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国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-06-24 7.78 -- -- 9.07 16.58%
9.07 16.58% -- 详细
雅砻江中游卡拉电站获得核准。据公司公告,公司近日收到《四川省发展和改革委员会关于雅砻江卡拉水电站项目核准的批复》,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。预计工程静态投资133.88亿元,总投资171.21亿元。项目资本金约为34.24亿元,占工程总投资的20%。 于两河口、杨房沟将于2021年起投产,中游成长空间可期。雅砻江已完成下游梯级水电开发,发电能力提升至1470万千瓦,基本形成现代化流域梯级电站群雏形。中游列入规划的电站共7座,合计装机容量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)将于2021年起投产。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。 火电板块业绩弹性值得期待。2019年动力煤价偏弱,公司火电业绩走强,有效对冲了水电板块的波动,体现了公司水火互补的韧性。2020年动力煤价在需求偏弱、供给逐步释放的背景下预计仍将同比下行。随着低效火电的置出,公司火电资产质量显著提升,火电板块业绩有望持续向好。盈利预测::我们预计公司2020-2022年归母净利润为51.72、53.96、56.77亿元,对应EPS为0.76、0.80、0.84元/股。维持“强烈推荐”评级。 风险提示:用电需求下滑,流域来水偏枯,电价下滑,煤价高涨。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-05-01 7.62 -- -- 7.75 1.71%
9.07 19.03%
详细
2020年一季度,公司境内控股企业累计完成发电量281.73亿千瓦时,同比减少25.60%;若剔除已转让项目对电量的影响,发电量则同比减少13.59%。分电源来看,一季度公司水电发电量同比减少15.77%,主因系雅砻江水电和国投大朝山来水较去年同期偏枯,且受疫情影响,发电量同比有较大幅度降低;一季度火电发电量同比减少12.41%,主因系疫情影响之下,部分区域企业发电量下滑明显,且公司对四个火电企业股权转让退出;受益于新增机组完全发挥效力,一季度风电和光伏发电量同比分别增长15.55%和45.21%。受疫情影响,各省区市场化交易开展程度不一,电价结算方式较上年同期差异较大,公司境内控股企业一季度平均上网电价为0.304元/千瓦时,同比降低1.06%。电量电价均有所下滑的情况下,一季度公司经营情况有所承压,营业收入为75.84亿元,同比减少25.02%。 2020年一季度,受疫情影响,下游需求端反弹节奏弱于煤炭供给端复工复产节奏,供需错配影响下,煤炭价格开启下行通道:一季度秦皇岛动力末煤(Q5500)平仓价均价为557.41元/吨,同比降低44.46元/吨。煤价下行使得公司一季度营业成本同比下降29.34%,成本降幅超过收入降幅,拉动毛利率同比提升3.47个百分点至43.37%。 截至2020年3月31日,公司已完成除北部湾外其余5家标的公司国投宣城51%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权的工商变更登记手续。处置子公司及参股企业产生投资收益,叠加取得参股企业的投资收益增加,从而一季度公司投资收益同比增长580.39%,系提振业绩增长的有力因素。 投资建议与估值:基于公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2020-2022年EPS分别为0.87元、0.92元和0.96元,对应PE分别为8.65倍、8.20倍和7.83倍,维持公司“买入”评级。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-28 7.47 -- -- 7.74 3.61%
9.07 21.42%
详细
火电盈利提升、水电盈利回落,2019年业绩增长9.0%。公司2019年实现收入424.33亿元,同比增长3.47%,归母净利润47.55亿元,同比增长8.97%。公司持有52%股权的雅砻江水电实现净利润60.21亿元,同比减少12.61亿元,归母净利润同比减少6.56亿元;公司火电机组由于利用小时提升、燃料成本下降,公司控股火电机组归母净利润同比增长6.39亿元。 水电:电量持平、电价下滑,雅砻江业绩下滑17%。2019年雅砻江水电上网电量743.56亿千瓦时,同比增长0.81%;但由于雅砻江水电市场化比例提升和辅助服务分摊费用增加,雅砻江2019年含税平均上网电价0.252元,同比下降9.08%;雅砻江水电收入164.95亿元,同比下降6.31%;净利润60.21亿元,同比下降17.32%。 火电:煤价下跌、利用小时提升,火电盈利大幅改善。