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火电利用水平与盈利能力将迎双重改善
作者: 佚名 时间:2017-8-2文章来源:浙商证券访问量:1073

  投资要点

  能源结构调整大背景下,存量火电机组利用水平有望回升

  近年来,我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策,及以节能增效为导向的能源政策,用电量增速逐步趋缓。鉴于此,相关部门主动调整煤电新增装机规划,预计到2020年煤电装机规模将在1100GW以内,年均复合增速仅为2.4%左右,低于用电量3.8%-4.6%的预期复合增速,为存量机组利用水平提升提供基础。

  煤价高位震荡,政策有望持续引导改善电企盈利能力

  近期环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)维持在583元/吨高位,致火电企业盈利能力显著恶化。发改委等部门已经对火电企业经营困难现状高度重视,并且采取引导煤价下行、压缩政府性基金等多种方式改善现状。我们认为夏季用电高峰等短期因素或将为煤炭价格提供支撑,但从煤企、电企经营情况对比来看,政策层面仍有望向电企倾斜,持续引导改善电企盈利能力。

  电改持续推进,有助还原电力商品属性,利好火电企业收入端长期改善

  结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组,中国神华、国电电力两家公司双双停牌等一系列事件来看,电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地。我们认为,煤电联营将会成为电力行业改革方向之一,如顺利推行,有望在一定程度上稳定煤炭供需,利好煤炭、电力两大行业平稳发展。

  盘活存量、提升效率,电力企业改革正当时

  结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组,中国神华、国电电力两家公司双双停牌等一系列事件来看,电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地。我们认为,煤电联营将会成为电力行业改革方向之一,如顺利推行,有望在一定程度上稳定煤炭供需,利好煤炭、电力两大行业平稳发展。

  投资建议

  综合考虑国内主要煤电企业的权益装机、度电煤耗、煤炭价格弹性等多方面因素,建议依次关注华能国际、浙能电力、华电国际、国电电力、大唐发电等相关标的。



  1 能源结构调整大背景下,存量火电机组利用水平有望回升

  1.1 受国内能源结构调整推动,新增火电机组比重将持续下降

  近年来,我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策,及以节能增效为导向的能源政策,用电量增长逐步趋缓。2016年全国用电量累计5.92万亿度,同比增长5%,如图1所示。此外根据能源局于2016年底发布的《电力发展“十三五”规划》来看,至2020年底,预期我国全社会用电量为6.8-7.2万亿度,年均增长3.6-4.8%。未来5年乃至更长时期,我们认为国内用电量增速将保持低速增长态势。



  全国火电装机占比较高,在用电量维持低速增长、清洁能源发电装机持续建设投产的背景下,以煤炭为主要燃料的火电产业,装机容量占比或将下滑。根据中电联报告,2016年全国发电设备装机容量为1645.75GW,其中火电装机1053.88GW,占比64.04%,图2为2016年底全国电力装机结构。根据《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》,至2020年,煤电装机控制在1100GW内,化石能源发电装机比重目标达到61%,煤电装机比重达到55%,可以看出未来优化电力装机的动力较强,火电装机比例预期下降,非化石能源装机将上升, “十三五”期间火电新增装机空间十分有限。



  2016年4月起,国家能源局通过开展煤电项目规划建设情况专项监管、加大淘汰落后产能、采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施,适当缓解煤电产能过剩,加快推动煤电由电量型电源向电力型电源转变。

  2016年10月20日,国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》,对煤电外送通道配套煤电项目的投产结构进一步规划,以化解潜在的煤电过剩的风险。(1)新疆准东煤电基地准东至华东、宁夏宁东煤电基地宁东至浙江、内蒙古鄂尔多斯煤电基地上海庙至山东、陕西陕北煤电基地榆横至山东输电通道配套煤电项目的投产规模,2020年底前要控制在国家规划规模的一半以内。(2)内蒙古锡盟煤电基地,锡盟至山东、锡盟至江苏输电通道配套煤电项目的总投产规模,2020年底前要控制在730万千瓦以内。(3)其他纳入规划及核准(在建)外送煤电项目(含煤电基地、点对网外送项目),也要结合受端电力供需形势和煤电规划建设风险预警,调整核准(建设)时序,把握投产节奏。


  2017年1月,甘肃、宁夏、内蒙、青海、陕西、新疆、山西、山东、河南、广东、广西等11个省区,相继出函对省内“十三五”期间煤电投产规模进行规划,力争完成2020年底装机规模控制在1100GW的目标,具体投产规模安排如表1。



