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电价|电价十二问 | 探索电价机制对火电企业的影响及未来盈利预测分析

作者 [db:作者] 浏览 发布时间 2019-11-29 10:42:14

火电估值创十年历史新低。2019年初至今,受2020年电价大幅下降的市场预期影响,火电板块在前三季度归母净利326.3亿元,同比增长44.4%的情况下大幅跑输大盘。截至2019年11月15日,火电板块PB为0.89倍,创造了估值的十年历史新低。

2020年火电板块盈利持续增长。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数。其中上网电价和利用小时数决定火电企业的营业收入,煤价决定火电企业的营业成本。我们预计2020年火电板块盈利三要素:综合平均电价下降1%,煤价下跌50元/吨,利用小时数增加66小时。

电价假设:2020年三类电价总量约5万亿千瓦时,综合电价平均下降1%;其中,大工业用户合约占比50%,约2.5万亿千瓦时,电价与上年相同,折价率7.6%,约2.6分钱(2017Q3-2019Q3期间折价率不断下降);2020年新增一般工商业用户合约占比10%,约5000亿千瓦时(考虑到前四年大用户年均转化率10%,理论电量1.5万亿,占比30%),电价折价率10%(实际不可能超过大用户折价率);政府定价电量占比40%,约2万亿千瓦时,执行基准价(标杆电价)。

利用小时数假设:我们预计2020年全社会用电量增速5%,全国发电装机容量增速5.4%。新增火电装机33兆千瓦,火电利用小时数增加66小时。

煤价:动力煤于2019年进入新一轮供给宽松阶段,预计2020年年均电煤价格下跌50元/吨水平。

敏感性分析:煤价每降10元,可基本抵消电价每下降1%带来的影响。煤价下降幅度远超电价下降幅度,加上利用小时数增加,盈利增长高确定性。

中长期看,火电板块盈利逐步向8%-10%的区间回归。中长期看,火电板块最大影响因素之一的煤价已于2019年进入四年一轮的下行周期,带来火电企业的经营情况确定性改善;自2015年以来由于电力市场化的扩大带来火电企业的电价下降,即将因为经营性行业全面进入市场而终止;现货市场还原电力的商品属性,火电企业也有望通过市场定价获得合理回报,改变历史上由于政府定价带来的周期性特征。2020年,作为现货市场的开元年,叠加确定性的煤价下行,推动企业盈利逐渐向ROE 8%-10%的合理盈利区间回归,开启火电行业公共事业属性回归的美好时代。

报告正文:

降价不确定性导致火电板块在盈利上升期估值却被杀跌。2019年10月,国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(以下简称指导意见)。火电板块前三季度归母净利326.3亿元,同比增长4.4%,然而板块PB估值却在盈利大幅向好的时候受降价忧虑影响跌到十年来历史新低的0.89倍。

历史表明被错杀的估值会随着盈利上升而恢复。2013年火电板块在ROE从5.5%上升至12.9%时,却因市场担心煤价下跌引发电联动电价下调,导致估值下挫。2014年,确定电价不降后,尽管ROE微幅下降,PB却大幅上升至2.1倍。

本篇报告中,我们将梳理当前市场最关心的诸多问题,从市场供需、政策制定的本源出发,探究火电运营三要素明年的发展趋势,辨明行业发展方向。

一问:出台“基准价+上下浮动”电价政策的目的为哪般?

答:指导意见的最开始已经指明“为加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度。”

当前电力市场化程度亟待出台措施提升。我们在上一篇行业深度报告中提到,政府的目标是2020年100%放开工商业用电,即全部用电量的66.1%,约45000亿千瓦时。实际上自2015年开始第二轮改革,市场化交易电量(以发用电用户双边交易为主)从2015年的7962亿千瓦时增加到2018年的20654千瓦时,市场化占全社会用电量的比重从14.3%扩大至30.2%。当前市场化交易电量距离目标尚有约25000亿千瓦时电量,这是几乎无法完成的。电价政策加上之前的发用电计划放开政策,使得我国初步具备了工商业用电市场化的政策基础。

二问:2020年只许下浮不许上浮是否为了降电价?

