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大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-10-31 3.14 -- -- 3.05 -2.87%
3.09 -1.59% -- 详细
大唐发电发布 2022年三季报: 2022前三季度实现营业收入 872.5亿元,同比+15.9%,实现归母净利润 7.6亿元,同比-48.2%; 2022Q3实现营业收入 316.5亿元,同比+27.8%,实现归母净利润-6.4亿元,同比减亏 9.8亿元。 投资要点: 煤价高企, 2022Q3盈利环比由盈转亏。 2022年前三季度,公司平均上网电价同比上升 20.73%,带动收入同比增长 15.9%。 2022Q3公司实现归母净利润-6.4亿元,环比由盈转亏,主要原因是电力保供需求下火电环比增发 140亿千瓦时,而市场煤价仍然高企,且国内部分区域长协比例或有待提升,共同推高煤炭成本, 2022Q3公司毛利率约 4.26%,环比下滑 8个百分点。 同时投资收益亦有下降, 2022Q3公司实现投资收益 5.95亿元,环比减少 5.2亿元。 受四川等地高温干旱影响, 2022Q3水电出力下滑。 公司水电机组主要分布在四川、重庆、云南等地,受三季度高温天气影响,水电实现发电量 100.89亿千瓦时,同比减少 31.4亿千瓦时,同比下降23.72%,环比减少 5.4亿千瓦时。 根据公司 2021年水电平均上网电价 0.22元/千瓦时测算,水电业绩环比或下降 1.2亿。 新能源上网电量快速增长,项目储备较为充足。 受益于风光装机规模及利用小时数持续增长, 2022年前三季度风电/光伏上网电量分别同比+15.74%/+66.10%;第三季度分别同比+42.72%/82.57%。 截至 2022年 6月, 公司风电/光伏装机 5.16/2.06GW,在建新能源项目共计 3.7GW,其中风电/光伏为 2.6/1.1GW,后续有望贡献一定业绩增量。 盈利预测和投资评级: 三季度煤价高企以及水电出力下滑抑制盈利, 缺电背景下煤电盈利至关重要, 后续随长协煤等政策进一步落实,盈利能力有望回升。 我们下调盈利预测, 预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 13、 33、 40亿元,对应 PE 分别为 45、 18、15倍。维持“买入”评级。 风险提示: 用电需求下滑;政策变动风险;电价下滑; 煤价大幅上涨;新能源装机不及预期;水电来水偏枯;投资收益不及预期; 持股 5%以上股东减持对二级市场的影响风险。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-10-28 3.49 -- -- 3.14 -10.03%
3.14 -10.03% -- 详细
公司发布2022年三季报,前三季度实现营业收入872.49亿元,同比增长15.86%;实现归母净利润7.64亿元(扣非2.92亿元),同比增长418.54%(扣非下降48.07%)。第三季度实现营收316.52亿元(同比增长27.84%),归母净利润-6.36亿元(同比增长60.78%)。 电价上涨带来盈利能力改善,第三季度亏损同比收窄第三季度归母净利润-6.36亿元,和去年第三季度-16.2亿元相比亏损明显收窄,盈利能力改善,主要是由于是结算电价上涨缓解燃料成本上涨压力所致。前三季度上网电量1861.29亿千瓦时(同比-4.8%),平均上网电价(含税)459.43元/兆瓦时(同比+20.7%),火电上网电量占比为80.7%;第三季度上网电量713.1亿千瓦时(同比+1.2%),平均上网电价(含税)462.04元/兆瓦时(同比+28.1%)。 受益于装机规模提升,新能源发电量保持高速增长,前三季度风电发电量82.86亿千瓦时(同比+15.7%),光伏发电量19.15亿千瓦时(同比+66.1%)。 盈利能力同比回升,经营性现金流量净额同比增加前三季度公司毛利率7.90%(同比-0.67pct),净利率0.66%(同比+0.80pct),ROE(摊薄)-0.93%(同比+1.35pct),虽然盈利能力受燃料价格影响较大,但同比仍有所回升;期间费用率7.61%,同比减少0.90pct,成本控制能力良好。经营性现金流量净额189.05亿元(同比+17.0%)。 长协履约监管力度加大,火电盈利能力有望持续回升从303号文发布的半年来,国家及地方不断加大履约监管。根据10月13日国务院新闻办公室政策例行吹风会,央企带头多签中长期合同,努力稳定市场价格,国家能源集团和中煤集团两家中央煤炭企业中长协合同兑现率超过90%,向下游企业让利超过500亿。我们认为四季度火电企业长协覆盖比例有望明显提升,入炉标煤单价较前三季度有望大幅下降。考虑到煤电电价最高可上浮20%,且高耗能行业涨幅不受此限制,预计火电盈利能力有望持续回升。 十四五计划新增新能源30GW,新能源建设有望进入加速期根据公司总体发展规划,十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021年-2022年上半年,公司实际新增新能源装机仅为1GW,距离30GW仍有较大缺口,预计新能源建设将会进入加速期。2022年上半年末,公司在建新能源装机合计3.68GW,其中风电2.59GW,光伏1.09GW;上半年新能源项目核准合计3.73GW,其中风电1.3GW,光伏2.43GW。充足的在建项目及储备项目为公司发展提供广阔空间。abl估e_值S分um析ma与ry评]级】说明预计第四季度长协比例继续提升,至2023年能够实现长协完全覆盖,且价格不超过规定区间。预计公司2022-2024年归母净利润分别为18.83亿元、34.36亿元、44.52亿元,对应PE分别为38.1倍、20.9倍、16.1倍,维持“推荐”评级。 风险提示:煤价维持高位;新能源开发进度不及预期;电价上涨幅度受限等。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-09 3.90 -- -- 4.04 3.59%
