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报告摘要:当前动力煤价格已长期处于高位运行,而煤电企业受限于“市场煤计划电”的行业格局,利润下滑显著,整体经营较为困难。在当前时点,我们认为新版煤电联动能否在2018年如期启动,将会对火电行业未来盈利情况产生较为显著的影响。我们结合当前煤电联动模型预测数据及分省火电基本面研究情况,对火电行业2018年的经营情况进行分析和展望。
(文章来源:东北证券 转载请注明出处)
核心观点:
在煤价趋势不发生根本性逆转下,2018年煤电联动于情于理势在必行。我们依据国家发改委公布的煤电联动计算公式,结合各省已有的电煤价格指数变动,假定2016年11月到2017年10月周期平均电煤价格指数为507.61元/吨,同期全国平均供电煤耗为315克/千瓦时进行测算。测算结果显示全国燃煤标杆电价平均上调幅度为4.45分/千瓦时,减去7月份已调价幅度后,湖南、四川、广西三省应涨价幅度靠前,分别为6.91、6.32和5.60分/千瓦时。对比历史数据也可以发现,当前各大电网电价水平远低于2014年9月,但煤价已经显著高于2014年,煤价电价出现不合理的倒挂。同时今年上半年火电企业业绩下滑明显,如果上网电价不做调整,火电企业很难走出“量增利减”的困境。
电价受政策风险与市场电量双冲击,难以足额上调。从煤电价格历史调价情况来看,全国燃煤上网电价变动范围在-3~2.6分/千瓦时,上调电价4.45分幅度过大,可能受到国家政策管控影响。综合相关因素,我们给出中性假设:全国火电标杆上网电价受煤电联动及宏观调控影响,上涨3分/千瓦时(把2016年下降的幅度补回来);假设有30%的市场电量,且市场电量不涨价,相当于最终电价涨幅打七折为2.1分。
电价上调全面利好火电行业,火电龙头较为受益。在中性假设下,我们进一步引入点火价差和单位装机边际利润进行分省火电基本面研究。结果显示冀北、蒙东、江苏和浙江等位于华北、华东地区的省份火电边际利润情况较好。我们认为华能国际、浙能电力等火电龙头受益于较大的火电上网电量,业绩增长绝对值排名靠前。
风险提示:电价上调不及预期风险,电力供需形势恶化风险。
1. 煤电联动历史沿革及当前火电企业经营现状
1.1. 煤电联动历史
煤炭是我国最丰富的一次能源。长期以来,在我国计划经济体制下电力用煤主要依靠国家统配的计划管理进行。而随着我国走向改革开放,煤炭市场化趋势逐步增强,电力用煤与市场煤的价格矛盾不断显现。自2003年以来煤炭及电力行业价格矛盾日益突出,其主要原因为电价调整无法适应煤价变化,发电企业长期承受煤价上涨对业绩挤压的压力。2004年6月7日国务院发布《国务院办公厅关于做好电力迎峰度夏工作的通知》(国办发„2004?47号),通知中在“区别对待,运用价格杠杆调节电力供求”部分提到“尽快实施煤电价格联动机制”。2004年年底通过近一年的研究、各部门调研以及意见征询后,发改委正式出台了第一版煤电价格联动实施办法。
2005年4月发改委正式下发关于各地电网实施煤电价格联动有关问题的通知系列文件,并于5月1日进行了第一次煤电联动价格调整,燃煤机组上网电价平均上调1.86分/千瓦时,销售电价上调2.52分/千瓦时。2005年11月虽然煤价满足了联动条件,但有关部门却并未有所行动。之后在2006年5月、2008年7月和8月分别进行了第二到四次煤电联动电价调整。
2012年12月,第二版煤电联动政策出台,国务院于12月25日发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,明确将继续实施煤电联动,并对联动机制进行了修改。第二版政策出台后直至2015年4月才进行了第一次煤电联动调价,降低燃煤机组上网电价约2分/千瓦时,降低销售电价约1.8分/千瓦时,此次调价主要原因是2015年电煤价格的大幅下降,距上次政策实施调价已时隔7年。事实上2009年-2014年7年间电价政策以及上网电价都有过多次调整,但官方均未表示是出于煤电联动政策进行的电价变动。
2015年12月31日,国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格„2015?3169号),第三版煤电联动政策正式发布并于2016年1月1日起开始实施。新的煤电价格联动机制以年度为周期,由国家发展改革委统一部署启动,以省(区、市)为单位组织实施。新版本发布同时全国燃煤机组上网电价和销售电价均下调3分/千瓦时,这是2004年以来的第6次依据煤电联动政策进行的电价调整。
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12月16日,国家发展改革委召开12月新闻发布会,回应煤价相关问题。
今年受到高煤价影响,很多火电企业陷入利润下滑甚至亏损的困境,多个省份开始调整电力市场化交易价格区间,11月2日,中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在国家电网调研时表示,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。近期,多地部署2022年电力交易工作,明确2022年实行煤电联动机制。实行电价与煤价联动,可以合理体现发电、用电的成本,降低市场风险。
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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。
为切实保障四川省经济发展和民生用电需求,保障电力系统安全稳定运行和全省迎峰度夏度冬电力供应,今年8月四川省经济和信息化厅等10部门联合印发了《四川省2021年度迎峰度夏(冬)电煤电力保障供应九条措施》,四川省发改委出台了对四川统调燃煤火电企业实施临时补贴以及燃煤发电市场化配比电量电价浮动等政策。
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