2019年,公司火电上网电量678.48亿千瓦时,同比增长11.59%;利用小时数4578小时,同比增长212小时;平均含税上网电价0.356元/千瓦时,同比下降3.8%。火电实现收入212.79亿元,同比增长8.99%;由于动力煤价格下跌,控股火电电厂实现净利润合计10.78亿元,比2018年增长11.84亿元,盈利大幅回升。 雅砻江中游机组投产后,公司水电调节价值将凸显。预计2020-2022年公司归母净利润分别为51.4/53.8/58.2亿元,公司控股的雅砻江水电具备较强的库容调节能力,雅砻江中游电站两河口、杨房沟规划2021年首台机组投产,投产后带来的增发电量和丰枯电量调节能力将大幅提升雅砻江水电的盈利能力。同时,雅砻江水电中游电站投产后,公司经营现金流将进一步提升,同时资本开支或将下降,公司分红比例有提升空间。此外,公司处置低效火电资产,煤价下降提升存量火电资产盈利能力。参考可比公司,给予公司2020年PE13倍,对应合理价值9.85元/股,给予“买入”评级。 风险提示。上网电价下调的风险;来水不及预期的风险;机组投产进度低于预期的风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-23 7.47 -- -- 7.74 3.61%
9.07 21.42%
详细
水火互补量升价降,营收小幅增长:公司2019年实现发电量1623.27亿千瓦时,同比增长7.03%。由于市场电规模扩大,公司平均上网电价同比下降5.05%,其中水电含税电价同比降幅9.7%,但考虑到增值税调整的利好,公司扣税电价降幅约为2.92%。受益于甘肃省外送电量增加,广西、新疆用电量增速较快等影响,公司火电机组利用小时同比增加212小时,叠加北疆二期去年6月投产影响,火电发电量、营收分别同比增长11.55%、8.99%,火电盈利的改善对冲电价对公司业绩的影响。 资产处置优化火电结构,增厚业绩表现:公司挂牌转让六家盈利较差的火电项目,已于19年11月以5.91亿元转让国投北部湾股权,确认投资收益4.25亿元,占利润总额4.12%;并以18.09亿元的价格将国投宣城等另五家火电企业股权转让于中国中煤能源集团有限公司,截至目前已完成工商变更手续。虽受益于煤价下行、区域电力好转,火电业绩明显改善,靖远二电、国投伊犁全年仍亏损3.18亿元,拖累公司盈利。资产处置一方面剥离亏损资产带来利润增量;另一方面资产处置收益将部分对冲疫情影响,托底业绩。长期来看,优化火电结构有望进一步增厚公司利润水平。 雅中投产叠加煤价下行,水火并济未来成长可期:雅砻江中游两河口、杨房沟电站合计450万千瓦装机,计划于2021-2023年投产。届时雅砻江水电装机容量将较当前增长30.61%,水电业绩迎来爆发期。QHDQ5500动力煤2020年一季度均价557.41元/吨,同比下降7.39%,4月9日以来进一步跌破500元/吨。供给端产能增加叠加疫情加剧煤炭需求疲软,预计2020年煤价中枢520-540元/吨,成本端煤价下行利好公司火电业绩。 投资建议 考虑到疫情影响,我们下调营收预期;但由于煤价下跌相比预期更快,我们基本维持盈利预期。我们预测公司2020-2022年的营收为364.93/381.73/416.40亿元,归母净利为49.89/52.96/68.87亿元,对应EPS为0.74/0.78/1.02元,对应动态PE为10/10/8倍,维持“买入”评级。 风险提示 雅砻江来水不佳;煤价降幅不及预期;电价大幅下降;疫情影响超出预期。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-23 7.47 -- -- 7.74 3.61%
9.07 21.42%
详细
事件: 公司发布2019年年报。全年实现营业收入424.3亿元,同比增长3.47%;归属于上市公司股东净利润为47.55亿元,同比增长8.97%,符合申万宏源预期。 公司发布2020年一季度经营数据。公司一季度实现水电发电量167.38亿千瓦时,同比减少15.77%,火电发电量104.55亿千瓦时,同比减少12.41%。 投资要点: 2019年水电发电量小幅增长,市场化比例提高拖累电价。2019年雅砻江流域来水前高后低,雅砻江水电全年发电量同比增长0.83%,但是受市场化电量占比提升影响,雅砻江水电全年平均含税电价同比下滑9.08%,2019年实现净利润(含少数股东损益,下同)60.2亿元,同比减少17.3%。大朝山电站2019年发电量同比增长7.31%,电价同比下滑10.69%,全年实现净利润8.93亿元,与上年基本持平。 火电业绩普遍改善,百万级大机组优势明显。公司2019年实现火电发电量721.93亿千瓦时,同比增长11.49%,其中天津北疆、广西钦州以及福建湄洲湾发电量分别同比变化+14.53%、+32.70%、-0.53%,在2019年用电增速下滑及水火跷跷板效应的双重挤压下,公司火电大机组优势明显。电价方面,公司2019年火电平均含税电价仅下降-3.92%,考虑到增值税本身下降3个百分点,公司火电电价整体变化较小。