答:当然不是,本轮基准价不调,表明政府考虑到了火电企业的亏损。2020年不许涨价的原因只为保住前两年一般工商业用户降价的胜利果实。

本轮基准价不下调表明政府考虑了火电企业前两年的亏损。上一轮煤价顶峰在2011年,政府直到2015年煤价下降了超50%的2015年7月才降了约3分/千瓦时(降幅约10%)。本轮火电板块自2017年开始亏损,本轮基准价(原煤电标杆)不下调,实际说明政府考虑到火电企业前两年为经济承担的煤炭上涨,欠火电企业的总是要还的。

2020年不允许涨价原因有二:一是下一轮进场的用户都属于一般工商业用户,前两轮2018和2019年一般工商业用户电价下降部分主要由电网和增值税贡献,煤电行业没有做出贡献,自然也不能得利;二是鼓励对入市持观望态度的小用户进场。

三问:适用“基准价+上下浮动”电价政策的电量有多少?

答:“基准价+上下浮动”电价主要为2020年后新入场的一般工商业用户定制,合计用电量约10%-30%之间,即5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时。

煤电最大市场化占比理论值为80%。改革举措第三条指出“燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行”的电量部分,这部分电量主要为优先发电,包括“为满足调峰调频和电网安全需要,调峰调频电量优先发电;为保障供热需要,非统调燃煤热电联产机组实行‘以热定电’电量优先发电;超低排放的燃煤机组奖励电量优先发电”。预计上述优先供电量在20%左右,则符合市场化条件的煤电发电量比重约为80%,即理论煤电最大市场化比重为80%。

约50%的电量执行现有市场化规定。改革举措第四条指明“燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。”

具备入市条件的燃煤发电量执行“基准+上下浮动”规则。“现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价(含挂牌交易)等市场化方式在‘基准价+上下浮动’范围内形成,并以年度合同等中长期合同为主确定;暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,仍按基准价执行。”据此,“基准价+上下浮动”的电量最大为30%(理论市场化电率80% - 已市场化电率50%)。

必须指出的是,上述电量是由双方签订协议确定。我们认为今年至多实现前几年的年均市场化率,约占煤电电量的10%:一是大多数中小企业客户对电价不敏感,在不清楚市场化的结果时,会抱有观望态度;二是市场化对发电商和电网都会带来降价可能,二者都不会积极推动市场化。

综上所述,执行“基准价+上下浮动”电价的煤电发电量约在10%-30%区间,即5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时。

四问:各省“基准价+上下浮动”电价何时出台?

答:“基准价+上下浮动”电价是由用户与企业签订的价格,大约在明年一月基本落定。

各省政府目前正在加紧出台“基准价+上下浮动”的指导方案与细则,具体价格还需电厂和用户谈判。由于政府政策出台较晚,或多或少会影响发电商与新用户洽谈的节奏,我们预计明年1月份,“基准价+上下浮动”的价格变化会逐渐明朗。

五问:能否预判“基准价+上下浮动”电价?

答:我们认为当前全国煤电市场化电价平均折价率7.6%是“基准价+上下浮动”电价的底,新进场的用户不可能获得比现有用户更低的电价。

在当前各省政府的“基准价+上下浮动”细则未出台、企业无法签订合约的情况下,最合理的方法是判断更省煤电市场化的空间,当前煤电折价区间,由于缺乏分省数据,我们从全国层面做一个基本面判断。

市场化率越高,市场电价折价率越低。市场化范围越大,新进入市场的用户年用电量越低(电压等级越低),应当承担的电价越高,议价能力也越小。因此,随着市场化比例继续提高,加权平均市场化电价会更高,这也是为何我们看到市场化电价在煤价同比不增的情况下依然增加的原因。

六问:2020年电厂综合电价水平如何?