4.04 3.59% -- 详细
公司为火电龙头企业,正快速发展新能源。风电和光伏装机容量由2017年底的257万千瓦发展至2022H1的721万千瓦,增加了464万千瓦,装机占比达10.5%;风电和光伏年售电量由2017年底的52亿千瓦时发展至2022H1的70亿千瓦时,增加了18亿千瓦时,售电量占比达6.1%。 新能源和水电板块量价齐升,贡献主要利润,季度环比实现扭亏为盈。2022H1水电、风电、光伏发电量分别同比增长8.8%、7.5%、55.9%。2022H1市场化交易电量比例达85%,平均上网电价同比增加16.9%。2022H1风电和光伏利润总额为15.58亿元,水电利润总额为12.69亿元,分别增长30.7%、19.0%。公司自2021Q3开始连续亏损,2022Q2实现净利润18.1亿,相比2022Q1大幅增长22.2亿,季度盈利能力强势反弹,实现扭亏为盈。 “十四五”期间规划新增新能源装机30GW,新能源装机预计大幅提速。2021年和202H1新增新能源装机共计100万千瓦,若完成3000万千瓦的装机规划,2022H2-2025每年平均新增装机超800万千瓦。 ROE略有下降,经营性现金流表现较好。2022H1公司ROE为2.1%,同比下降0.16pct,主要是受到净利率下降的影响。2022H1经营性净现金流入128.56亿元,同比增长19.5%,主要因为增值税留底退税大幅增加。 控制煤价在合理区间,火电有望迎来业绩翻转。发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》,促进秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格在合理区间570~770元/吨(含税)。火电业务盈利有望迎来反转,赛道迎来重估。 风险提示:装机规模增长不及预期;电价大幅下降;燃料成本大幅提升。 投资建议:我们预计2022-2024年公司归母净利润分别为39.4、57.2、68.8亿元,EPS为0.21、0.31、0.37元,当前股价对应PE为17.7、12.0、10.0x。华能国际、国电电力、龙源电力对应2022年PE估值分别为42.5、14.6、24.5x,三峡能源对应2022年PE估值为19.6x。因此给予公司2022年18-20倍PE,对应3.78-4.20元/股合理价值,较目前股价有2%~13%的溢价空间,首次覆盖,给予“增持”评级。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-09-02 3.26 -- -- 4.09 25.46%
4.09 25.46% -- 详细
公司发布2022年半年报,上半年实现营业收入555.98亿元,同比增长9.99%;实现归母净利润14.00亿元(扣非11.34亿元),同比下降20.82%(扣非下降49.22%)。 新能源板块盈利稳健增长,燃料价格高企拖累整体业绩分板块来看,按照利润总额口径统计,上半年燃煤亏损23.15亿元(同比-247%),燃机盈利3.04亿元(同比-29.4%),风电盈利13.56亿元(同比+3.1%),光伏盈利2.02亿元(同比+30.7%),水电盈利12.69亿元(同比+19%)。 新能源板块盈利随着装机规模增加而稳健增长。目前新能源装机仅占公司总装机的10.5%,随着新能源装机不断增长,盈利有较大上涨空间;火电板块燃料价格同比大幅上涨,拖累整体业绩表现。虽然上半年公司各运行电厂平均上网结算电价为457.81元/兆瓦时,同比上升16.85%,但电价上升带来的收益不足以覆盖公司燃料成本的增加,导致公司上半年整体业绩承压。 上半年风光装机新增224.2MW,清洁能源装机占比超过30%截至2022年上半年,公司总装机达到68.99GW,其中煤电累计装机47.95GW,燃机累计装机4.62GW,水电累计装机9.2GW,传统能源上半年均无新增装机;风电累计装机5.16GW,上半年新增79MW;光伏累计装机2.06GW,上半年新增145.2MW;包括新能源、水电及天然气等其他清洁能源在内,公司低碳清洁能源装机容量占比达到30.5%,较2021年末提升了0.23个百分点。 盈利能力边际改善明显,经营性现金流量净额同比增加上半年公司毛利率9.98%,同比下降4.59pct,较2021年全年提升10.9pct;净利率-2.38%,同比下降2.12pct,较2021年全年提升13.88pct。虽然盈利能力受燃料价格影响较大,但相比于2021年全年仍有所改善。期间费用率7.78%,同比减少0.60pct,成本控制能力良好。经营性现金流量净额128.56亿元,同比增长19.5%,主要是由于上半年收到的留抵退税大幅度增加所致。 长协履约监管力度加大,火电盈利能力有望修复从303号文正式执行的三个多月以来,国家及地方不断加大煤炭中长期合同签约履约监管,确保长协稳定供应且价格不超出规定的区间。根据8月16日国家发改委新闻发布会,目前电煤中长期合同总体已实现全覆盖。