受益发电量增长及煤价下行,公司2019年各地火电盈利普遍改善,从披露的分省毛利率来看,剔除四川、云南和甘肃三个水电机组为主的省份后,公司火电所在省份毛利率同比增长4.65个百分点。 成功转让盈利能力差的参控股火电子公司股权,机组结构显著优化。公司2019年9月在上海联合产权交易所预披露转让国投北部湾、国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权。11月公司向广西投资集团转让国投北部湾股权,确认投资收益4.25亿元。12月公司与中煤能源集团签订《产权交易合同》,转让其余电站股权,转让价格合计为18.1亿元。根据公司年报披露,2019年国投伊犁、靖远二电分别亏损1.33和1.85亿元,预计2020年火电业绩有望大幅改善。 2020Q1水电发电量下滑,火电电价逆势增长。2020年一季度公司雅砻江水电发电量同比减少13.85%、大朝山电站发电量同比减少40.35%。雅砻江水电含税电价同比下跌3.04%,考虑到今年一季度增值税率较去年同期低3个百分点,测算不含税电价同比持平。值得注意的是公司火电电价,2020Q1公司火电发电量同比减少12.41%,但是含税电价同比增长4.5%,进一步考虑到增值税因素以及煤价下跌,预计一季度火电板块改善明显。 盈利预测与评级:虽然一季度水电发电量下滑,但是考虑到电价趋于稳定,且预计火电板块盈利改善明显,我们维持公司2020-2021年公司归母净利润预测为52.5和54.1亿元,新增2022年归母净利润预测为59.2亿元,对应PE分别为10、9和9倍。雅砻江业绩稳定且中长期具备增长潜力,火电资产优化有望提升盈利能力,维持“买入”评级。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-21 7.66 -- -- 7.74 1.04%
9.07 18.41%
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2019年归母净利同比增长8.97%,拟每股派息0.2453元、股息率3.2% 公司近日披露年报,2019年营业收入424.33亿元,同比增长3.47%;营业成本258.52亿元,同比增长5.78%。实现归属于上市公司股东的净利润47.55亿元,同比增长8.97%;基本每股收益0.6705元,同比增长7.18%。 报告期末资产负债率66.89%,较上年期末降低1.31个百分点。拟每股派息0.2453元,分红比例35%,对应最新收盘价的股息率为3.2%。 火电电量大增11.49%,水电电价降幅较大 2019年,公司境内控股企业累计完成发电量1621.42亿千瓦时,同比增加6.94%。水电发电量同比增加2.37%,其中雅砻江水电同比增加0.83%;火电电量同比增加11.49%;新能源发电量增长迅速,风电同比提高31%,光伏同比提高98%。 电价方面,2019年公司境内控股企业平均上网电价0.299元/千瓦时,与去年同期相比下降5.05%。水电电价同比降低9.7%,其中雅砻江水电同比下降9.1%;火电电价同比下降3.92%。考虑到增值税调整的影响,火电税后电价降幅较小,水电税后电价降幅仍较大。随着电力体制改革的逐步推进,部分省区市场化交易电量种类不断增加、规模不断加大,同时受结算价格及结算周期影响,各电厂上网电价有所波动。公司2019年市场化电量占比为37%,同比增加8个百分点,规模可观但尚有提升空间。预计2020年公司整体电价水平仍有下降风险,但降幅有望显著收窄。 煤价走弱提振火电表现,有效平滑水电业绩波动 2019年,火电实现收入212.8亿元,较2018年增加17.6亿元,增长8.99%,主要原因:一是北疆二期2019年发挥效力;二是甘肃省外送电量增加,火电机组利用小时同比增加较多;三是广西、新疆区域社会用电量增速较快,火电机组利用小时数增加。水电实现收入185.4亿元,较2018年减少11.2亿元,减少5.70%,主要原因:雅砻江水电市场化减收金额和辅助服务分摊费用增加,导致平均电价下降。 随着动力煤价持续走弱,公司火电业绩走强,有效对冲了水电板块的下滑,体现了公司水火互补的韧性。我们判断公司2019年单位燃料成本同比下降至少5%,而2020年动力煤在需求偏弱、供给逐步释放的背景下预计仍将维持跌势。随着低效火电资产的置出(19年仍未出表的靖远、伊犁项目依旧显著亏损),公司火电资产质量显著提升,叠加动力煤价格中枢趋势性下移,公司火电板块业绩弹性值得期待。 公司披露2020年融资计划:无股权融资,未考虑安排GDR发行 公司披露了2020年的融资计划:境内,计划融资总额67亿元,计划通过公开发行公司债、可续期公司债、超短期融资券等债券满足资金需求,或向金融机构借款解决。境外,全资子公司计划境外融资总额1亿美元和1.2亿欧元,计划通过融实国际控股有限公司及其子公司和金融机构贷款解决。融资方式上,计划中暂未考虑发行GDR等股权融资途径。 盈利预测:维持“强烈推荐”评级。我们预计公司2020-2022年归母净利润为51.72、53.96、56.77亿元,对应EPS为0.76、0.80、0.84元/股。 风险提示:用电需求不足,来水不及预期,煤价下降不及预期,电价超预期下降。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-21 7.66 -- -- 7.74 1.04%
