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图表3:
2010-2016年发电装机及发电量增量(万千瓦,亿千瓦时)
图表4:
2010-2016年全口径装机利用小时增幅(小时)
火电装机容量自2010年以来的平均增幅达到7.1%,2014-2016年的增幅分别为6.5%、7.8%和6.4%,2015年达到2009年以来的峰值,当年净增火电装机容量7202万千瓦。
火电利用小时自2014年起持续下降,2016年较2013年下降847小时,年均降幅282小时。
图表5:
2010-2016年火电装机容量(亿千瓦时)
图表6:
2010-2016年火电装机利用小时及同比(小时)
1.3、标杆电价下调,市场交易进一步压低价格
自2013年起,国家共下调火电标杆上网电价4次,累计下调幅度达7.13分
/千瓦时。
历次电价调整中,除2015年4月与煤电联动相关外,其余均用作疏导环保电价与经济结构调整专项资金。
表格1:
2013年以来历次火电标杆上网电价下调情况
2016年1月1日起,燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱(含税),为2013年以来的最大下调幅度。
降价金额重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展,并设立工业企业结构调整专项资金,支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。
表格2:
2016年1月1日起各电网区域电价下调情况(元/千瓦时)
此次电价调整,也是“三去一降一补”中降成本与2015年新一轮电力体制改
革精神的体现。
上网电价下调传导至用户端一般工商业用电价格下调,也与宏观调控目标相一致;
同时,电价下调是在供过于求的大背景下,采用行政手段辅助反映市场价格的一种方式,与新一轮电改致力于建立竞争有序的电力市场,完善电力价格形成机制的目标相一致。
广东省在全国率先开展电力集中竞价交易,规定供给方与需求方价差对为负才可成交,意味着交易规则已规定电力供给方的让利幅度较需求方期望的降价幅度更高。
2016年3-9月,已完成159.8亿千瓦时电量的集中竞价交易,占同期全社会用电量的4.5%;
平均成交价差达到-73.14厘/千瓦时(按月加权平均),表明随着电力市场改革的逐步推进,至少在短期内,市场交易电量价格较标杆价格还将有较大程度的下降。
表格3:
2016年3月-9月广东电力交易数据
1.4、煤价上涨压缩盈利
根据行业内专家测算,电煤成本占火电企业总成本的75%左右,煤炭成本的
高低与企业盈利好坏具有直接关系。
以河南省火电厂为例,300MW、600MW、1000MW
火电机组度电成本中,燃料成本占比分别达到73%、73.24%、74.54%,煤价已成为火电企业盈利情况的重要影响因素。
图表7:
300MW火电机组度电成本构成
图表8:
600MW火电机组度电成本构成
图表9:
1000MW火电机组度电成本构成
环渤海动力煤价格指数经历了2015年以来长达一年多的低位运行后,在坚决的“去产能”政策推进下,2016年原煤产量回落至33.64亿吨,同比下降9.4%,而需求仅同比下降1.3%,供需出现失衡,动力煤价格自2016年三季度起急剧飙升,年内增幅超过60%。
截至2017年1月25日,环渤海动力煤价格指数达590元/吨,与
2014年上半年水平基本持平,火电企业盈利能力受到极大影响,大幅盈利现象几不存在。
图表10:
2014年至今环渤海动力煤价格指数(元/吨)
2、火电企业业绩分析
板块营收增速2012年起逐年下降,2015年同比下降1.8%,2016年前三季度同比下降1%;
净利润在2014与2015年两年的增速仅分别为11%和14%,远低于