考虑到煤电电价最高可上浮20%,且高耗能行业涨幅不受此限制,在长协煤价降低及市场化电价提升的双重作用下,下半年火电盈利能力有望明显修复。abl十e_四S五um计ma划ry新]增】新能源30GW,新能源建设有望进入加速期根据公司总体发展规划,十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021年-2022年上半年,公司实际新增新能源装机仅为1GW,距离30GW仍有较大缺口,预计新能源建设将会进入加速期。 2022年上半年末,公司在建新能源装机合计3.68GW,其中风电2.59GW,光伏1.09GW;上半年新能源项目核准合计3.73GW,其中风电1.3GW,光伏2.43GW。充足的在建项目及储备项目为公司发展提供广阔空间。 估值分析与评级说明预计下半年长协比例逐步提升,至2023年能够实现长协完全覆盖,且价格不超过规定区间。预计公司2022-2024年归母净利润分别为25.21亿元、34.39亿元、44.56亿元,对应PE分别为22.4倍、16.4倍、12.7倍。首次覆盖,给予“推荐”评级。 风险提示:煤价维持高位;新能源开发进度不及预期;电价上涨幅度受限等。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-06-23 2.54 -- -- 2.94 15.75%
4.09 61.02%
详细
公司是大唐集团旗下综合电力平台,截至2021年末,煤机/水电/风电/光伏/燃机装机量分别为47.95/9.20/5.08/1.91/4.62GW。公司电源结构以火电为主,2021年火电发电量占比82.99%。2021年,公司实现营业收入1034.12亿元,其中水电/风电/光伏收入分别为77.17/46.24/8.85亿元,同比分别变动33.84%/35.15%/5.73% ;受燃煤成本大涨影响,公司实现归母净利润-92.64亿元,2022年一季度亏损环比收窄,实现净利润-4.09亿元。 新能源:能源转型提质提速,十四五新增风光装机30GW。 2021年,公司共计核准6个风电项目(1.9GW)和78个光伏项目(4.6GW),托电、蔚县基地(3GW)获第一批大型风光基地批复。十四五期间,公司计划新增新能源装机30GW,其中风电新增10GW,光伏新增20GW。2021年公司新增装机0.77GW,据此推算,2022-2025年需年均新增装机7.31GW。其中,风电装机每年新增2.39GW,光伏装机每年新增约4.92GW。根据我们测算,2025年公司新能源业务或达225亿元,CAGR 4=42.11%。 火电:单位供电煤耗持续降低,业绩修复弹性大。公司火电资产主要位于京津冀、东南沿海区域,截止到2021年底,火电发电量为2264.96亿千瓦时,火电装机容量为52.58GW,占总装机量76.45%,业绩修复弹性大。收入端, 2022Q1公司平均上网电价达0.466元/千瓦时,环比提升19.38%,公司市场化交易电量为493.498亿千瓦时,占比84.93%,我们预计2022年公司火电业务上网电价仍有望维持较高水平。成本端,根据我们测算,2022年电煤全年需求或整体偏弱,叠加煤炭增产增供持续发力,煤炭供需紧张格局有望改善。同时长协煤覆盖率将有所提升,我们测算当秦皇岛下水煤长协的港口价为720元/吨,当现货价达到1155元/吨的上限,长协比例达到71%以上,火电企业或可实现盈利。考虑到税率和少数股东损益后,长协比例每提升10%,公司将释放净利润14.28亿元。 水电:大渡河消纳提升业绩,水电有望量价齐升。公司水电站主要分布在大渡河流域和乌江流域,大渡河流域的长河坝、黄金坪水电站(四川甘孜水电)装机容量为3.45GW,乌江流域的乌江银盘水电站(重庆武隆水电)和乌江彭水电站(重庆彭水水电)总装机容量为2.35GW,两个流域的总装机容量占公司水电装机容量63.01%。大渡河流域弃水严重,但随着2022年白鹤滩-江苏和浙江的两条直流工程投产后,四川外送电量能力较 2021年实际外送电量将增加约 80% ;叠加“十四五”四条川渝特高压1000千伏交流通道投运,消纳改善有望提升公司上网电量。2022年公司来水转丰,一季度水电上网电量为50.5亿千瓦时,同比上涨2.78%;2021年公司在四川省/重庆市/云南省水电上网电价同比分别上升8.81%/5.73%/22.96%,未来随省内用电需求与外送电量上升,省内水电上网电价有望进一步上行。 核电:持股宁德核电44%,投资收益增厚利润。公司持股宁德核电44%,2021年,公司来自宁德核电的投资收益10.67亿元,同比增长9.54%,有效对冲了煤价下行所致亏损。宁德核电项目规划总容量为6台百万千瓦级机组,目前共有4台机组投入商业运行,截至2021年底,装机容量4.356GW;剩余两台机组预计在2027年商运。随核电机组核准提速,中国广核子公司宁德核电装机有望增长。根据中国广核公告,宁德核电2022年全年市场化比例预计达100%,有望带动业绩提升,增厚大唐投资收益。 投资建议:公司是大唐集团旗下综合电力平台,电价上浮+煤炭成本下行,火电业务有望迎来拐点;十四五规划新能源新增装机30GW,打开中长期盈利空间;水电业务量价齐升,有望受益于大渡河消纳改善;参股宁德核电44%,市场化交易增厚利润。预计公司 2022-2024年归母净利润分别为21.66、29.19、37.84亿元,对应 PE 分别为22、16、12倍。维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济下滑风险;政策不及预期;电价不及预期;煤炭价格波动;测算存在主观性,仅供参考。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2022-05-10 2.24 -- -- 2.53 12.95%