9.07 18.41%
详细
事件:国投电力发布2019年年报。2019年公司实现营业收入424亿元,同比增长3.5%;归母净利润47.6亿元,同比增长9.0%;扣非归母净利润42.2亿元,同比增长0.9%。 雅砻江水电量价双降,拖累四季度盈利:2019年公司境内电厂发电量1621亿千瓦时,同比增长6.9%;其中雅砻江水电发电量747亿千瓦时,同比增长0.8%。2019Q4公司境内电厂发电量405亿千瓦时,同比增长3.4%;雅砻江水电发电量168亿千瓦时,同比下滑5.8%。此外,2019Q4公司境内电厂上网电价0.290元/千瓦时,同比下滑9.5%;雅砻江水电上网电价0.242元/千瓦时,同比下滑14.2%,环比下滑2.4%。剔除增值税调整因素,我们判断雅砻江水电上网电价下行主要与市场电让利扩张有关。受雅砻江水电量价双降等因素拖累,公司2019Q4营业收入102亿元,同比下滑5%;归母净利润4.2亿元,同比下滑45%。 股权转让落地,火电资产优化:受益于煤价下行,2019年公司火电业绩大幅改善,其中湄洲湾二期净利润4.8亿元(同比增长68.4%)、国投钦州净利润3.1亿元(同比增长3.0亿元)。此外,2019Q4公司积极推进旗下盈利欠佳的6个火电公司股权转让工作(国投北部湾55%股权、国投宣城51%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权)。2019年11月,公司转让国投北部湾股权至广西投资集团,确认投资收益4.2亿元;2019年12月,公司转让剩余5个火电股权至中煤能源集团,转让价格18.1亿元。截至2020年3月底,公司已完成上述公司股权的工商变更手续。公司火电资产精简优化,将有助于进一步提升火电核心盈利水平。 盈利预测与投资评级:根据公司2019年业绩情况,考虑到疫情及电价等影响,下调公司2020、2021年的预测归母净利润至48.9、49.7亿元(调整前分别为51.8、54.3亿元),新增2022年的预测归母净利润54.2亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为0.72、0.73、0.80元,当前股价对应PE分别为11、10、10倍。看好公司雅砻江中游发展及火电业绩弹性,维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,机组投产进度低于预期,煤价超预期上行,上网电价超预期下行,融资成本上涨的风险等。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-21 7.66 -- -- 7.74 1.04%
9.07 18.41%
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新机组贡献增量及需求旺盛拉动营业收入增长。2019年,公司完成发电量1623.27亿千瓦时,同比增长7.03%,其中:火电发电量为722.32亿千瓦时,同比增长11.55%;水电发电量为863.96亿千瓦时,同比增长2.37%。公司全年实现营业收入424.33亿元,同比增长3.47%,增幅小于电量主因系市场电扩张之下全年平均上网电价同比下滑4.8%。 公司火电收入为212.79亿元,同比增长8.99%,主因系北疆二期贡献增量以及甘肃、广西、新疆等区域火电机组利用小时增加;水电收入为185.40亿元,同比减少5.70%,主因系雅砻江水电市场化减收金额和辅助服务分摊费用增加导致平均电价下降;风电和光伏收入分别同比增长39.08%和98.38%,主因系产能扩张和消纳改善。 财务费用降低及投资收益提升助力全年业绩改善。除电量增加拉动火电业务成本同比增长4.08%外,由于景峡、烟墩、广西浦北项目投产、云南冶金新能源全年发挥效力,以及新收购湖州光伏、托克逊光伏、新源(中国)项目,公司全年电力业务总成本同比增长5.32%,电力毛利率同比下滑1.2个百分点。由于公司归还部分经营性借款,2019年财务费用为47.79亿元,同比降低5.76%。2019年11月,公司作价5.91亿元转让国投北部湾股权,确认投资收益4.25亿元,占全年利润总额4.12%。综合影响之下,公司2019年完成归母净利润47.55亿元,同比增长8.97%,财务费用降低和投资收益提升是全年业绩改善的关键。 雅砻江中游电站投产周期将至,水电盈利有望改善。目前,公司两河口和杨房沟电站已于2014-2015年开始建设,预计首台机组将于2021年投产。未来在中游电站的陆续投产和两河口补偿效益释放的作用下,预计公司水电盈利能力将实现显著提升。 投资建议与估值:基于公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2020-2022年EPS分别为0.84元、0.86元和0.88元,对应PE分别为9.16倍、8.94倍和8.69倍,维持公司“买入”评级。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-04-15 7.63 -- -- 7.85 2.88%
