夏季用电高峰引发火电行业逆转

炎炎夏日将至,相信大部分的人会选择在太阳当空照的高温中躲在室内,加大空调马力,躲开当空照的烈日。正是这样,一年一度的夏季用电高峰期又要来临了。可上一年,即使是在用电高峰期,主要的供电企业——火电,业绩却是惨不忍睹,去年整个火电板块在Q2仅

炎炎夏日将至,相信大部分的人会选择在太阳当空照的高温中躲在室内,加大空调马力,躲开当空照的烈日。正是这样,一年一度的夏季用电高峰期又要来临了。可上一年,即使是在用电高峰期,主要的供电企业——火电,业绩却是惨不忍睹,去年整个火电板块在Q2仅盈利50亿元,同比下降65%,整年的盈利才175亿元,同比大幅下滑171%,而主要的“罪魁祸首”是煤价。由于惨淡的业绩,去年年底,各大火电企业的股价回到了地板价,PB几乎处于历史最低位。

煤价和火电企业存在着比消此涨的循环周期关系。上年煤企赚了个盘满钵满,火电企业却是几乎有史以来最惨淡的一年,是煤企高位,电企低位的周期。而今年一开年,处于历史高位的煤价就开始下跌,去年业绩大幅下跌的火电企业目前已经处于历史地位,安全边际高,且对煤价敏感度非常高,周期开始逆转。当前夏季用电高峰期即将来临,火电企业是否有可能借着用电需求激增的势头,开始逆转?

影响火电企业利润的因素除了占火电成本60%-80%的煤价外,还有平均上网电价、利用小时数、社会用电需求量。根据这些因素,我们可以一一看看火电行业目前的形势。

 

1、 电行业利用小时数进入上升周期

过去几年,由于火电行业产能过剩,利用小数一直下滑,但自2017年,国家对煤电规划建设越来越严格,过剩产能逐渐减少。据预测,2018-2019年的整体火电行业利用小时数将上升,主要原因是用电量增速大于火电装机容量增速。

由于国家严格控制煤电规划建设,2015年以来,火电的整体装机容量增速逐年下降。近几年,由于国家有意减少煤电在一次性占比以及减少煤电过剩产能,不断颁发各种规划与政策淘汰落后产能,其中包括:

 2017年1月,要求取消、缓核、缓建煤电机组1.48亿千瓦 2017年9月,要求停建煤电项目3520万千瓦,缓建5517万千瓦 2018年3月,要求2018年煤电投产规模较2017年更进一步减少,淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。

加上国家“十三五”计划,2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,预计2018-2020年火电装机增速分别为3.4%、4.0%、5.2%,复合增速约为4.2%。

由于新能源发电占比未来几年将上升,装机容量也在上升,所以以2017年各发电类型的利用小时数折合成等效装机容量的话,火电2018-2020年的等效火电装机增速分别为5.1%、5.1%、5.7%

2018-2020年的用电增速则在5%-6%的水平,高于火电装机容量增速。虽然我国工业占全社会电量70%,但是由于经济结构调整,近年来,第三产业的用电增速达14%,远远高于第一、第二产业7%和5%的增速,2018-2020年,第三产业用电量将维持在10%左右的高增速,第二产业的用电增速则在4%-5%之间。因此预测2018-2020年,全社会用电量别为5.9%、5.8%和5.5%

在用电增速高于火电等效装机增速的情况下,预测2018-2019年火电的利用小时数将由2017年的4194小时,上升到4227和4253,而2020年则小幅回落至4246小时。

平均上网电价升高。上网电价由标杆电价和市场交易电价组成。,主要是市场电价让利幅度减少,还有去年7月上网电价提高。

 

2、在政府干预下,煤价将回到合理范围内

煤价一直是打压煤电企业利润的主要因素,因为煤炭占煤电成本60%-80%。2017年受煤炭供给侧改革,动力煤指数直线上升至698元/吨的历史高位,令下游煤电企业一片萧条。

 但自2018年2月来,煤炭价格便一路下跌至4月份550元/吨的合理空间,在夏季用电高峰来临,煤炭价格开始上涨时,5月22日,政府采取直接干预的手段控制煤价。

这一次控制包括增产量、增产能、增运力、增长协等措施,并直接点名神华、中煤等主要煤企带头把5500大卡的月度长协价格降到绿色区间570元/吨以内。可见本次政府控制煤炭价格的决心。

在夏季用电高峰期,受需求增加影响,煤价或将在上升,但不排除政府采取恢复港口进口煤炭,毕竟这一次,政府说了“即使煤炭供应紧张,发改委将给予协调铁路抢运保障”,若政府要控制煤炭价格,没有什么能阻止。

 

3、煤电上网电价受收窄上升

煤电的上网电价由标杆上网电价与市场交易电价加权平均而成。国家关注民生,2108年3月把工商业电价平均下降10%,虽然是以电网等输配电方让利,与火电无关,但足够表明国家提升终端用户电价的可能性微乎其微。

虽然用户终端电价不会上涨,但是国家通过取消对电企的部分收费而变相调高上网电价。2017年7月,国家取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,变相上调火电企业上网电价0.76分/千瓦时,把部分利润让给了火电发电企业,2018年第二季度煤电企业依然享受电价上涨的翘尾效应。

