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本轮煤价回落的过程将呈现出缓和的特点。我国的煤炭供给侧改革始于 2016 年 2 月,原因在于煤炭行业产能严重过剩,供过于求使得煤价大幅下跌,煤炭行业出现大面积亏损。国家要求用 3 年至 5 年的时间退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右,同时 2016 年 5 月后在全国推行实施 276 天核定产能政策,行业从严重供过于求转为供不应求,煤价自 2016 年下半年开始上涨,煤炭行业盈利逐步修复。我们认为国家对煤炭行业进行供给侧改革旨在淘汰过剩产能,引导煤炭行业进入合理的盈利区间,我们认为未来国家会尽量避免煤价再次出现 2014 年的断崖式下跌,因此本轮煤价回落的过程将呈现出缓慢下行至合理区间的趋势。
5. 电价:煤电联动难启,但边际恶化风险小
5.1. 降成本背景下,煤电联动难启
2017 年 7 月上调燃煤标杆上网电价 1 分/千瓦时左右。2016 年下半年起煤价的走高使得火电行业业绩迅速恶化,为缓解燃煤企业经营困难, 2017 年 6 月底发改委发文,明确自 2017 年 7 月 1 日起,取消工业企业结构调整专项资金,并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%,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。全国各省区分别出台调价政策,最终全国燃煤标杆上网电价平均上调 1.157 分/千瓦时。
按煤电联动公式计算,2018 年上网电价应上调 3.5 分左右。2016 年 11 月至 2017 年 10 月平均电煤价格指数为 513.68 元/吨,供电标准煤耗为 311.24 克/千瓦时,按煤电联动公式计算在 2014 年 1 月 1 日电价基础上应上调 1.67 分/千瓦时。由于 2016 年初曾发生过一次调整,降低了 3 分/千瓦时,2017 年 7 月 1 日通过取消工业结构调整基金以及下调两项基金上调上网电价平均 1 分/千瓦时左右,因此理论上,若 2018 年实行煤电联动,全国各省应在 2017 年 7 月 1 日电价基础上再上调 3.5 分/千瓦时。
煤电联动大概率不达预期,电价上升空间有限。虽然按照最新煤电联动机制计算,2018 年燃煤上网标杆电价应上调 3.5 分,但由于我国经济正处于“新常态”,工商业仍需大力降成本,我国当前缺乏支持电价大幅上调的经济基础。2018 年 1 月 3 日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,其中特别提出了“大力推动降电价”;2018 年政府工作报告提出,“要降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%。尽管国家推动降电价针对的是销售电价而非上网电价,但在降销售电价的背景下,上网电价上调的难度也就比较大,由此我们预计煤电联动大概率不达预期。
5.2. 上网电价边际恶化风险较小
我们认为虽然煤电联动上调电价的难度较大,但上网端电价边际恶化风险也较小:1)标杆上网电价下调的概率较小;2)市场电折价幅度缩窄。
标杆上网电价下调的概率较小。目前来看国家大力推行降电价的措施主要针对电网端及附加费用等,2017 年 4 月 1 日取消城市公用事业附加费,7 月 1 日取消工业结构调整基金,下调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,通过降低附加费用的方式让利于下游,并未涉及下调上网电价。同时在煤价高位运行的背景下,火电企业不具备承受电价下调的基础,2017 年底四大集团向发改委递交《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》,报告中提到 2017 年高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损 402 亿元,亏损面高达 60%。从火电上市公司 2017 年的业绩来看,ROE 也纷纷跌进历史低点。因此我们认为上网端电价的下调空间非常有限,预计在煤价回归合理区间之前,上网端标杆电价下调的概率较小。
市场电折价幅度收窄。目前各火电企业市场电占比均在 30%左右,未来市场电占比仍有进一步扩大的趋势,但折价幅度已从 2016 年以来大幅收窄。以华能国际为例,通过调研我们了解到其 2017 年市场电折价幅度 8%-9%,明显低于 2016 年折价幅度 12%-13%,折价收窄的原因主要有两方面:一是电力企业竞价逐渐趋于理性;二是在煤价上涨过程中,市场电的市场化特性得到凸显。
6. 投资建议
综上我们认为,火电大周期拐点确立,在煤价逐步回归合理区间以及利用小时逐步提升的推动下,火电已经进入盈利能力逐渐修复的大周期上升通道。多重利好助力火电基本面从底部逐渐修复:①利用小时数逐步提升:经济稳中向好带动用电量需求持续回暖,煤电去产能背景下火电装机增速明显放缓,供需好转拉动火电利用小时逐步提升,我们预计未来有望保持每年 50-小时左右的速度上升。②煤价缓慢回归至合理区间:煤炭去产能边际作用递减,同时发改委多次强调释放先进产能及保供应,我们预计未来煤炭供需偏紧的状况有望得以改善,煤价下行趋势较为确定,煤价有望缓慢回归合理区间;③电价相对平稳:降成本大背景下煤电联动大概率不达预期,但高煤价下火电企业大幅亏损,因此电价下调的空间也非常有限,我们预计在煤价回归合理区间之前,上网电价下调的概率较小。
在目前市场波动加大的背景下,电力配置属性凸显,持续推荐火电板块。首推估值处于历史低位的港股火电企业华能国际电力股份、华电国际电力股份, A 股推荐资产优质、分红比例高、类债属性凸显的全国火电企业华能国际、华电国际,以及地方龙头皖能电力。
7. 核心风险