8.94 17.17%
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2020年一季度,公司境内控股企业累计完成发电量281.73亿千瓦时,同比减少25.60%;若剔除已转让项目对电量的影响,发电量则同比减少13.59%。分电源来看,一季度公司水电发电量同比减少15.77%,主因系雅砻江水电和国投大朝山来水较去年同期偏枯,且受疫情影响,发电量同比有较大幅度降低;一季度火电发电量同比减少12.41%,主因系疫情影响之下,部分区域企业发电量下滑明显,且公司对四个火电企业股权转让退出;受益于新增机组完全发挥效力,一季度风电和光伏发电量同比分别增长15.55%和45.21%。受疫情影响,各省区市场化交易开展程度不一,电价结算方式较上年同期差异较大,公司境内控股企业一季度平均上网电价为0.304元/千瓦时,同比降低1.06%。电量电价均有所下滑的情况下,一季度公司营业收入承压。 2020年一季度,受疫情影响,下需求端反弹节奏弱于煤炭供给端复工复产节奏,煤炭价格开启下行通道:一季度秦皇岛动力末煤(Q5500)平仓价均价为557.41元/吨,同比降低44.46元/吨。成本端改善将部分对冲收入端颓势,助力一季度业绩受疫情冲击幅度收窄。截至2020年3月31日,公司已完成除北部湾外其余5家标的公司股权的工商变更登记手续,预计该5项股权的资产处置收益将计入一季度报表,亦将增厚一季度业绩,部分抵消疫情带来的负面影响。 雅砻江中游电站投产周期将至,水火盈利均有望改善。目前,公司两河口和杨房沟电站已于2014-2015年开始建设,预计首台机组将于2021年投产。未来在中游电站的陆续投产和两河口补偿效益释放的作用下,我们预计公司水电盈利能力将实现显著提升。 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0.74元、0.85元和0.87元,对应PE分别为10.43倍、9.07倍和8.86倍,维持公司“买入”评级。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-02-10 7.92 -- -- 8.28 4.55%
8.28 4.55%
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引言:再进一步看国投 2019年初,我们曾撰写了深度报告《火电周期向上,水电把握成长》。时过一年,我们再次审视此前的研究,并进行更深入的分析:面临火电资产处置与浮动电价机制影响,火电业务将有什么新变化?雅中电站投产时间临近,中游电站自身盈利情况如何?能够为下游电站带来多少增益影响?除此以外,公司水电、火电的经营特点差异性较大,应该如何评估公司内在价值?n资产优化叠加成本下行,电价机制调整难阻业绩改善趋势公司拟转让国投宣城等6家参控股公司全部股权,现均已签订了《产权交易合同》。低效火电资产的转让,有利于公司火电结构优化与盈利能力提升。虽然浮动电价机制的变革或将引起公司火电平均电价的下滑,但在煤价同比下降的预期下,有望对冲电价调整对公司业绩表现的影响。 雅中电站投产周期降至,水电内生增长可期 雅砻江中游水电站是公司未来的主要增量电源,其中两河口与杨房沟水电站首台机组预计于2021年开始投产。由于两河口水电站的主要效益体现在对其下水电站的补偿效益中,因此除了未来拟投运的中游水电站自身的增量贡献以外,目前雅砻江已经在运的下游水电站的盈利能力也有望得到增强。此外,外送线路雅中直流已经进入全面建设阶段,计划2020年上半年低端投运、2021年底全线贯通,有望保证雅中电站电量通畅外送。 国投电力价值探讨:SOTP分部估值 考虑到公司水火并重,且水电、火电的经营特点差异性较大,因此我们考虑考虑采用分部估值的方法对公司价值进行探讨。分部估值结果远高于公司当前股价,反映出当前估值也许未能反映未来十年的变化,公司未来股价有望随着公司业绩和分红的释放而持续提升,另一方面对水电未来电价的担忧、中游电站长周期建设的不确定性和时间成本也是影响国投电力估值的因素。 投资建议 根据最新经营与财务数据,预计公司2019-2021年EPS分别为0.75元、0.82元和0.87元,对应PE分别为10.52倍、9.60倍和9.09倍。虽然近年市场电影响下雅砻江电价下滑影响公司业绩表现,但考虑到火电业务盈利的修复以及雅中电站的投产有望从增量贡献和补偿效益两方面提升公司盈利能力,给予公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤炭价格非季节性上涨风险;电力供需恶化风险;2.来水变动风险;市场化影响下电价下滑风险。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2020-01-02 9.17 -- -- 9.30 1.42%
9.30 1.42%
