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一、 利润转移之电力篇:低评级火电债有估值风险
2016年以来,在行政控产能和供给侧去产能的大背景下,煤炭从年初的严重供过于求到当前的供不应求,煤炭价格持续攀升(图1、图2)。截至2016年10月21日,动力煤期货结算价已达596元/吨,较年初的305元/吨提升95.4%。尽管近期发改委筹划组织优质产能恢复生产以稳定供应,但预计新增供应仍有一定时滞,难以影响短期内价格的回升。
我们在前期报告中曾强调 ,”2016年H1以火电为主的公用事业样本财报负面比例攀升,与2016年以来动力煤价格上升有直接联系,反映弱平衡下的上游商品价格恢复后,中、上游行业的盈利的恢复或带来其下游行业利润的挤占”。
那么,电煤上涨影响火电企业的机制是什么?哪些区域的火电企业更易受到动力煤上涨的冲击?哪些发行主体及个券需提前加以回避?
1.1 动力煤价格回升对火电企业的影响已逐步显现
火电企业产能过剩逐步严重,这使得产业链成本传导越加容易。从发电企业利用小时同比变化情况来看,2014年以来,火电、核电、风电利用小时数均有一定幅度的下滑,其中,火电下滑幅度最大(图4)。近年电力需求增速不佳,而火电投资仍在增长,导致其产能过剩越加严重。产能过剩之后,火电企业相对于供应商的谈判能力下滑,来自上游的成本传导越加容易。
脱离底部区域之后,动力煤价格回升对火电企业盈利的影响会变得非常明显。动力煤在火电企业的成本占比为40-60%(图3),动力煤价格回升对火电企业的成本影响会非常显著。此轮动力煤价格底部出现于2015年底,2016年上半年平均价格接近2015年的平均水平,由于动力煤价格尚处于底部区域,使得截至2016年H1末火电企业的财务数据并未大幅恶化。但是,2016年下半年以来,动力煤的价格已经快速回升至2013年水平,脱离底部区域之后,动力煤价格回升对火电企业的影响将从量变转变为质变,可能引起其财务指标的快速恶化。
事实上,26家上市火电企业的盈利数据已初现端倪。2013-2015年,26家上市火电企业的利润总额均表现为持续增长,年内存在季节性波动,1-3季度持续回升,4季度回落。但是,2016年二季度利润总额较上年同期出现了明显下滑,且低于一季度的水平,打乱了前期的年内季节性效应。我们预计,2016年三季度样本企业利润总额下行情况将更为明显。
煤电联动机制的时滞性会进一步加剧煤电价差对火电企业的影响。根据《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年1月1日实施,也即调整后的电价需在下一年年初开始实施,具备一定的时滞性。更重要的是,尽管近期电煤价格快速上涨,但发改委仍无在2017年上调标杆上网电价的基础。根据煤电价格联动机制,当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过30元/吨才进行上网电价调整,电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省(价区)平均价格为基准煤价(2014年确定的基准价为444.44元/吨)。尽管近期电煤快速上涨,但由于年初基数较低,2016年1-9月电煤价格均值仅338.39元/吨。若要满足调价条件,2016年全年电煤价格指数均值需上涨至474.44元/吨。我们以2016年全年为观察周期(实际发改委在12月做出调整公告),电煤价格在10-12月月均要达到882.59元/吨,即以9月为基准,四季度平均电煤成本继续上涨113.15%,发改委才将会上调电价。我们认为短期内上涨至该价格水平具备一定难度,因此,2017年可能仍无具备调整上网电价的基础。
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年度电力直接交易价格采用“煤电联动”机制,实现交易价格与电煤价格联动。取4500千卡/千克动力煤价格700元/吨(含税)为基准,每月20日月度电力直接交易组织时,以国能宁夏煤业公司发布的最近一期动力煤调价通知价格作为参考,动力煤价格每下降60元,次月年度长协分月电量交易价格下浮30元/千千瓦时。
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韩正强调,各地区各有关部门单位要牢固树立大局意识,切实落实责任,将今冬明春能源保供作为重点工作抓紧抓实。要多渠道增加电煤和天然气供给,继续抓好电煤保供稳价,大力推进煤炭清洁利用。要尽快把煤电企业发电能力恢复到正常水平,促进非计划停运发电机组实现常态化运行。政府要依法加强对煤炭价格的调控,加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。鼓励金融机构保障煤电和供暖企业合理融资需求,加强财税等政策支持,帮助企业缓解阶段性困难。要坚守安全底线,统筹抓好煤炭和电力企业安全生产、电网安全运行、全社会安全保供。
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