2.94 31.25%
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事件:大唐发电发布2022年一季报:2022年一季度,公司实现营业收入298.00亿元,同比增加18.12%;实现净利润-4.09亿元,同比下降144.32%。 投资要点:电价上行对冲电量下滑,公司收入同比增长18.82%。 1)量:2022Q1公司上网电量同比下降2.21%,其中,光伏发电量快速增长,煤机/燃机/水电/风电/光伏上网电量分别为466.1/31.9/50.5/27.9/4.7亿千瓦时,同比分别-2.45%/-10.95%/+2.78%/-1.09%/+44.21%。上网电量下滑主要原因是部分省区疫情管控用电需求放缓及部分区域天然气供应紧张,火电发电量同比下滑。 2)价:2022Q1公司平均上网电价为0.466元/千瓦时,同比增长18.39%,较2021年上午电价增长19.79%;公司市场化交易电量为493.498亿千瓦时,所占比例为84.93%,较2021年市场化交易电力比例66.17%提升19个百分点。 一季度亏损环比收窄,看好二季度火电业务进一步改善。电价上行带动一季度亏损环比收窄,2022Q1公司实现归母净利润-4.09亿,较2021Q4的-92.77亿元大幅改善。在煤炭增产增供背景下,近期发改委进一步明确煤炭中长期和现货交易价格上限,煤价将下行至合理区间。5月1日起煤炭中长期和现货交易价格开始执行,煤炭长协覆盖率得到进一步保障,二季度公司燃煤发电业绩有望进一步改善。 新能源业务提质增速,十四五新能源装机有望超30GW。截至2021年末,公司装机容量约68.77GW,其中火电47.95GW,水电9.20GW,风电5.08GW,光伏1.91GW。公司规划“十四五”新增新能源装机不低于30GW,2021年新投产风光机组容量共0.77GW,2022-2025年公司年均新增7.31GW,新能源装机将迎来快速增长。 2021年,公司共计核准6个风电项目(1.86GW),78个光伏项目,(4.59GW),托电、蔚县基地获得国家第一批大型风光基地批复,合计3GW,新能源业务有望拉动“十四五”业绩高增。 盈利预测和投资评级公司一季度亏损环比收窄,看好二季度火电业务进一步改善和新能源装机快速增长带来的成长性。我们预计2022-2025年公司营收分别1163.31/1259.22/1328.54亿元,同比增速分别为12%/8%/6%,归母净利润分别为22.05/30.93/37.45亿元,2022-2024年PE分别为18.88/13.46/11.12,首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示宏观经济下滑风险,政策变动风险,煤价波动风险,电价上行不及预期,新能源装机不及预期。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2019-09-03 2.71 -- -- 2.82 4.06%
2.82 4.06%
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电价上升对冲电量下降,上半年公司收入同比下滑1.1%至450.4亿元。1)上半年装机容量同比增长2.1,上网电量同比下降5.2%。截至2019年6月30日,公司管理装机容量约63,330.13兆瓦,同比增长2.1%。其中,火电煤机46,164兆瓦,同比下降1.6%,火电燃机4,622.4兆瓦,同比增长59.9%。今年上半年,完成发电量约1,238.57亿千瓦时,同比下降约5.22%;完成上网电量约1,168.51亿千瓦时,同比下降约5.24%。公司电量下降的主要原因:京津唐和河北南网区域特高压配套电源陆续投产及新增装机规模增加,同区域存量火电装机受到挤占;东南沿海地区受用电量增速放缓、西电东送及水电、核电增发等因素影响,广东、福建、浙江区域企业电量同比减发;产业政策影响,光伏、风电等非化石能源装机规模不断提高,同区域火电机组发电空间被挤压。2)测算上半年不含税电价同比增长1.8,电力收入同比下滑3.5%。截至2019年6月30日,公司平均上网电价为人民币330.96元/兆瓦时(不含税),测算同比增长1.8%。测算上半年公司电力收入同比下降3.5%。3)其他收入中,煤炭收入高增97.2%。公司披露的发电板块收入上半年同比下降2.8%至406.8亿元(包括热力等收入,与上文的测算电力收入口径不同),煤炭产品板块同比增长97.2%至134.3亿元,其他板块同比下降0.2%至30.1亿元。 燃料成本下降7.9,而折旧、维修保养、人工成本上升,致营业成本同比下降1.8%。测算公司上半年火电上网电量同比下降4.3%,而电力热力燃料成本下降7.9%至221.5亿元。但是由于折旧成本同比上升3.6%至65.9亿元、维修及保养费同比上升11.6%至11.9亿元等因素,整体营业成本同比下降1.8%至374.0亿元。 甘肃连城发电、保定华源热电进入破产清算,剔除该事项,预计上半年利润总额同比下降3.7%。管理费用较上期上升34.3%至11.1亿元,主要由于子公司内蒙古大唐国际再生资源开发有限公司的氧化铝分厂的设备本期因停产其折旧计入管理费用所致。投资收益较上期上升196.8%至16.5亿元,主要由于本期子公司甘肃大唐国际连城发电与孙公司大唐保定华源热电因破产清算不再纳入合并范围转回以前年度亏损所致,本期处置长期股权投资产生收益10.8亿元。