  煤电装机规模的限制规划有望在“十三五”期间得到较为严格的执行,从而为存量火电机组利用水平提升奠定基础。2017年5月,能源局发布2020年煤电规划建设风险预警,从煤电建设经济性、装机充裕度、资源约束三个方面考察国内各省区煤电项目建设风险情况,其中湖南、海南两省预警程度为绿色,河南、湖北、江西、安徽四省区为橙色预警,其余省区均为红色预警。鉴于此,我们认为,“十三五”期间我国电力装机仍会维持相对充裕状态,此时正可谓推动电力装机结构调整的黄金时期,煤电装机规模限制规划有望得到严格执行。

  1.2 工业景气度持续,用电量水平回暖,存量火电机组受益

  工业景气度回升,助用电情况持续回暖。2016年,全社会用电量累计59198亿千瓦时,同比增长5.0%;其中,第一产业用电量1075亿千瓦时,同比增长5.3%;第二产业用电量42108亿千瓦时,同比增长2.9%;第三产业用电量7961亿千瓦时,同比增长11.2%;城乡居民生活用电量8054亿千瓦时,同比增长10.8%。2017年上半年,制造业复苏趋势维持,全社会用电量同比增长6.3%至29508亿度,保持平稳复苏,后续国内用电需求有望维持回暖趋势。图3与4分别为2015年1月至2017年6月全社会用电量及增速和2015年1月至2017年6月四大高耗能产业用电量及增速。



  2017年1-6月,火电发电量同比增长7.1%,高于全国6.3%用电量水平增速,机组利用小时数亦有所回升。2017年1-6月全国火电发电量同比增长7.1%至22215亿千瓦时,火电利用小时数同比上升46至2010。图5是2010-2017年全国火电、水电设备利用小时数统计与预测。我们认为随着火电新增产能限制政策持续执行,以及用电量水平的回暖,全年火电机组利用小时数有望较2016年上升98个小时至4263。



  2 煤价高位震荡,政策有望持续引导改善电企盈利能力

  2.1 电企盈利能力大幅下滑,政策有望持续引导煤价下行

  全国动力煤价格自2016年6月初启动上行,至今仍维持高位震荡。根据秦皇岛煤炭网数据,环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)自2016年6月初从390元/吨的价格启动上行,至2016年11月达到607元/吨的最高价,经过短期回调,之后再次上涨,在2017年3月达到606元/吨,至此涨幅达到55.38%。截至2017年7月26日,环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)达到583元/吨,仍维持高位震荡。如图6为环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)走势。



  动力煤价格高位运行,严重侵蚀下游火电企业利润。根据各大火电企业2016年报来看,华能国际、华电国际、国电电力、粤电力A、浙能电力等5大火电企业燃料成本占总成本比例分别为63.59%、59.04%、42.07%、62.07%、67.39%,火电企业燃料成本占比较高,煤炭价格波动将对于企业经营产生较大影响。如表2,为五大火电企业2016与2017年1季度净利润对比,同期环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)同比上涨55.13%,五大火电企业净利润同比下降72.83%。



  当下煤炭价格情况下,煤炭企业盈利能力显著改善,2017年已无必要实施大规模减产措施,煤炭供应紧张问题将有效缓解。根据秦皇岛煤炭网报道,煤炭企业职工已恢复正常工作时间,山西省今年将在压减低效产能的基础上新增优质产能7000万吨,我们预判,鉴于目前国内煤炭市场价格走势,煤炭价格已较低位大幅抬升,煤炭行业整体盈利能力大幅改善,煤炭行业276工作日制度或将不再严格执行,煤炭供应紧张问题将有效缓解。

  煤价走势得到决策层重视,后续政策有望持续引导煤价向合理区间靠拢。根据中国煤炭资源网相关报道,2017年年初,国家发改委、中煤协、中电联、中钢协等四部门联合印发《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》(以下简称《备忘录》),以重点煤电、煤钢企业中长期基准合同价为基准,建立煤炭价格异常波动预警机制,表3为各预警区域价格区间范围与相应的应对措施。我们认为《备忘录》的印发为全年煤炭价格运行提供了一定的指引,全年煤炭价格有望在500-600元/吨区间运行,同时鉴于目前价格居于区间高位,后续煤炭价格有望回落。



  2017年6月底,国家发改委发布《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》,明确提出:加快优质产能释放;各地要针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施,对具备条件的抓紧组织复工复产验收,力争应复尽复;不得以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。我们认为,后续政策有望持续引导煤炭优质产能释放,以保障煤炭供给,从而促进煤炭价格回归合理区间。