解读:我们预计2020年电厂综合电价降幅小于5厘。

我们详细拆解2020年存在的三种电价与电量的可能性:

1. 原有市场化电价或维持不变。以广州为例,今年广州港到港煤价下降约15%,但广州电力交易市场的价格并未降低。当然,不排除因为经济下行严重导致的电价下降。

2. “基准+上下浮动”或拉低综合电价1%。悲观假设“基准+上下浮动”电价降幅在10%左右。一方面,实际上小用户不可能拿到比大用户更低的电价;另一方面,若电价与煤价挂钩,电价下降10%,则煤价至少下降15%(因为煤炭成本仅占全部成本的70%左右)。10%的用电量乘10%的降价,则“基准+上下浮动”电价政策对综合电价的影响在1%左右。

3. 执行基准价的煤电或因税后价格上涨而上涨。2019年4月,增值税在由16%下调至13%,除浙江省外,其他省份均未下调电价,以此补偿了煤电行业之前承担的损失。由于增值税下调到16%在2018年5月开始执行,因此2020年上半年执行基准价部分或上涨。

综上所述,我们认为明年新增市场化电量会导致火电综合电价降幅约1%左右,具体降多少要看各省新增市场化用电量比例。以2019年为例,华能国际、华电国际综合电价下降分别为4厘、2厘。

七问:发改委何时调基准价?

答:预计火电板块ROE超10%的时候。

上一轮电价下调是在火电ROE超12%的情况下。我们假设政府在本轮周期内计划让火电企业少挣一点,预计会在五大发电集团ROE超10%的情况下就开始调价。

必须注意的是,上一轮调价时的电量口径是几乎100%,而下一轮调价时由于政府定价的电量不到50%,影响也会相应减少。

八问:2020年煤价跌多少?

答:我们预计2020年动力煤平均价格540元/吨,同比今年下降50元/吨,但煤价不会跌破500元/吨。

QHD5500动力煤价格在2019年一季度 642元/吨的小高峰后,一路下跌至近期的551元/吨。进入2018年,我国动力煤月度产量同比增速在波动中逐渐提高, 2019年9月动力煤月度产量累计增速达到6.2%,此外六大发电集团煤炭库存整体处于历史高位,都表明动力煤目前处于供给宽松状态。在上一轮煤价下行周期内,动力煤次年平均价要比当年12月煤价低48-97元/吨。

过去十年的动力煤价格呈现显著季节性特征,7月-9月夏季空调负荷高的月份煤价略高,12月-次年3月冬季取暖季煤价显著高于全年平均煤价。在上一轮煤价下行周期即2012-2016年期间,动力煤价曾因冬季取暖的季节性因素上升,在2013年冬季月度均价最高上涨80元/吨,之后随着取暖季结束动力煤价回落,2014年4月月度均价较2013年12月月度均价下降83元/吨。预计今年冬季由于取暖的季节性因素,煤价会出现上升,但是在煤炭整体供给宽松、发电企业动力煤库存高位条件下,火电企业的议价权占主导,动力煤仍是买方市场,煤价上升幅度有限,并且会在取暖季结束后出现更大幅度的回落。

九问:煤价下跌可以抵消多大电价下跌和市场化比例提升?

解读:煤价每下跌10元可以抵消电价下跌1%的影响。

电价下降1%大约为3厘。煤价下降10元/吨,按照度电煤耗300克/千瓦时计算,则度电煤炭成本降低3厘。

我们对市场典型火电企业做出的详细敏感性测算同样验证了这一点。火电企业在电价下降1%情况下损失的利润,基本与动力煤价下降10元/吨增加的利润相当。

十问:明年火电利用小时数是否会下降?

答:2020年,我们保守估计火电利用小时数4291小时,同比2019年上升66小时。

预计2020年全社会用电量75537亿千瓦时,同比增速5%。一、二、三产与居民用电量分别为834、50355、13009、11339亿千瓦时,增速分别为8.0%、3.3%、9.0%、8.1%。增长的主要动力来自于:1. 居民用电近年来持续稳健增长;2. 5G通信会成为2020年三产用电增长的强劲动力;3. 2019年凉夏与暖冬带来的空调负荷下降以及中美贸易战等用电不利因素影响减弱。

预计2020年全国发电装机容量2101兆千瓦,同比增速5.4%。其中,水电、火电、核电、风电、光伏装机容量分别为367、1212、53、229、240兆千瓦,增速分别为3.1%、2.8%、8.2%、12.2%、17.1%。预计2020年,水电、核电、风电、光伏新增装机容量分别为11、4、25、35兆千瓦,各电源分别较2019年新增装机容量有所提高。预计2020年新增火电装机容量33兆千瓦,装机容量增速2.8%,较2019年火电新增装机容量35兆千瓦稍有降低。