信用减值损失本期较上期增加8.58亿元,主要为对子公司甘肃大唐国际连城发电与孙公司大唐保定华源热电的债权分别计提减值3.31亿元和4.37亿元。营业外支出较上期上升6423.9%至5.5亿元,主要由于公司控股子公司甘肃大唐国际连城发电进入破产程序,预计将承担5.36亿元的担保责任所致。甘肃连城发电、保定华源热电进入破产清算,产生信用减值损失8.6亿元、营业外支出5.4亿元、处置长期股权投资产生收益10.8亿元。上半年利润总额实际同比下降14.1%,剔除该事项,预计上半年利润总额同比下降3.7%。 投资建议:低估值火电标的,看好下半年业绩复苏,维持推荐评级。预计公司2019~2021年EPS分别达到0.11、0.16、0.19元,对应市盈率25、17、14倍。公司当前市净率为1.03倍,市净率较低。公司目前现金流充裕,资本开支相对较小,2018年分红对应当前股价股息率为3.7%。上半年甘肃连城发电、保定华源热电进入破产清算,拖累业绩;看好下半年煤价整体趋弱背景下,公司业绩复苏。 风险提示:上网电价或超预期下降,煤价或维持高位等。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2019-06-24 3.01 3.29 10.40% 3.14 0.64%
3.03 0.66%
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公司系中国发电龙头,电力业务以火力为主 大唐发电系我国五大发电集团之一大唐集团的主要电力资产上市平台,公司主营业务为电力、热力和煤炭业务,其中电力业务以火电为主。截至2018年底,火电装机占公司总装机容量的80.1%,水电装机占14.6%。从分地区发电量占比来看,京津冀(23.3%)、内蒙古(14.5%)和安徽(10.1%)是公司发电量占比靠前的地区。公司主要的营收及毛利润来自于电力业务贡献,其近年来受煤价高位运行冲击,毛利率持续下滑,在一定程度上影响了公司的业绩表现。 整合三地资产推升装机容量,煤价高企影响公司业绩 2018年4月,公司收购控股股东大唐集团所属黑龙江公司、安徽公司、河北公司的100%股权,增加装机容量1391.3万千瓦。截至2018年底,公司总装机容量达到6285.3万千瓦。公司2018年全力抢发电量,严守营销防线,总发电量达到2697亿千瓦时,重述后同比增长5.31%。2018年,公司综合上网电价0.3768元/千瓦时,比上年同期上涨3.5%。得益于售电量提升以及电价上涨,公司实现营业收入933.9亿元,追溯调整后同比增长10.9%。但由于合并的部分资产盈利能力欠佳,叠加全年煤价高位运行,公司实现归母净利润12.35亿元,比上年同期重述后下降17.5%。随着煤炭生产能力不断提升、铁路运输能力加快释放以及煤炭需求增速放缓,我们预计2019年我国煤炭供需形势将由紧平衡状态开始向阶段性宽松转变,公司发电燃煤成本有望降低,业绩有望逐步改善。 在建电力装机发展情况良好,静待煤价下行释放业绩弹性 公司系火电板块龙头企业之一,近年来先后受煤化工业务拖累及煤价高企影响,业绩处于较低水平。目前公司拟建在建电力工程进展顺利,公司产能将保持有序提升。考虑到市场煤价中枢有望稳健下行,我们预计2019-2021年公司营业收入分别为952.9亿元、985.3亿元和1018亿元,归母净利润分别为33.5亿元、39.8亿元和45.5亿元,首次覆盖,给予“增持评级”。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2019-05-08 3.14 3.30 10.74% 3.22 2.55%
3.22 2.55%
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事件:大唐发电发布2019年一季报。2019Q1公司营业收入227亿元,同比减少1.0%(经重述);归母净利润4.3亿元,同比增长11.1%(经重述);EPS0.02元。 发电量增速回落,营业收入同比下滑:2019Q1公司发电量602亿千瓦时,与2018Q1(未经重述)相比增长23.6%,增速较2018全年下降12.1个百分点;与2018Q1(经重述)相比下滑4.9%,增速较2018全年下降10.2个百分点。公司电源结构以火电为主,我们认为公司发电量增速回落主要与火电行业整体发电量情况及公司机组区域结构因素有关。受发电量增速回落影响,公司2019Q1营业收入227亿元,同比减少1.0%(经重述)。 煤价下行,盈利有所回暖:2018年煤价总体处于高位震荡状态,但2018Q4起煤价呈现下行态势。2019Q1煤价下行趋势延续,2019Q1全国电煤价格指数均值约508元/吨,同比、环比分别降低8.4%、2.8%。公司当前利润率仍处于近年来较低水平,煤价为促进公司盈利修复的重要因素。受益于煤价下行等因素,公司2019Q1盈利有所回暖。2019Q1公司归母净利润4.3亿元,同比增长11.1%(经重述),环比扭亏为盈(2018Q4归母净利润-5.3亿元)。我们认为随着供需关系改善,煤价中枢有望持续回落,进而促进公司盈利修复。 盈利预测与投资评级:在公司2019-2021年煤价分别降低1%、3%、2%的假设下,下调2019、2020年的预测归母净利润至31.7、40.2亿元(调整前分别为39.0、42.5亿元),新增2021年的预测归母净利润为45.5亿元。预计公司2019-2021年的EPS分别为0.17、0.22、0.25元,当前大唐发电(A)的股价对应大唐发电(A)的PB分别为1.2、1.1、1.1倍;当前大唐发电(H)的股价对应大唐发电(H)的PB分别为0.63、0.60、0.58倍。给予大唐发电(A)2019年1.3倍PB水平,上调目标价至3.61元,维持“增持”评级;给予大唐发电(H)2019年0.69倍PB水平,对应目标价2.24港元,首次覆盖给予“增持”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等。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-05 3.29 -- -- 3.39 3.04%