2012-2013年的96%与54%,2016年前三季度净利润甚至同比下降12%。
收益率方面,毛利率自2011年起逐年上升,主要是与2011年相比,煤价持续
处于相对低位;
ROE自2014年起下降,2015年降至13.19%,2016年前三季度8.92%,远低于2015年水平。
图表11:
2010-2015年板块营业收入及增速(亿元)
图表12:
2010-2015年板块净利润及增速(亿元)
图表13:
2010-2015年板块毛利率
图表14:
2010-2015年及2016年Q3板块ROE水平(%)
区域电力公司方面,通过对区域利用小时、上网电价、电煤价格三因素进行排序,我们筛选出浙江、河北、辽宁、上海、广东、河南等区域,结合当地国企改革进度,我们最终筛选出的区域还包括安徽、山西、湖北、江西,同时考虑供热机组较多的辽宁、黑龙江、新疆等区域。
表格4:
地方电力上市公司业绩总结
注:
未发布2016年业绩预告的公司暂以三季报数据代替,其中联美控股为2016年年报数据
央企方面,五大发电央企及两大电网集团均在2017年工作展望中提到深化国企改革的相关内容
表格5:
央企上市公司业绩总结
未发布2016年业绩预告的公司暂以三季报数据代替
3、2017年火电行业发展展望
3.1、基建发力,电力需求有望回升
从宏观经济角度分析,2017年,宏观经济仍有下行压力,但供给侧改革带来
的企业盈利持续改善,工业企业走出通缩,有望减缓经济下行幅度,预计宏观经
济将进入平稳运行期。
根据各预测机构对2017年中国GDP增速的预测,我们预计
2017年GDP增速在6.5%左右。
根据国网能源院专家的观点,电力弹性系数在
0.5-0.7之间,由此测算2017年全社会用电量增速将在3%-4%之间。
表格6:
各大机构对中国2017年GDP增速的预测
从电力直接需求角度分析,基建为主+PPP模式将促进用电量需求的提升。
在房地产调控趋严的背景下,稳增长的重要抓手转向基础设施建设投资,2016年下半年开始,基建投资在固定资产中的占比不断提升,带动水泥、钢铁、有色金属等原材料的需求回升;
此外,“去产能”与“保供给”叠加推高中游产品价格,市场预期好转,产量增速逐步提高,全社会用电量有较大的增长动力。
2016年三季度起,有色金属、黑色金属、水泥制造等高耗能产业用电量同比增速转正,提升明显。
图表15:
2014-2016年固定资产与基建投资占比(亿元)
图表16:
2015-2016年主要耗电产品产量累计同比增速(%)
图表17:
2014-2016年高耗能产业用电量同比增速(%)
截至目前,已有超过20个省份公布2017年固定资产投资目标,累计投资额已超过45万亿元。
2016年基建投资增速为15.7%,预计2017年增速将超过去年,预计可达16-20%之间。
PPP是促进基建投资的重要手段,落地率稳步提升支撑基建发力。
截至2016年12月,财政部PPP综合信息平台项目库入库项目11260个,总投资额13.5万亿,其中市政工程、交通运输、城镇综合开发等基建类项目数量及投资额位居前3名,合计占入库项目总数及总投资的54%和68%。
;
发改委PPP项目库入库项目3764个,总投资额6.37万亿。
根据财政部公布的PPP项目库第五期季报,进入执行阶段的PPP项目数1351个,总投资2.2万亿元,2016年12月末落地率已达31.6%,较1月末的20%有较大幅度提升,其中示范项目的落地率已高达50%。
假设2017年PPP项目库总量不变,落地率再增长10个百分点,则仅财政部PPP项目即可新增1.35万亿左右的规模,2017年末全部执行规模将接近4万亿,按照3年执行周期、第一年投资额约30%测算,2017年PPP项目将能够带来约1万亿左右的新增投资。
图表18:
2016年各阶段财政部PPP示范项目数量(个)
表格7:
中电联与国网对2017年全社会用电量增速的预测