  港口、电厂库存维持合理水平,动力煤价格不具备大幅上涨基础。根据秦皇岛煤炭网相关数据,截至2017年7月28日,秦皇岛、曹妃甸两港煤炭库存为814.4万吨,六大沿海发电集团煤炭库存为1240.17万吨,均高于去年同期,环比考虑迎峰度夏影响,港口、电厂库存仍处于合理水平。如图7与8分别为秦皇岛、曹妃甸两港与沿海六大发电集团煤炭库存变动情况。



  2017年或是火电行业拐点,火电企业在经历行业低谷之后,业绩有望在随后几年持续改善。我们认为当前煤炭价格处于高位,后续持续上行的概率不大,同时鉴于目前火电企业盈利能力大幅下滑,后续政策有望持续引导煤价下行。

  2.2 政府性基金空间压缩,政策有望持续引导电价结构改善

  国家发改委于近期发布了《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》(以下简称《通知》)提出:自2017年7月1日起,取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项基金,将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%,腾出的发电空间用于提高燃煤电厂标杆电价,缓解燃煤发电企业经营困难。我们认为国家层面越来越关注到电企现实经营窘境,如电企经营困难现象加剧,政策有望持续加码,进一步优化现有煤电机组上网电价结构。

  截至2017年7月底全国已经有17个省区陆续公布了燃煤机组电价调整方案,本次取消和调整的相关政府性基金的征收标准以及上网电价调整幅度如表4所示。



  本年度煤炭均价预计较2016年平均水平有较大抬升,后续将大概率触发煤电联动机制,火电上网标杆电价有望上调,将进一步提升火电企业盈利能力。

  3 电改持续,有助还原电力商品属性,利好发电企业收入端改善

  3.1 电改文件持续出台,规则日渐清晰

  我国本轮电力体制改革(简称“电改”)之启动时点,可追溯至2015年。2015年3月15日,中共中央、国务院发布了此轮电改的纲领性文件——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)文件(简称“9号文”)。业界普遍认为,这是继2002年“厂网分离”以来,我国在电改领域颇具里程碑意义的举措。

  9号文明确了深化电力体制改革的重点和路径:在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上,按照管住中间、放开两头的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本开放配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立,规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究,进一步强化政府监管、电力统筹规划,以及电力安全高效运行和可靠供应。

  此后,国家发改委与各地有关部门陆续发布相关政策文件,进一步细化改革内容,如表5所示。



  在以上众多涉及电改的政策文件中,我们认为,国家发改委、能源局于2017年初下发《电力中长期交易基本规则(暂行)》(简称《规则》)最具指导意义,其为在全国范围内开展电力交易提供指引性标准。依据规则指引,我们认为,我国电改将具有以下三大趋势:

  首先,对发电企业并无特殊准入条件规定,开展绿色售电可期。《规则》中对发电企业准入要求主要为两点:其一,合法-即依法取得核准和备案文件,取得电力业务许可证(发电类);其次,符合国家产业政策-国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。此外,并没有对于发电机组类型、装机容量等细化要求,因此原则上各类型电源均可以参与到电力中长期交易当中。

  其次,参与用户将全电量入市,电力直接交易规模有望持续放大。《规则》规定电力用户本着自愿原则参与电力市场交易,但选择参与市场交易后需全部电量进入市场,不得随意退出,取消目录电价。符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户,可向售电企业(包括保底供电企业)购电。参考广东2016年直购电工作开展经验,2016年广东直购电规模总计439.8亿度,约占广东全省社会用电量的8%,直购电规模仍然有限。如果后续符合准入条件用户能够选择电力市场中长期交易,电力交易规模有望持续放大,极限情况有望达到全社会用电量80%。

  最后,限价放开+全电量交易,或有助发电企业实现电力定价机制优化。《规则》规定,双边协商交易原则上不进行限价,而集中竞价交易为避免市场操纵及恶性竞争,对报价或结算价格设置上下限。我们认为该规定契合了目前煤炭价格上行导致发电企业成本增长的现实情况,取消限价以及给予一定的电价上浮将有效缓解发电企业成本压力。而用户全电量交易,以及取消目录电价,也限制了其通过目录电价从电网购电的途径,为发电企业参考成本调整竞价电价制定提供基础。