3.39 3.04%
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毛利率下滑、财务管理费用上升,单三季度业绩下滑39%。2018年前三季,公司同口径调整后的收入同比增长12.4%至691亿元;归母净利润同比增长14.7%至17.6亿元;扣非归母净利润同比增长3.4%至17.1亿元。从2018年第三季度来看,公司同口径调整后的收入同比增长6.2%至236亿元;归母净利润同比下滑38.6%至4.0亿元;扣非归母净利润同比下滑57%至3.5亿元。2018年4月1日,公司取得了控股股东中国大唐集团所属黑龙江公司、安徽公司、河北公司的控制权。上述交易构成同一控制下的企业合并,按照企业会计准则的要求,公司对上年同期财务数据进行了追溯调整。从单三季度来看,公司毛利同比下滑4.4%至34.8亿元;毛利率从去年同期的16.4%下降到14.8%;这主要是由于上网电价下滑(公司上半年、前三季的平均上网电价分别为379.17、375.70元/兆瓦时)、煤价上升所致(第二季度、第三季度的电煤价格指数均值分别为522.25、525.70元/吨)。第三季度,公司财务费用同比增长11.7%至19.4亿元;管理费用同比增长7.4%至6.1亿元。 今年第三季度、前三季度上网电量增速分别为-0.8%、6.7%,平均上网电价略有下滑。对本公司去年同期发电量、上网电量进行重述后(含安徽公司、河北公司、黑龙江公司2017年前三季度发电量、上网电量数据),发电量同比增长约6.72%,上网电量同比增长约6.65%。其中,安徽公司、河北公司、黑龙江公司于2018年4月初完成交割,公司通过同一控制下的企业合并将其纳入合并报表。公司上半年、前三季的平均上网电价分别为379.17、375.70元/兆瓦时。 通过外延并购,2018年装机容量快速增长。2018年3月拟通过整体吸收合并的方式合并全资子公司广东新能源公司和青海新能源公司。2018年4月公司以181亿元收购黑龙江公司、安徽公司、河北公司100%股权,交割完成后公司增加装机容量13,913兆瓦。2018年上半年,公司总装机容量为62003.17兆瓦,其中火电煤机为46894兆瓦,约占75.63%;火电燃机2,890.8兆瓦,约占4.66%;水电9,201.775兆瓦,约占14.84%;风电2,487.6兆瓦,约占4.01%;光伏发电499兆瓦,约占0.80%;生物质发电30兆瓦,约占0.05%。 盈利预测与投资建议:预计2018-2020年EPS分别为0.12元、0.16元、0.19元;公司今年完成并购黑龙江、安徽、河北公司,业绩增厚显著。PE在行业可比公司中处于合理较低位置,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示:煤价或持续上升、费用增长或超预期、并购企业业绩实现或不及预期等。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-11-05 3.29 -- -- 3.39 3.04%
3.39 3.04%
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18年前三季度营收增速12.37%,归母净利润增速14.69% 2018年前三季度,公司营业收入690.99亿元,同比+12.37%;归母净利润17.62亿元,同比+14.69%;归母扣非净利润17.10亿元,同比+3.39%;加权ROE3.42%,同比+0.53pct。单三季度归母净利润-38.56%至3.98亿元。 收购资产带动电量高增,剔除并购影响后增速放缓 前三季度,公司发电量2022.355亿千瓦时,同比+37.41%,主因是今年4月完成并购母公司安徽、黑龙江、河北资产;前三季度经重述后的发电量同比增速6.72%,略低于7.4%的全国增速,增速同比-6.52pct,环比-4.51pct,体现发电量放缓。公司前三季度火电发电量约1812亿千瓦时,同比增速约40.46%,略高于整体发电量增速;火电发电量占比约89.60%,同比+1.96pct。 电价环比下行,单季度毛利率同比下行,新注入资产亏损 前三季度经重述累计营收增速12.37%,高于6.72%的发电量增速,主因是17年7月全国燃煤标杆电价普涨,累计上网电价+2.67%或9.76元/MWh至375.70元/MWh,环比18H1下行3.47元/MWh或0.91%。累计营业成本+10.53%至581.86亿元,略低于营收增速、略高于发电量增速。累计毛利率+1.40pct至15.79%。第三季度单季营收增速6.22%。环比18H1下降9.64pct。;营业成本+8.30%,环比-3.44pct,毛利率-1.64pct至14.76%。煤价小幅上行和三季度电价环比下行,持续对公司盈利能力构成不利影响。新并表的3个资产18H1合计亏损4.84亿元,判断18Q3仍为亏损。 