3.2、电力“去产能”,叠加水电影响,带来利用小时摊薄有限
1、电力“去产能”力度将有所加大,供需有改善预期,火电利用小时降幅有望收窄
在电力需求相对低迷的环境下,全国电力供需总体宽松、部分地区呈现相对过剩态势,为此国家发改委、能源局等多部委下发多项火电有序发展政策,包括暂停新核准项目、暂缓建设、风险预警、限制规模等。
根据国家能源规划,到2020年,煤电总装机规模将被控制在11亿千瓦时以内,而2016年煤电装机规模9.5亿千瓦,若完成目标上限,则相当于2017-2020年每年将新增3000万千瓦煤电装机规模,这一数据与2015年相比有相当的降幅。
表格8:
关于煤电“去产能”的相关政策梳理
此外,“上大压小”政策持续实施,淘汰落后产能力度不断加大。
“十一五”开始,“上大压小”政策开始推进,“十一五”期间累计关停小机组7700万千瓦;
“十二五”以来,火电行业淘汰落后产能力度不断加强,2011-2015年共淘汰能耗高、污染重的火电机组约2800万千瓦。
截至2015年底,全国30万千瓦及以上火电机组占火电总装机比例达78.6%,火电淘汰落后产能已取得阶段性成果。
随着电力市场进入“新常态”,落后产能淘汰将成为“去产能”的有力手段之一。
目前30万级及以下机组容量占比约20%,煤电机组近1.5亿千瓦,由于部分机组目前尚承担民生供热责任,且机组替代的周期约需1-2年,因此我们预计此部分机组淘汰大概率会采取循序渐进的方式,但也不排除国家采取与目前煤炭、钢铁、水泥等行业强度相当的政策和措施的可能性。
就目前的政策看,《电力发展“十三五”规划》中提出,“十三五”期间将继续淘汰火电落后产能2000万千瓦,其中2016年淘汰目标为491.8万千瓦,2017年预计淘汰400万千瓦以上,
2018-2020年均淘汰容量将超过400万千瓦。
除政策明确规定淘汰的机组容量目标外,我们认为,能效与环保也有可能成
为“硬约束”,成为煤电落后产能淘汰的最大推动力。
2015年12月,国务院常务
会议决定在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,实现现役电厂
平均供电煤耗低于310克/千瓦时、新建电厂供电煤耗平均低于300克/千瓦时的目标,东、中部地区提前至2017年和2018年达标,同时提出对不符合能耗底限标准的产能坚决予以淘汰关停。
虽然目前暂未出台能耗底限的相关标准,但我们预计,污染物超低排放限值有望成为火电未来大气污染物排放的新标准,能耗限值有望出台,能效与环保“硬约束”带来的“去产能”将逐步开展。
目前,“去产能”已初见成效,2016年煤电净增装机容量4753万千瓦,较2015年减少1154万千瓦,新增装机占比显著回落,利用小时同比降幅收窄;
煤电投资同比下降4.7%,预计可有效降低未来2-3年内的煤电新增装机容量。
我们假设2017年全社会用电量增长4%、火电装机增长5%,保守估计2017年火电利用小时在
4000-4100之间,降幅有望进一步收窄;
若“去产能”政策实施力度与目前煤炭、钢铁、水泥等行业相当,则利用小时数还会有回升可能。
图表19:
2014-2016年全口径与火电装机累计增量及其占比(万千瓦)
图表20:
2010-2016年及2017年预计火电利用小时及同比降幅(小时)
2、2017年预计水电来水偏枯,为火电腾出发电空间
2014年起,中国遭受20世纪以来最强的厄尔尼诺事件影响,各大干流支流降水较往年同期显著偏多,水电利用小时与发电量创历史新高,挤占大量火电发电空间,成为火电利用小时下降的另一诱因。
根据气象部门观测,厄尔尼诺事件已在2016年5月结束,2016年三季度起,全国大部地区降水偏少,水电发电量自8月起连续下滑,同比增速明显回落,带来火电发电量同比增幅显著,明显超过水电。
