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煤电市场电折价持续缩窄。2016-2019年全国市场电从1.0万亿千瓦时增加到2.8万亿千瓦时;市场电在全社会用电量中占比逐步提升,从17%提升至39%。但是,从大型发电集团各类电源市场交易平均电价情况看,全国大型发电集团煤电市场交易平均价逐步回升。2019Q1,大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3406元/千瓦时,较去年同期提高0.0099元/千瓦时;自2017年4季度以来,煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。
2020年年度长协电价降幅有限,全年盈利有望继续改善。广东、安徽和江苏2020年年度长协电量分别为2117、985和2421亿千瓦时,度电折价分为别0.04711、0.03789和0.02544元/千瓦时;三省2020年新增让利46.13、8.85和10.50亿元,对应到每度电将新增让利0.0138、0.0034和0.0024元/千瓦时,经过我们测算,若想使煤炭成本完全对冲电价部分的新增让利,则三个省的电厂采购的5500K的煤价需下降32.49、7.91和5.58元/吨。目前秦皇岛煤炭价格降幅已同比达100元/吨,完全能够对冲电价下降,预计火电行业今年盈利将继续提升。
3.1.3. 区域市场分化,个别区域有望获得超额利润
未来区域电力市场的供需格局将决定了电企能否获得超额利润,这其中有两方面的因素,一方面,电力供需偏紧区域的发电机组将有更高的利用小时数,虽然有气温等干扰因素的影响,但从2019年和2018年各地火电机组利用小时数变化可以大致判断各地方供需关系的发展方向,2019年火电机组利用小时同比增长较多的是广西、四川、新疆、湖北、云南、贵州、吉林和内蒙古等。
2019年利用小时数下滑的省份多数分布在东部地区,比如广东、山东、江苏、浙江和河北等地收到外来电影响较大,导致利用小时水平下滑,但以河北、安徽和江西等地的利用小时数绝对值仍然高于5000小时,未来需求的持续增长是能够消化外来电的冲击,是值得关注的区域。
另一方面,电力供需偏紧区域的上网电价具备提价的可能性。以云南为例,供给端,2020年初小湾、糯扎渡水库蓄能同比大幅降低125亿千瓦时,且在2020年春节前开启火电机组增发电量较多,火电存煤仅剩100万吨左右;需求方面,预计2020年省内水电硅铝项目用电规模将进一步扩大。根据昆明电力交易中心的预测,2020年枯期将会面临供需偏紧的局面。供需偏紧使得云南2020年市场化交易电价同比上涨,从今年的交易数据来看,2020年前三个月市场化交易电价分别为0.240、0.241和0.239元/千瓦时,同比提高6.67%、8.56%和5.29%。
综上所述,我们判断区域电力市场的供需结构是发电企业获得行业超额收益的关键,电力供需偏紧有望提高发电公司的盈利上限。
3.2. 维护市值诉求增强,分红派息政策或将更友好
复盘美股,美国的电力公司股价能够获得超额收益。我们选取美国电力(AEP)和南方电力(SO)这两家在美国具有代表性的电力公司作为样本,自2010年1月1日为起始日,2020年4月8日为终止日,美国电力(AEP)、南方电力(SO)和标普500指数的涨幅分别为262%、189%和156%。美国电力(AEP)大幅跑赢指数,南方电力(SO)相对指数也能获得33%的超额收益。
公司业绩并未出现大幅增长,且业绩波动性明显。从两家公司历史EPS看,两家公司的业绩并未出现大幅增长的情况,2018年美国电力和南方电力的EPS为3.9和2.18美金,分别较2009年增长了32%和5.3%;且历史上两家公司也曾出现过业绩剧烈波动的情况,美国电力2016年EPS一度下滑70%。
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