  3.2 竞价交易让利情况缓和,电改有助还原电力商品属性

  广东省在售电侧改革领域开展工作较早,其在2013年便启动大用户直供电交易,并且在2016年3月率先引入售电公司参与电力市场集中竞价交易,可谓具有一定的代表性。

  受煤价高企及规则调整影响,广东电厂让利情况明显缓和。由于广东省暂未针对电力市场直接交易核定输配电价,因此截至目前,广东省电力市场直接交易呈现出发电侧向售电侧让利的一种现象。2016年3-9月,广东共开展7次电力市场直接交易,共完成交易电量159.8亿度,发电厂合计向用户让利11.69亿元,平均度电让利达到7.31分,同时结合2016年3-9月,结算平均价差的走势,我们可以看出,随着2016年年中煤炭价格的上行,以及竞价规则的调整,发电侧向售电侧让利的情况持续改善,如图9所示。


  广东2017年电力市场双边年度长期协议交易于年初敲定,总成交电量837.05亿度,成交价差为-0.0645元/度,相较于2016年3-9月平均-0.0731元/度的成交价差亦有所缓和,同时考虑到本年度广东省电力市场直接交易电量大致在1000亿度左右,年度长协占比84%左右,因此我们认为2017年度长协的让利情况更加具有参考意义。

  除广东之外的江苏、安徽、河北、山西等多地亦开展月度集中竞价交易,从近期其他省区的月度集中竞价结果可以看出,发电侧让利的情况亦得到缓和,如表6所示。以安徽为例,安徽省电力交易中心于6月底完成2017年第四次月度集中交易,根据晶见微信平台报道,本次月度集中交易发电侧共申报电量32.69亿度,而购电侧共申报电量25.95亿度。从成交价差结果来看发电侧统一出清价为0.3722元/度,要高于安徽省燃煤机组标杆上网电价0.3693元/度,考虑统一出清价含有工业企业结构调整专项基金,本次竞价发电侧仅向用电侧让利仅为1分/度左右。



  我们认为本轮电力体制改革推行至今已经起到了应有的作用,降低了工业企业用能成本,并且在一定程度上还原了电力的商品属性。根据《电力中长期交易基本规则(暂行)》相关指引,双边协商交易原则上不进行限价,集中竞价交易设置合理上下限,如后续该规则有效执行,或可在一定程度上缓解目前火电企业成本高企的经营窘境,有助火电企业销售电价与成本变动相匹配。

  3.3 部分省区完成输配电价核定,亦将有效改善发电企业让利情况

  自2015年9号文出台之后,输配电价改革也在有序推动。2015年9月,国家发改委率先批复了蒙西电网和宁夏电网输配电价改革方案,拉开了本轮输配电价改革的大幕。根据国家发改委价格司巡视员在7月26日新闻发布会上表示,截至目前,首轮输配电价改革试点已经全面完成,输配电价改革后,平均输配电价,比现行购销价差,平均度电减少将近1分钱,核减32个省级电网准许收入约480亿元。

  本轮输配电价核定采用准许成本加准许收益的方式进行核算。

  首先,电网公司需要理清自身资产,只有提供输配电服务所必须的资产才是电网公司进行输配电价核定的有效资产,能够计入核价基础,其他辅助性业务单位、多种经营企业、“三产”资产,均不可参与核价;

  其次,在确定有效资产之后,与之相关的折旧费用和运维费用,即为电网公司的准许成本;最后,根据结合电网公司自身的资产负债结构、市场借贷利率以及合理收益率水平,测算出合理的加权平均资本收益率,进而确定电网公司合理的准许收益。电网公司总收入=准许成本+准许收益+税金,通过总收入比总输配电量便测算出度电输配电价。

  根据较早完成输配电价核定的15个电网区域的结果来看,总体输配电价相对于原有购销价差有所下调,以大工业用电情形为例:9个电网区域所有电压等级输配电价均下调,其中天津电网下调幅度最大达到8分/度左右;广西、云南、贵州等南方电网供区低电压等级输配电价有所上升,但高电压等级输配电价有所下调;宁夏电网输配电价并无调整,湖南、蒙西两地输配电价有所上调,如表7所示。