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全部6项股权均已成交,合计转让价格24亿元 公司发布公告:继11月国投北部湾55%股权以5.91亿元转让于广西投资集团后,12月27日,公司签订合同,将另5项股权(国投宣城51%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权)以18.09亿元转让于中煤能源集团有限公司。 转让增值率49%,预计增加资产处置收益7.9亿元 公司转让的6项火电股权为盈利能力相对较弱的资产,据我们测算(详见表2),2019H1上述六项资产合计贡献权益净利润-0.55亿元,整体亏损。受益于区域电力市场好转、煤价下降,上半年国投电力火电板块整体盈利改善显著,但靖远二电、伊犁等电厂仍处于亏损状态,拖累公司业绩。我们认为,出售上述火电股权,将有利于公司盘活资产结构,促进整体战略布局推进。 6项股权的净资产评估价值相较账面价值均有较大比例增值(详见表2),其中北部湾增值率168.48%,靖远二电117.45%,国投伊犁59.46%,国投宣城40.51%,淮北国安57.77%,甘肃张掖15.18%。11月率先成交的北部湾55%股权,是其中较为优质的资产,在6项股权中评估增值率最高,其转让价格(5.91亿元)相较我们测算的第一次挂牌价格(4.78亿元)也有明显溢价;受让方广西投资集团有限公司在本次交易前持有北部湾27%股权,是仅次于国投电力的第二大股东。本次另5项股权打包转让于中煤能源集团有限公司,我们认为可能是双赢的结果,公司盘活了资产、回收了资金,而受让方有望借助煤电协同效应提高上述火电资产的盈利能力。 据我们测算(详见表2),全部6项股权合计权益净资产为16.11亿元,最终成交价格合计24亿元,整体增值率49%。我们预计,转让6项股权将增加资产处置收益7.89亿元,根据两次成交时间,我们判断北部湾的处置收益4.13亿元可能计入2019年报表,而另五项股权的处置收益3.76亿元可能计入2020年报表,预计将增厚相应年份的净利润。 盈利预测:我们预计公司2019-2021年归母净利润为48.02、53.98、54.85亿元,对应EPS为0.71、0.80、0.81元/股。维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济波动,电价下调,煤价上涨,用电需求不足
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-12-31 8.88 -- -- 9.30 4.73%
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事件: 公司 12月 27日发布了关于挂牌转让部分子公司股权的进展公告。 2019年12月 27日,公司签订了《产权交易合同》, 以转让价格合计为 18.09亿元将五家标的公司股权转让中国中煤能源集团有限公司。 资产转让结果: 本次转让五家公司整体增值率 26.25%。 国投宣城 51%股权净资产增值率 15.22%,国投伊犁 60%股权净资产增值率 37.79%,靖远二电 51.22%股权净资产增值率 78.31%,淮北国安 35%股权净资产增值率 29.37%,张掖发电 45%股权净资产增值率-5.55%。 本次转让五家公司整体增值率 26.25%。 转让价格合理,公司火电资产结构进一步优化。 从资产转让结果来看, 11月 11日公司以 5.91亿元转让国投北部湾 55%的股份,实现净资产增值率 232.20%,本次转让五家标的公司净资产增值率范围在-5.55%~78.31%, 整体增值率 26.25%(即1.26x PB),高于当前 CS 火电板块 PB 1.04x。 此次转让完成后公司火电资产结构进一步优化, 百万千瓦火电机组占比将由约 50%进一步提升约 68%。 转让盈利能力较弱的资产将进一步改善火电板块业绩。 六家交易标的公司整体拖累上市公司盈利水平, 17年五家火电公司全部处于亏损状态(1张掖发电未披露财务数据), 18年仅国投北部湾、张掖发电实现盈利,但净利率均低于 1%。受益于煤价下行, 1H19国投宣城、国投北部湾均实现扭亏为盈,但盈利能力弱于公司优质火电资产(净利率分别为 5.78%和 3.71%),且六家标的公司整体仍处于亏损状态(根据 19年半年报公告数据测算, 1H19权益净利润-5483万元, 18年权益净利润-2.19亿元)。 预计转让盈利能力较弱的资产将进一步改善火电板块业绩。 投资建议: 维持“审慎增持”评级。 公司拥有雅砻江水电优质资产 52%权益,水电装机整体达 1676万千瓦;另有火电装机约 1576万千瓦火电(若剔除六家标的公司,装机容量约 1056万千瓦)。政策鼓励省内水电消纳, “雅中-江西”特高压落地保障新建产能外送消纳。随着煤炭价格步入下行通道,火电盈利有望持续改善。 假设 2020年完成 6家公司资产转让, 预计公司 2019-2021年归母净利润为 48.64、60.87亿元(含 24.00亿元资产转让收益)、 55.14亿元, 同比增速为 11.5%、 25.1%、-9.4%。对应 12月 27日 PE 估值 12.4、 9.9、 10.9倍, 维持“审慎增持”评级。 风险提示:煤炭价格波动,水电上网价格下调、来水持续偏枯,新能源补贴政策变动。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-12-03 8.38 -- -- 9.05 8.00%
