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3. 风险讨论:政策风险与市场电量双冲击
虽然按照煤电联动相关公式测算,我们预期2108年煤电标杆上网电价有望上调4.45分/千瓦时,但在当前“市场煤计划电”的格局下,电价上调仍受国家政策影响较大。尽管随着中发9号文拉开新一轮电改帷幕,市场化电量占比已逐渐超过20%,但煤电电价仍然主要受政府管控。在当前供给侧改革的情况下,煤炭拥有资源优势可以取得定价权和交易权。而煤电企业难以反向与煤炭侧议价,下游售电价也被严格管控,成本上涨的压力难以得到有效疏导。在当前三去一降一补仍为产业主旋律的情况下,煤电联动带来的电价上涨有可能对下游制造业生产造成影响,从而影响国家上调煤电价格的决心。2016年全年我国煤电发电量为39058亿千瓦时,按7%的厂用电率考虑对应上网电量为36324亿千瓦时,如按度电上涨4.45分测算,对应1616亿元的电费涨幅。即使考虑2018年有30%的市场电空间,市场电部分不受调价影响,对应电费涨幅也有1131亿元。
由于煤电联动理论上只会对下游工业用电和一般工商业用电价格进行调整,我们从PPI角度出发简略探讨电价上调带来的影响。从2016年用电数据出发,2016年我国全社会用电量59198亿千瓦时,居民用电量为8054亿千瓦时,煤电上网电量估算为36324亿千瓦时。考虑度电上涨4.45分,对应工业用电价格上涨幅度约为8.58%。通过对历史宏观数据拟合我们得出电力工业价格占PPI权重为6.5%,对应PPI上涨幅度为0.58%。
结合历年电价调整和煤电联动政策历史来看,从2004年至今我国燃煤机组上网电价共计调整14次,其中九次上调五次下调,全国性上调平均电价最高为2.6分/千瓦时,下调幅度最大为-3分/千瓦时。在之前的若干个煤电联动周期中,不乏虽然达到煤电联动上调电价的要求,但出于宏观经济调控等原因少调甚至不调电价的情况。电价目前是国家少有的可以直接调控的价格,其变化必须考虑经济大环境的条件。从今年7月份调整电价的情况来看,也有不少省份并未按照国家发改委《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》的要求足额上调燃煤机组标杆电价。
同时考虑到2018年市场化电量占比势必进一步提升,当前电力供过于求的格局下电力企业议价能力相对较弱。基于以上判断,我们给出在中性假设影响下各火电企业的业绩变化,即: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);各省电价调整幅度相应调价情况折算;假设有30%的市场电量,且市场电量不涨价,相当于电价涨幅打七折为2.1分。
最终计算结果显示,在中性假设下各火电企业净利润及同比弹性相较乐观假设均有较大幅度的下滑。华能国际、浙能电力和华电国际位居绝对值变动前三,但华能国际26.71亿元的净利润增长仅为乐观假设83.73亿元的31.9%。漳泽电力、长源电力和大唐发电净利润弹性排名较为靠前。
在中性假设条件下,我们判断电价上涨对应PPI上涨幅度为0.27%,相对影响较小,此方案推行阻力应该不大。
4. 分省火电基本面研究
对于火电行业来说,电价固然是影响其营收和业绩的重要因素。但从其基本面分析逻辑出发,利用小时和装机容量影响上网电量,煤价与供电煤耗影响度电成本水平,同样对火电企业的经营情况有着重大影响。火电企业的业绩主要由上网电量和度电利润决定,而发电量又与供需情况存在紧密联系。电价与煤价又分别从收入侧和成本侧决定了度电利润。由于电力不可储存,所以需求的增长将直接带动发电量的增长;而当前电力供过于求,如果新增装机进一步增长的话,将会摊薄现有装机的利用小时。好在随着国家化解煤电过剩产能的一系列政策出台,2017年1-8月我国火电装机增速5.21%,下降2.5个百分点。上亿千瓦的在建装机被停建缓建,极大的缓解了现有火电机组的压力。
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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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