预计2020年全国发电利用小时数3839小时,与2019年相比减少7小时。我们对火电外的各种电源都做了非常乐观的假设:水电的利用小时数通常受上年来水影响大,2019年来水偏少,水库蓄水少,故2020年水电利用小时数必然下降。在2020年新增装机容量比2019年扩大的基础上,我们的水电利用小时数假设只下降了8小时,预计3730小时;同时,我们偏乐观地假设核电、风电、光伏的利用小时数分别为7450、2250、1320小时,分别比上年同期增加82、50、40小时;在上述乐观假设除火电的其他电源的条件下,我们预测火电利用小时数从2019年的4225小时增加到4291小时,同比增加66小时。

十一问:如何看待火电企业未来几年的盈利情况?

解读:中长期看,火电新一轮的盈利上升周期刚刚开始。

在以前电价固定、煤价浮动的时期,火电板块ROE与煤价呈现高度负相关的周期性关系。2003-2008年、2008-2012年、2012-2016年各为一个周期,每个周期大致为四年。其中2003-2008年、2012-2016年两个周期,煤价中枢处于400-500元/吨位置,而且不乏跌破400元/吨大关时期,此时火电企业ROE保持在8%以上水平,最高接近15%,盈利可观。2008-2012年周期,动力煤价格大幅提高,火电企业ROE为负值,行业艰难度日。

导致煤价出现四年一个变化周期的原因是,一般煤炭开采的固定资产投资始于煤价上涨周期的第二年,新矿从开始建设到完全投产需要2-3年时间。煤矿大规模资本开支回暖始于2017年年中,我们预计2019-2020年,包括鄂尔多斯、神木、榆林等地区将有2亿吨新增煤炭产能释放,目前官方信息为榆林地区增加9260万吨产能。进入2019年,我国煤炭固定资产投资完成额累计增速转正并逐步走高,截止2019年10月,累计增速已达26.9%。预计至2020年,我国煤炭产能将大幅提高,供需格局继续转变,带来价格持续下降。

电力市场化改革为煤电带来顺价机制,改变了过往由于政府定价煤电的逆周期性特征。然而,电力市场化后,80-90%的中长期合约将稳定电价变动周期在一年左右,因此,火电板块ROE和动力煤价的此消彼长在中长期内仍将继续存在,但波动性更小。站在现在的时点上,煤价从2019年一季度下跌,目前已经跌至550元/吨位置,火电企业经营好转,ROE转正后继续走高,毛利率、净利率提高,企业经营性现金流回暖,2016-2019年的火电低谷周期接近结束,下一轮火电板块的景气周期即将来临。

十二问:中长期看,市场化交易后,火电盈利情况如何?

解读:从美国的电力市场化改革历程看,市场化的加深有利于电价提高及盈利波动性减弱,助力火电板块公共事业属性的回归。

我们选取了美国电力、南方电力、杜克能源和埃立特四家企业作为借鉴,分析其ROE在电力改革前后变化,尝试预测我国火电板块盈利未来长期可能的演变方向。

1992年美国由《能源政策法案》开放输电网接入,促进电力批发市场竞争,从而开启了电力市场化的改革历程。直到1999年,此时处于市场化前期,电力企业ROE波动尚不明显。1999年末,市场化改革力度加强,电力企业ROE和PB估值大幅波动,行业进入动荡期。在此期间,美国的电价受市场化政策驱动,出现显著上涨。之后到2008年,电力市场化演进基本完成,美国主要电力公司ROE波动减弱,波动幅度收窄至5%-15%之间,表现出显著公用事业属性,PB估值稳步上升。

反观我国电力市场化改革进程,在改革中期,由于政策变化与市场预期的不明朗,的确会出现板块估值动荡,但是随着市场化交易比例的提高,我们正在逐步迈向电力市场化的成熟。从中长期看,随着我国电力改革逐渐完善,我国火电板块也将回归公用事业属性,估值回升。


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