口及杨房沟电站的投产,第二点为装机增长的驱动力的切换。 从业务属性上看,我们认为公司正经历从周期向价值、成长的切换期,投资逻辑正在改变。 变化一:两杨投产在即, 雅砻江黄金十年开启成长性: 雅砻江为规划可开发装机 3000万千瓦。随着两河口、杨房沟临近投产,雅砻江即将开启新一轮装机增长, 预计 2030年前可实现装机规模 2657万千瓦,相较 2020年增幅近 80%。 稀缺性: 一方面, 优质资源禀赋下利用小时显著领先全国及四川;另一方面, 两杨投产, 利用小时稳定性进一步增强,雅砻江系全国调节性能最好、电能质量最优的梯级水电站群之一。 综合考虑补偿效益,两杨预计可实现流域增发 281亿千瓦时, 预计稳定运营期两河口、杨房沟分别可为雅砻江水电贡献业绩增量约 23.3及 7.3亿, 分别占 2020年雅砻江水电归母净利润的 37%及12%, 将为国投贡献业绩约 16亿。 变化二: 增长驱动切换, 从火电转向清洁能源我们对公司装机历史进行回溯, 2019年之前的增长主要来自火电。 2019年以来, 风光增长提速而火电开始退出,近两年共退出 391.4万千瓦。 对于公司而言,过去较高的火电占比带来了业绩的剧烈波动, 随着火电资产的退出, 公司周期属性正持续弱化,价值属性不断增强,成长属性开始显现。 切换后的动能如何维持? 我们认为主要来自三方面: (1) 雅砻江中游水电, 可助力雅砻江水电 2030年前实现装机 2657万千瓦,相较 2020年末增加近 1200万千瓦; (2) 常规风光项目, 2020年公司风光装机同比分别增长 50%和 44%,已进入快速增长通道,且效率方面显著领先; (3)水风光互补, 雅砻江“水风光” 得天独厚, 将打造流域风光水互补清洁可再生能源示范基地, 其中风、光装机规模分别约为 1200万和 1800万千瓦。 盈利预测与估值: 我们预测公司 2021至 2023年可实现归母净利润分别为 59.6、 70.5和 78.6亿,对应 PE 分别为 10、 9和 8倍。基于分部估值分析,我们给予国投电力 2021年目标价 13.05元,维持“买入”评级。 风险提示: 来水低于预期, 煤价持续走高, 新能源发展不及预期, 相关假设不成立导致结论偏差
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2021-07-16 9.48 -- -- 9.83 0.51%
13.02 37.34%
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2021H1公司发电量同比增长1.7%,上网电价同比增长8.9% 近日公司发布了上半年经营数据。2021年上半年,公司境内控股企业累计完成发电量656.99亿千瓦时,上网电量637.41亿千瓦时,与去年同期相比分别增加1.65%和1.33%。2021年二季度,公司完成发电量340.06亿千瓦时,上网电量329.71亿千瓦时,与去年同期相比分别减少6.74%和7.10%。 分电源看,2021年上半年,公司水电完成发电量342.02亿千瓦时,同比下降9.49%,其中雅砻江水电完成发电量287.78亿千瓦时,同比下降12.93%;火电完成发电量280.63亿千瓦时,同比增长13.90%;风电完成发电量26.42亿千瓦时,同比增长68.02%;光伏完成发电量7.92亿千瓦时,同比增长24.42%。火电发电量同比增长的原因为全社会用电量高速增长以及部分火电所在区域雨水偏枯。水电发电量同比下降的主要原因为雅砻江来水偏枯。 电价方面,2021年上半年,公司境内控股企业平均上网电价0.333元/千瓦时,与去年同期相比增加了8.92%。分电源看,水电平均上网电价为0.276元/千瓦时(含税,下同),同比增长11.46%,其中雅砻江水电平均上网电价为0.290元/千瓦时,同比增长15.17%(电价明显上升的原因可能是公司此前政策性让利冲回造成的);火电平均上网电价0.371元/千瓦时,同比下降0.15%;风电平均上网电价为0.497元/千瓦时,同比上涨5.16%;光伏平均上网电价为0.938元/千瓦时,同比上涨3.58%。整体看,随着部分省区市场化交易电量规模不断加大,以及结算价格和结算周期影响,公司各电厂上网电价有所波动。 卡拉电站获得核准,杨房沟、两河口陆续投产,中游成长空间可期 据公司公告,雅砻江卡拉水电站建设获得核准。卡拉水电站为雅砻江中游水电规划中的最后一级。电站总装机容量102万千瓦,单独运行时多年平均年发电量39.97亿千瓦时,与上游两河口水库电站联合运行时多年平均年发电量45.24亿千瓦时。 雅砻江中游列入规划的电站共7座,总装机容量1186.5万千瓦,相当于已投产装机的81%;其中已在建的两河口、杨房沟电站(合计450万千瓦)于今年起陆续投产。目前杨家沟水电站1、2号机组已经投产,对应装机容量75万千瓦。两河口水库库容超百亿立方,具有多年调节能力,是四川规模最大的调节电站,其调节价值主要体现在: (1)充分利用超大库容,通过流域综合调度大幅减少弃水甚至实现不弃水; (2)灵活调节枯水期和丰水期的电量比例,枯水期电量比例有望大幅提高,由于枯水期电价高于丰水期电价,有望使全年平均电价有所提升。 四川目前电力供给虽相对宽松,但新增发电产能审批仍未放松,随着用电量逐年较快增长,未来存量机组有望提升产能利用率。今年电价较为平稳,未出现大幅折价,体现了供需关系的边际改善。在未来愈发复杂的电力市场交易中,雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 盈利预测:预计公司2021至2023年实现归母净利润53.84亿元、65.85亿元、76.98亿元,对应PE 12.8x、10.4x、8.9x,维持买入评级。 风险提示:用电需求不足、来水不及预期、煤价上涨超预期、电价下滑、在建项目投产进度不及预期、发电审批政策变动。
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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