9.30 10.98%
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GDR发行进展顺利,为海外业务扩张打下良好基础。公司拟发行不超过6786.02万份全球存托凭证(GDR),对应新增A股基础股票不超过6.79亿股,不超过A股总股本的10%。目前公司GDR发行方案已获证监会核准,正在顺利推进过程中,发行成功后将在伦敦证券交易所上市,并通过沪伦通板块交易。本次GDR发行募集资金将用于拓展境外可再生能源业务及偿还境外债务,目前公司已经通过并购方式在海外布局可再生能源业务,相继于2018年10月收购英国Afton陆上风电项目(5万kw)、2019年7月收购泰国曼谷垃圾发电项目(0.98万kw),本次募集的资金将用于进一步扩大公司海外可再生能源业务的布局,预计未来海外业务并购和收入体量都将大幅提升,也将增强公司的海外影响力,为海外业务拓展打下良好基础。 积极剥离小火电资产,向清洁能源转型目标明确,资产结构持续升级。为推进实施公司整体战略布局,调整资产结构,近期公司在上海联合产权交易所挂牌转让6个火电资产,包括:国投宣城51%股权、国投北部湾55%股权、国投伊犁60%股权、靖远二电51.22%股权、淮北国安35%股权、张掖发电45%股权。目前已确定国投北部湾55%股权的受让方为广西投资集团有限公司,转让价格为5.91亿元,其余5家标的公司将按照不低于第一次挂牌价70%的价格进行第二次挂牌打包转让。公司此次剥离的6个火电资产均为盈利能力较差或长期处于亏损状态的项目,6家火电公司2018年合计亏损6.88亿元,2019年上半年合计亏损0.95亿元,若成功剥离后公司盈利能力将进一步得到改善,电力资产结构也将持续优化升级。目前公司清洁能源装机占已投产控股装机容量的54.15%,公司向清洁能源方向转型目标明确,资产结构正在不断优化。 前三季度发电量有所提升,收入利润稳步增长,受市场化电量交易影响,平均上网电价小幅下滑。前三季度,公司境内控股企业累计完成发电量1216.72亿千瓦时,上网电量1180.59亿千瓦时,与去年同期相比分别增加了8.17%和8.10%。水电方面,虽然雅砻江水电来水较去年同期偏枯,但弃水量有所减少,国投小三峡和大朝山来水均较去年同期偏丰,因此前三季度水电发电量667.93亿千瓦时,同比增加4.06%;火电方面,由于北疆二期机组于去年6月份投产,甘肃省外送电量增加,广西、新疆区域社会用电量增速较快,火电机组利用小时同比增加较多,前三季度火电发电量为522.63亿千瓦时,同比增加12.41%;风电方面,受益于国投广西龙门风电自去年6月至今年2月逐步并网,今年6-8月烟墩及景峡风场新机组投运,及部分电厂风资源好于去年同期,风电消纳受限情况减小,前三季度风电发电量为19.34亿千瓦时,同比增加28.30%;光伏发电方面,由于公司对南庄光伏、托克逊光伏、湖州光伏的收购及国投大理宾川光伏二期的投产,光伏发电量大幅提升,前三季度发电量6.82亿千瓦时,同比增长131.64%。电价方面,随着电力体制改革的逐步推进,部分省区市场化交易电量种类不断增加、规模不断加大,同时受结算价格及结算周期影响,各电厂上网电价有所波动,前三季度公司境内控股企业平均上网电价0.303元/千瓦时,与去年同期相比下降了3.86%。另外,公司境外电厂经营效益也较为理想,英国Afton5万千瓦陆上风电项目前三季度共计完成发电量1.01亿千瓦时,泰国曼谷0.98万千瓦垃圾发电项目前三季度共计完成发电量0.19亿千瓦时。境内外电厂发电量和上网电量的提升使公司前三季度营业收入和业绩也实现了稳步提升,实现营业收入322.46亿元,同比提升6.47%,实现归母净利润43.33亿元,同比提升20.51%。未来随着在建项目的陆续投产,海外业务逐渐布局,公司的发电规模将进一步扩大,收入业绩有望实现持续提升。 核心资产雅砻江开发逐步推进,未来十年将迎来投产高峰。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,具有合理开发及统一调度等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小,规模优势突出,梯级补偿效益显著,兼具消纳和移民优势,经济技术指标优越,运营效率突出,在我国13大水电基地排名第3。该流域可开发装机容量约3000万千瓦。截止目前,下游规划建设的五座电站(锦屏一级、锦屏二级、官地、桐子林、二滩水电站)已经全部投产,总投产装机1470万千瓦。中游规划建设的7座电站(两河口、牙根一级、牙根二级、楞古、孟底沟、杨房沟、卡拉),将于2021-2027年陆续投产,中游电站总装机容量为1187万千瓦。其中,杨房沟和两河口水电站已相继核准开工,合计装机容量450万千瓦,计划在2021-2023年间投产,中游的其余5个电站前期工作也都在有序推进,预计未来十年将迎来中游电站投产高峰,有望开启公司新一轮快速增长。 