投资收益下行,经营现金流上行,资产负债率上行 报告期内公司财务指标总体稳定。前三季度公司投资收益-20.23%至9.03亿元,主因是去年同期出售大地财险股份确认2.4亿元;期间费用率-0.09pct至10.35%;所得税率-0.80pct至27.13%;经营现金流净额增长5.92%至+170.27亿元,增速低于净利润增速;资产负债率+2.43pct至76.67%。 给予“增持”评级 我们预计公司18-20年归母净利润为23.96/30.01/37.56亿元,对应动态PE为25.7/20.5/16.4倍。关注煤价走势对后续业绩影响,首次给予“增持”评级。 风险提示:煤价高于预期,电价下行,电力需求不达预期。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-09-03 3.11 4.88 63.76% 3.47 11.58%
3.47 11.58%
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投资建议:目标价5.34元,维持增持。综合考虑电/煤价变化,下调18-20年EPS预测至0.16/0.19/0.24元(前次预测值为0.18/0.23/0.29元),考虑煤价有望回归合理区间,火电行业整体有望回暖,维持目标价5.34元,对应2018年33倍PE,维持“增持”评级。 事件:8月24日公司发布半年报,2018H1营业收入445.43亿元,同比增长15.84%;归母净利13.63亿元,同比增长53.61%。符合预期。 收购资产并表叠加利用小时增加,电量显著增长。18H1上网电量约1233.07亿千瓦时,与去年同期公告值(重述前)相比,同比上涨43.76%,主要源于:1)收购资产贡献:公司收购安徽、河北和黑龙江公司发电资产(共1391.3万千瓦),18年4月完成交割,装机容量较去年同期增长约29.54%,拉动上网电量同比增长约31.18%;2)利用小时提升:受全社会用电量增长影响,公司发电资产所在区域火电利用小时数增长,同时公司有部分机组投产,拉动上网电量同比增长约12.58%。 主业经营向好,Q3业绩有望继续改善。受益于量价齐升(电价同比增长2.5%),18H1营收同比增长15.8%,同时成本端控制较好(测算得单位燃料成本上涨幅度在4%以内),营业成本同比上升11.7%,成本上涨幅度低于收入上涨幅度,18H1毛利率16.3%,较去年同期提升3个百分点。由于去年下半年煤价基数较高,我们预计今年下半年煤价有望同比持平或略降,在电量提升的拉动下,Q3业绩有望继续同比改善。 风险提示:煤价超预期上涨,电力需求疲软
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-08-29 3.06 -- -- 3.47 13.40%
3.47 13.40%
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公司发布2018年中报,2018H1公司实现营收455.43亿元,同比增长15.84%(调整后);实现归母净利润13.63亿元,同比增长53.61%(调整后),符合申万宏源预期。 资要点: 收购集团资产带来装机大幅扩张,量价齐升驱动营收稳步增长。2018年4月1日,公司以现金181.28亿元顺利收购控股股东大唐集团所属黑龙江公司、安徽公司、河北公司的100%股权,增加装机容量约1391万千瓦。截至2018H1,公司管理装机容量约6200万千瓦,同比增长31.66%。年初以来全国用电需求持续高增长,公司发电资产所在区域火电利用小时数同比提升。受益于装机增长和发电效率提升,2018H1公司完成发电量约1306.83亿千瓦时(包含新收购公司上半年发电量),同比增长11.23%(调整后),较去年同期公告电量大幅增长44.28%。2017年7月1日起全国多省份上调煤电标杆电价,2018H1公司平均上网电价同比增长0.91分/千瓦时。上半年发电业务量价齐升,驱动公司营收同比增长15.84%(调整后)。 主业盈利增长+煤电资产折旧年限延长,公司毛利、净利同比大幅提升。2018H1公司实现综合毛利率16.33%,较去年同期增长3.08个百分点(调整后)。毛利率的提升一方面是受益于上半年电量、电价同比增长,另一方面则是由于自2018年起公司对燃煤电厂发电及供热设备的资产预计使用寿命、预计残值率等会计估计进行变更,由原来的15年、5%变更为17年、3%。以2017年报合并报表范围进行估算,预计2018年公司营业成本减少约8.59亿元,由于今年4月新收购公司并表,公司新增火电装机约1327万千瓦,预计此次会计估计变更对公司业绩影响将进一步提升。另外,由于新机组投产,部分利息支出停止资本化,2018H1公司财务费用同比增长4.18亿元,影响公司盈利;去年公司处置可供出售金融资产取得投资收益2.38亿元,而今年无此项收益,导致投资收益同比减少2.28亿元。多因素综合影响下,2018H1公司实现归母净利润13.63亿元,同比增长53.61%(调整后)。 分业务来看,火电板块业绩普遍向好,部分水电子公司带来业绩弹性。2018H1全国电煤价格仍处高位,但受益于发电效率提升及电价上调,公司主要火电子公司内蒙古托克托(60%)、托克托第二发电公司(40%)及福建宁德发电(51%)净利润分别同比增长2.06、2.66及1.93亿元,合计贡献3.28亿元归母净利润增量,其他多家火电子公司业绩也有不同程度增长;2018H1全国来水区域性差异明显,公司主要水电公司云南大唐国际(60.91%)和重庆彭水水电开发公司(40%)净利润分别同比增长2.38和1.25亿元,合计贡献1.95亿元归母净利润增量,其他水电子公司业绩则较为稳健。 盈利预测与评级:综合考虑煤价和电价变化,我们维持18~20年盈利预测,预计18~20年归母净利润分别为29.2、40.43和42.81亿元,对应eps 分别为0.16、0.22和0.23元/股,当前股价对应PE分别为20、14和14倍。公司系优质火电龙头,期待煤价回落带来业绩弹性,维持“增持”评级。 务数据及盈利预测