  根据以上统计结果,我们认为随着电改的深入推进,电网企业已经逐步进入实质性让利阶段,有望在降低终端电力用户用电成本的同时,有效缓解发电企业让利压力。

  4 盘活存量、提升效率,电力企业改革正当时

  2016年9月28日,国家发展改革委副主任刘鹤主持召开专题会,研究部署国有企业混合所有制改革试点相关工作,东航集团、联通集团、南方电网、哈电集团、中国核建、中国船舶等中央企业和浙江省发展改革委负责同志出席会议,并由此确定了混改“6+1”试点的格局。刘鹤指出,要在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等关系国计民生和经济安全的重要领域开展混合所有制改革试点,以开放竞争性业务、破除行政垄断、打破市场垄断,推进政企分开、政资分开、网运分开、特许经营等。电力行业被摆在混合所有制改革7大行业的首位,同时结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组,中国神华、国电电力两家公司双双停牌等一系列事件来看,电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地。

  结合中核集团与中核建集团战略重组事件来看,上下游产业链的强强联合,并为推动我国电力行业走出去,或是后续改革重组的主要方向。中核集团前身为中国核工业总公司,而中核建集团是在中国核工业总公司所属部分企事业单位的基础上组建而成,两家公司具有较为深厚的历史渊源,如图10。与此同时双方分别为国内主要的核电业主方与核电建设方,在国内外核电建设领域合作紧密,中核建集团参与中核集团多数国内核电站建设,并承担了中核集团出口巴基斯坦核电项目恰希玛、卡拉奇电站的主要建设工作。中核集团是国内三代核电主力堆型“华龙1号”主导方之一,其提出的“华龙1号”技术融合方案于2016年8月获得众多专家支持;中核建集团是四代反应堆主力堆型高温气冷堆主要推动方之一,其于2017年3月16日与沙特方面签订高温气冷堆项目联合可行性研究合作协议,持续推动高温气冷堆技术走向海外。我们认为,两强重组有望凭借自身技术优势推动国内核电技术持续向前发展,抢占国际核电技术领域高地。



  我们认为,煤电联营有望成为火电行业改革方向之一,如顺利推行,有望在一定程度上稳定煤炭供需,利好煤炭、电力两大行业平稳发展。国内电力装机主要以煤机为主,煤电企业燃料成本占比高达60%-75%,因此国内主流煤电企业近年来纷纷布局煤矿资源以保障煤炭供给。此外,近年来国内年均煤炭消耗量大致在40亿吨左右,而发电用耗煤量大致在18亿吨左右,占比高达45%,电力行业是煤炭行业的最大的下游需求,因此以神华为首的众多煤炭企业也在积极布局煤电产业,以保障自有产能消纳。我们认为,近年来煤企与电企从自身业务经营考虑出发,纷纷进行产业链纵向延伸,后续煤电联营有望成为产业链整合的方向之一。

  5 投资建议

  我国认为,火电企业未来一段时间的经营业绩将持续改善,再次重申主要逻辑观点:

  首先,国内能源结构调整大背景下,燃煤机组新增空间将受到严格限制,考虑目前火电装机占比高达64%,燃煤机组新增装机的放缓,将有效带动存量火电机组利用水平回升。

  其次,煤炭价格高位震荡,使得煤电企业盈利能力大幅恶化,并已经得到了发改委层面高度重视,相关政策已经陆续出台,以引导煤炭价格回归合理区间,并调整电价结构以缓解煤电企业经营困难。我们认为后续如果煤炭价格回落幅度不及预期,后续政策有望持续加码以引导改善电企盈利能力。

  第三,国内电力体制改革持续推进,竞价交易规则逐步明晰,“限价放开+全电量交易”的模式有望推动发电企业电价调整匹配成本端变动。首轮输配电价改革试点全面完成,平均输配电价,比现行购销价差,平均度电减少将近1分钱,核减32个省级电网准许收入约480亿元,电网企业加入让利队伍亦将有效缓解发电企业让利情况。长远来看,电改的主要目的之一是还原电力商品属性,如电改顺利推进,并达到相应目标,有望使得电力获得更加市场化的定价机制,利好发电企业收入端长期改善。

  最后,电力行业被摆在混合所有制改革7大行业的首位,同时结合中核集团与中核建集团战略重组,中国神华、国电电力双双停牌情况来看,电力领域后续改革动作有望持续落地。考虑近年来煤企与电企纷纷延产业链纵向延伸,后续煤电联营有望成为产业链整合的方向之一。

  综合考虑国内主要煤电企业的权益装机、度电煤耗、煤炭价格弹性等多方面因素,建议依次关注华能国际、浙能电力、华电国际、国电电力、大唐发电等相关标的,具体数据测算如表8。



  风险提示:

  煤电装机规模控制或不及预期;煤价或暴涨;电力行业改革或不及预期。

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