拥有核心优质资产的综合型电力企业,未来成长可期,维持“强烈推荐-A”评级。公司是一家以水电为主、水火并济、风光为补的综合电力上市公司,水电控股装机为1676万千瓦,为国内第三大水电装机规模的上市公司,处于行业领先地位。同时,公司还积极在海外拓展可再生能源发电业务,明确清洁能源为主的发电结构,电源结构优势明显,经济效益和社会效益突出,抗风险能力较强。2021年左右将迎来雅砻江中游的投产高峰,公司的水电大平台优势将得到凸显,预计2019-2021年公司归属净利润分别为48.97、50.77、53.68亿元,对应EPS分别为0.72、0.75、0.79,对应估值分别为11.8、11.4、10.8,维持“强烈推荐-A”评级。 风险提示:GDR发行进度不及预期,海外业务拓展进度不及预期,煤价上涨,来水不及预期,大盘系统性风险等。
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-21 8.28 -- -- 8.96 8.21%
9.30 12.32%
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近日国投电力拟发行 GDR 募集海外资金建设欧洲风电项目, 市场存在复制华泰证券“ 做空 A+做多 GDR”进行套利的讨论, 近日国投电力融券卖出数量大增,国投电力股价下挫。 国投电力真的能复制华泰证券 GDR 套利吗?也许历史未必会重演。 股本结构、股东结构、两市估值水平等存在差异,国投电力 GDR 发行折价会远低于华泰证券我们分析华泰证券 GDR 套利可行的原因: GDR 发行折价高, A 股、 GDR 之间存在很高的溢价率,两市价格出现收敛,因此存在较大的套利空间。 我们通过分析发现,国投电力与华泰证券股本结构、股东结构、两市估值水平等均存在差异, 国投电力无需采取华泰证券压低 GDR 价格的策略,同时由于存在股东压力, GDR 价格也很难大幅打折(会稀释第一、二大股东持股比例)。我们估计国投电力 GDR 相对正股折扣不会低于 9折。 原始套利空间小, 融券成本、 两市价格和汇率波动会持续压缩套利空间我们按照 GDR 发行价相对正股最低 9折来测算,假设融券费用为年化10.35%, 那么套利空间将不足 7%,远低于华泰证券的 37.68%,同时,两市价格波动、汇率波动等多种因素会影响套利空间,若采用汇率掉期等金融衍生品规避汇率波动风险,该手续费会进一步压缩套利空间。因此我们认为国投电力无法复制华泰证券 GDR 套利。 盈利预测:当前时点我们坚定看好公司。 预计公司 2019-2021年归母净利润为 48.02、 53.98、 54.85亿元,对应 EPS 为 0.71、 0.80、 0.81元/股。维持“买入”评级。 风险提示: 宏观经济下行,用电需求不足, 电价下降, 来水较差
国投电力 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-11 8.67 11.10 27.59% 8.96 3.34%
9.30 7.27%
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投资建议:水电利润下降,火电利润增长,Q3业绩符合预期。维持2019-2021年 eps 预测为 0.74/0.78/0.84元,给予公司 2019年行业平均 15倍 PE,维持目标价 11.1元,维持增持。 事件: 2019Q3营收 126.4亿元,同比增长 1.1%,归母净利 20.6亿元,同比增长 1.6%。业绩符合预期。 水电利润下滑,火电利润增长, Q3业绩同比略增。 Q3上网电量 478.15亿千瓦时,同比增长 11.3%。其中:1)水电 294.6亿千瓦时,同比增长 0.1%;2)火电 174.7亿千瓦时,同比增长 9.1%(增量主要来自于国投钦州,+15.34亿千瓦时,广西三季度来水偏枯,火电发电情况较好)。电价方面,Q3水电电价(税后)同比下降 6.3%,其中雅砻江水电税后电价下降 5%,主要由于锦屏官地因 2019年电价压力较大,在 Q3计提了政府让利。量增价减导致水电利润下滑,量增叠加煤价下降, 火电利润增长, 水减火增, 公司 Q3业绩同比略增 1.6%。 挂牌盈利不佳的火电资产,GDR 发行获两地监管机构通过。公司挂牌出售 4家控股、2家参股火电公司股权,挂牌资产均为盈利不佳且装机规模较小的火电(挂牌控股火电装机 391万千瓦,占公司控股火电的 25%),若成功出售,公司火电资产质量有望进一步提升。同时公司拟发行不超过总股本 10%,对应 A 股数量不超过 6.79股的 GDR用于现有的境外在建及储备的清洁能源项目,或用于其他潜在境外收购机会,目前 GDR 发行进展顺利,已获得中国证监会和英国金融行为监管局批准。 风险因素:来水不及预期、项目推进不及预期
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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