另外,交易电量折让价格空间正逐渐收窄。2016-2017年,在电力市场化交易中初期,各大电企为了增加市场份额,纷纷以大幅低于标杆电价的价格出售电力而争夺市场。不少小装机容量高煤耗机组因缺乏成本优势被迫退出市场。目前随着市场化交易机制的逐步成熟,市场化交易电价的价差已经逐步回归理性。往年大幅参与电力市场交易的大型煤炭企业开始收窄让利空间,上网电价逐渐提升。

 

4、行业估值处于历史低水平

以华电国际、大唐发电、华能国际三大煤电为例的算数平均PB目前为1.06倍,无论相对于历史还是恒生指数的PB都较低。2016年前,煤电企业PB走势几乎与恒生指数PB走势相符,但自2016年后半年开始分化,主要原因是煤价上涨,影响煤企的盈利能力。目前,煤价已回落至560元/元-630元/吨的区间内,4月份,煤电全国平均点火价差为0.1275元/千瓦时,同比增长1.4%,意味着煤电的整体盈利能力正在提升,当前估值相对仍然较低,有较高的安全边际。

总结煤电行业目前处于的形势是:行业利用小时数处于上升周期;政府将控制煤价在合理范围内,但由于用煤需求量在夏季急速上升,下跌可能性不大;上网电价在第二季度仍然享受去年7月间接上调电价的福利,同时去年大幅参与市场交易的煤电企业今年电价折让减少,上网电价有上升趋势;而且目前行业PB正处于地位,趁着夏季用电量激增的势头,煤电股将逆转。

 

在行业周期来临之际,该如何选股?

华创证券对几大火电企业作了敏感性分析。分析表明,对火电企业盈利影响最大的是上网电价,其次是煤价,最后是利用小时数。由于用量需求量上涨,利用小时数才会上涨,而煤价也会因需求上升而涨,所以利用小时数与煤价有负相关关系。利用小时平衡煤价表明煤价涨幅多少可以抵消利用小数每涨1%时带来的利润。

 

华电国际(1071.hk)拥有业绩涨幅最高的潜力

上网电价对电企净利润影响最大。而由于2017年7月国家变相提高电价0.76分/千瓦时,以及交易电量折让价格空间收窄,2018年Q1各煤企上网电价上升了不少,华电国际平均电价上升0.014元/kWh或3.5%,华能国际上升0.018 元/千瓦时或4.33%,大唐发电水平上升0.006元/千瓦时或1.6%至0.383元/kWh。而对电价最敏感的华电国际在第一季度因电价上升,业绩大幅上涨归母净利润增5707%。Q2火电企业仍然享受电价同比提高的翘尾效应,同时受交易电量折让收窄影响,预计上网电价上涨约1-1.5分左右。每上涨1分钱,华电国际业绩上涨124.7%。

另外,受夏季煤炭需求上升影响,虽然政府控制煤价,但煤价估计跌幅不大,利用小时数上升的可能性更大。华电国际对利用小时数敏感度也是最高的,每增加1小时,净利润涨5.5%。

还需要考虑到的利用小时数的上升有可能带动煤价上涨,华电国际的利用小时平衡煤价也是较高的,意味着需要提高1.24元/吨的煤价才能抵消1利用小时的上升,公司的抗煤价涨幅能力较大。

华电国际的历史股息率较高,2013年-2015年保持在7%-10%,2016年以后随净利润下降而下滑。公司股息率与净利润走势相关度高,2018年国电国际净利润上升,股息率恢复至4%-5%的可能性大。

估值方面,目前国电国际PB为0.68倍,已接近恢复至历史0.7倍的平均水平。但对比其他煤电股来说,0.7倍的PB还是较低。同时公司2018年业绩拥有涨幅最大的潜力,不少券商提高了公司18-19年的盈利预测,预计2018、2019、2020年EPS为0.22、0.34、0.36元,对应港股对应PE分别为11.9/7.6/7.2倍。

华能国际(902.hk)对上网电价的敏感度也较为敏感,每增加1分上网电价,归母净利润增长97%。公司第一季度参与市场电比重为 30.7%,比重大于市场均值,市场电价折价收窄对公司上网电价上升影响较大,第一季度上网电价升幅在众多煤企中最大,上涨4.33%0.018元/千瓦时。

收益于上网电价与发电量增长,公司2018年第一季度净利润取得12.19亿元的行业最佳成绩,同比增长87%,增速处于行业领先位置。

另外,公司曾在2018年-2020年的股东回报规划中,承若每年以现金方式派息不少于70%派息率,而且每股派息不低于0.1元。以公司2018年目前的成绩看,估算2018-2020年股息率达3.13%、4.07%、4.91%。

 

总结

目前,火电企业刚过了一个周期低谷,对电价、煤价、用电小时数都非常敏感。夏季用电高峰的来临,将激发火电企业抵触反弹。 

长远来说,电力行业整合集中度越来越高、大鱼吃小鱼是电力行业的发展趋势为保证民生和促进产业发展,参与市场化电力交易的企业将会越来越多。自电改以来,参与市场交易的电量已经2014年的3000亿千瓦提升到2017年的1.63万亿千瓦时,市场化的电量比重从7%提高到26%预计2020年市场化交易电量将达到5.5万亿千瓦时。

在电力竞争市场越来越激烈的情况下,只有具有成本优势的大型先进机组能够存活,小型电企将被收购或退出市场,市场份额占比越大的电企将脱颖而出。

 

 

 

 

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