盈利能力方面:1、成本端:动力煤价格超预期上涨;2、销售端:电价调整幅度过低从而无法覆盖成本端上升 3、需求端:电力需求疲软,火电利用小时数继续下行;水电来水超预期从而挤压火电。
改革方面:电力央企重组推进步伐低于预期;供给侧改革不及预期,导致火电整体发电效率维持较低水平;新一轮电改进度不及预期。
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近日,亚洲的动力煤市场价格维持区间波动。进入4月份后,中国大部分气温处于舒适区间,日耗维持季节性下降趋势,化工等非电需求有所支撑,但对煤价支撑有限。后半周江南、华南等地维持强降水,电力需求减少,中国的询价有所降温。在中国公布第一季度经济增长高于预期后,国内煤炭价格也出现下跌,再加
部分区域因煤矿安检,导致临时停产检修较多,供应有所收缩;但下游需求持续疲软,多数参与者谨慎观望,按需采购。上周少数非电行业阶段性补库基本结束,用煤淡季,并无太多利好因素支撑,月底前,煤价低位震荡运行。环渤海港口方面,交投氛围冷清,贸易商报价暂稳,下游需求较差,压价采购,成交困难。
近期,部分煤矿安全检查,部分煤矿生产受影响,主产区煤价稳中小幅调整。冶金、化工等非电行业刚需采购,优质煤种销售顺畅,煤炭产销平衡;但受港口成交冷清影响,站台等贸易商保持观望,部分煤矿拉运需求下降。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:吴文静)从社会用电量来看,今年一季度保持增长态势,但市场
市场缺乏有力支撑港口煤价上涨难以持续——煤炭市场研报(2024年4月)(来源:中能传媒研究院作者:刘纯丽)核心观点2024年一季度,我国国内生产总值同比增长5.3%,实现经济“开门红”,为实现全年5%的经济增长目标奠定了基础。3月制造业PMI为50.8%,环比回升1.7个百分点,重回荣枯线以上,并好于季节
本期(2024.04.11-2024.04.19,下同),CECI沿海指数(周)高卡现货成交价连续六周下跌。进口指数到岸综合标煤单价降幅较大。采购经理人指数为49.45%,连续6期处于收缩区间,环比上升1.36个百分点;分项指数中,除需求分指数处于收缩区间外,其他分指数均处于扩张区间,供给分指数环比下降,库存分指数
中旬,市场表现整体偏强,港口可销售贸易煤少;叠加煤价接近底部,部分贸易商对后市的预期有所好转,挺价惜售心态升温,报价小幅上调。但下游游仍多持观望态度,对高价货源明显抵触,成交量一般。随着煤价小幅飙升之后,下游采购也告一段落,询货逐渐减少,市场阶段性趋好就此结束。(来源:鄂尔多斯煤
在环渤海港口,市场询货热度下降,仅少量刚需询货,且对高价煤还接受不了。贸易商对后市看法分歧逐渐明显,部分货主挺价心态松动,出货意愿有所提升,其余卖家继续挺价待涨。此轮港口煤价上涨基本告一段落,市场情绪转为悲观。淡季大背景下,无论是电厂,还是非电用煤,需求均不看好,暂时无大规模释放
上周五开始,在大秦线检修抑制到港煤量以及港口贸易煤不断减少等利多因素拉动下,环渤海港口市场情绪好转,矿企、贸易商等供货商纷纷挺价待涨;但下游终端整体释放需求有限,仅部分非电行业询货增多,接货价格小幅上调,港口市场僵持局面被打开,带动市场煤价格一改前期低迷走势,出现可喜上涨。市场利
春节过后,为了赚取利润和差价,抄底大军纷纷囤煤买进,看好后势。然而,节后仅仅上涨了三天,煤价却突然下行。大秦线检修开始后,下游需求仍未改善,外加南方温度适宜,民用电负荷回落,影响煤炭的销售状态和出货节奏。本月上旬,煤价继续回落,下跌了15元/吨,大量的煤炭抄底大军再次被“割了韭菜”
从上个星期四开始,港口贸易商在提高电煤价格报价,周五指数上涨后,有些机构和参与方都在问这次上涨能够持续多久,今日智库认为至少还能涨几天。据今日智库了解,目前秦港5500的报价在825左右,秦港5000的报价在725左右,秦港4500的报价在630左右,环比普遍涨了5元/吨,出现了连续上涨势头。为什么还
环渤海港口报价略有上移,但询货积极性一般,压价常态化。大秦线检修影响开始显现,由于港口调出量正常,而调进偏低,促使环渤海港口库存急剧回落,而下游用户多以刚需为主,整体情绪不高。但由于优质市场煤出现紧缺,贸易商开始积极挺价,煤炭价格指数小幅上扬。阶段性刚需采购或将对市场产生推力,带
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三峡能源2023年等效利用小时数最高的“海陆龙王机组”大家是不是很好奇他们到底什么样子?莫急莫急现在就带你揭秘!内蒙古四华穆勒风电场F65机组内蒙古四华穆勒风电场聚焦机组电量增发空间充分利用智能运维手段提效率、促质量65号机组2023年等效利用小时数超4200小时创三峡能源当年海陆风机等效利用小
3月4日,全国新能源消纳监测预警中心发布2024年1月各省级区域新能源并网消纳情况,光伏发电利用率98%,风电98.3%。原文如下:根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号),为引导新能源理性投资、有序建设,现将2024年1月各省级区域新能源并网消纳情
一、电力生产情况2024年1月全市电力装机1340.62万千瓦,全市新增装机0.05万千瓦。其中:火电装机940万千瓦;水电装机135.84万千瓦;瓦斯发电装机31.49万千瓦;矸石、余热余压、焦炉煤气装机53.21万千瓦;风力发电装机45.19万千瓦;光伏发电装机129.29万千瓦;垃圾发电装机5.6万千瓦。累计发电量45.32亿
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根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号),为引导新能源理性投资、有序建设,现将2023年8月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。
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