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-30 3.35 4.88 63.76% 3.59 7.16%
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投资建议:公司一季度业绩环比改善,维持18-20年EPS预测为0.18、0.23、0.29元,考虑煤价有望回归合理区间,火电行业整体有望回暖,给予2018年30倍PE,维持目标价5.5元,维持“增持”评级。 事件:4月24日公司发布一季报,2018Q1营收173.44亿元,同比增长13.6%;归母净利润5.41亿元,同比下降14.19%。符合预期。 电力主业盈利改善,投资收益减少拖累业绩。装机容量增加叠加机组所在区域利用小时增长,Q1发电量487.28亿千瓦时,同比上涨10.23%,其中火电391亿千瓦时,同比增长8.1%,火电增长较多的区域有内蒙古(托克托第二发电10号机组17年2月投产)、福建、浙江、广东(沿海地区用电需求增长较快)。受益于17年7月电价上调和电量增加地区电价较高,Q1上网电价383.06元/兆瓦时,同比增长1.6%。电量电价增长推动公司营收同比增长13.6%,虽煤价上升导致营业成本同比上涨8.26%,但电力主业表现仍有改善。然而受联营企业盈利能力下降及去年出售金融资产产生的高基数影响,今年Q1投资收益仅1.24亿元,同比下降77%,导致公司归母净利同比下降14.19%,拖累了公司业绩表现。 收购集团资产,装机规模进一步扩大。公司17年12月公告拟收购集团火电资产,包括河北、黑龙江和安徽公司,装机容量合计达1307.3万千瓦,约占公司17年末总装机规模的27%。该交易已于4月完成交割,收购完成后,公司火电装机规模进一步扩大,装机结构进一步优化。
大唐发电 电力、煤气及水等公用事业 2018-04-04 3.59 -- -- 3.59 0.00%
3.59 0.00%
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机组投产、利用小时回升驱动发电量增加,电价略有下滑导致收入增速低于电量。由于报告期内托克托五期扩建项目(2*660MW)、甘孜水电长河坝1-4#(4*650MW)等陆续投产,截至2017年底公司装机规模4803万kW,较上年同期增加7.7%。受益于用电需求回暖公司,火电机组实现利用小时数4644小时,较上年增加483小时。电量方面,受益于机组投产+利用小时回升,17年发电量为1987亿kWh,同比增长15.2%。电价方面,17年7月1日多省份上调煤电标杆电价,但由于市场电占比进一步提升,公司全年平均上网电价同比下降1.9%。由于电价略有下滑,公司收入增速略微落后于电量增速。 煤价高企导致全年业绩不佳,18Q4计提减值进一步拖累盈利水平。从全年来看全国各地区煤价持续高位运行,受此影响公司业绩严重承压。据公司披露,2017年公司火电燃料成本较上年同期增加101亿元,其中71亿元的增幅主要是由于煤价上升所致,其余30亿则是由于发电量增长所致。受煤价高位运行影响,公司2017年毛利率仅为16.79%,较上年减少9.44个百分点;公司全年实现扣非归母净利润14.3亿元,同比减少48.08%。 分季度来看,公司18Q4亏损1.97亿元,单季度出现亏损,一方面是由于冬季煤价涨幅较大,但主要原因则是公司计提5.24亿元的资产减值。 增发落地优化资本结构,拟收购集团资产扩张装机规模。公司已成功增发A股24.02亿股、H股27.95亿股,共计募资约130亿元,有效降低公司资产负债率。其中A股发行募集资金83.34亿,拟投入建设辽宁葫芦岛热电厂(2*350MW)、江苏金坛燃机热电联产项目(2*400MW)和广东高要金淘热电冷联产项目(2*400MW),募投项目投产后公司装机规模有望进一步提升。2017年12月公司公告称拟以181.28亿元购买集团拥有的河北公司(294.7万kW)100%股权、黑龙江公司(388.2万kW)100%股权、安徽公司(624.4万kW)100%股权。若后续收购顺利,公司装机规模有望大幅扩张。 2018年起公司进行会计估计变更,延长煤电资产折旧年限,有望增厚公司利润。公司决定自2018年起对燃煤电厂发电及供热设备的资产预计使用寿命、预计残值率等会计估计进行变更,由原来的15年、5%变更为17年、3%。公司预计此次会计估计变更后,公司年均折旧金额将有所减少,增厚2018年合并报表利润总额约8.59亿元。 盈利预测与评级:我们下调公司18~19年,新增20年归母净利润预测(调整前18和19年归母净利润预测分别为39.36和42.62亿元),我们预计公司18~20年归母净利润分别为29.2、40.43和42.81亿元,对应PE分别为23、17和16倍,下调评级至“增持”。
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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