预计2017年将形成气象将维持拉尼娜状态或升级为拉尼娜事件,将带来冬季气温易偏低、降水偏少的环境现象,一方面冬季供暖对火电机组需求将有所提升,另一方面预计来水情况差于2016年,可为火电发电腾出一定空间,对冲供需失衡带来的利用小时大幅下降。
另外,西南地区(主要是云南、四川)受特高压外送消纳意愿不强烈,外送通道能力与水电发展规模不匹配等因素影响,弃水率逐年攀升,造成清洁能源浪费。
对此,云南省强调原则上不再开发建设25万千瓦以下中小水电站,已建成的中小水电站不再扩容;
四川省出台相关政策,要求“十三五”期间暂停省内除国家管理的主要河流外的其余河流水电规划审批、暂停核准中型水电项目、全面停止小型水电项目核准建设。
中小水电“去产能”政策在未来一段时间也可在一定程度上为火电腾出发电空间。
图表21:
2010-2016年各月火电水电发电量及其同比(亿千瓦时,%)
3.3、动力煤暴涨后缓慢回落,价格有望回归理性
2016年动力煤价暴涨的主要驱动因素在于煤炭行业坚定的“去产能”政策推动。
2016年2月,中央提出《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》,要求从2016年起,按全年作业时间不超过276个工作日确定煤矿产能,效果在年中显现,供需失衡带来煤炭价格应声上涨。
根据国家发改委的数据,2016年煤炭行业已超额完成全年2.8亿吨的去产能目标,产能退出约3亿吨,已完成原定3-5年计划的60%
2016年9月起,为保证民生供暖冬季煤炭供应、稳定煤价,发改委相继出台增产、释放产能、长协等多项措施,国内主要港口动力煤均价在11月出现下行拐点,全国电煤价格指数在2017年1月环比回调1.2%,价格控制初见成效。
表格9:
国家发改委对煤炭价格过快上涨的平抑措施
图表22:
2016年国内主要港口动力煤均价(元/吨)
图表23:
2016年全国电煤价格指数(元/吨)
我们认为国家对煤价保持“维稳”态度。
2017年煤炭去产能目标大幅缩减,国家能源局2月17日发布的《2017年能源工作指导意见》中明确提出2017年煤炭退出产能目标为5000万吨。
据此测算,2017年煤炭总产量有望实现同比增长5.8%,煤炭供需失衡局面将得到有效控制,市场价格回归理性,2017年煤炭价格将大概率呈现震荡下行趋势,火电煤炭成本压力有望得到缓解。
3.4、电力市场改革以量换价,电价降幅有望趋稳
随着电力市场改革的逐步推进和深入,短期内,出于下游行业降成本考虑,
电力供给侧交易电价承压,但我们分析广东省电力交易中心数据发现,改革初期
不理性因素确导致成交电价大幅下降,但随着市场参与方对规则的逐渐熟悉,以
及行业领先者对市场的把控,交易电量成交价差逐渐回落。
电量方面,计划电量逐渐减少,到2020年市场电量规模有望扩大到全社会用
电量总量的80%。
将倒逼发电企业主动出击,抢占市场份额。
信誉良好、营销能力强、边际成本低的发电企业能够实现以价换量,降低改革对企业收入与业绩的冲击。
同时投资售电业务的发电企业,受集团利益调配影响,更易获得售电公司购电订单,从而获得更多发电量,带来新增利用小时,发电侧在电价的让利可通过售电侧弥补,实现集团内利益的最大化。
长期来看,此次新一轮的电力体制改革,核心在于推进建立竞争有序的电力市场,完善电力价格形成机制,旨在推动形成完全市场竞争的电力供需模式。
预计到2025年,售电业务将完全放开,电力供需将完全市场化,此时电价完全由市场供需双方决定,一旦出现供不应求现象,电价并不是完全没有上涨可能
图表24:
2016年广东各公司交易电量累计占比
3.5、结论:
需求、供给、成本均带来边际改善,敏感性分析提示煤价是业绩最大的影响因素
我们认为,2017年电力需求改善与供给收缩有望带来火电发电量的提升,利用小时降幅有望收窄,电价有望企稳。
煤炭供需失衡局面将得到有效控制,市场价格回归理性,大概率呈现震荡下行趋势,火电煤炭成本压力有望得到缓解。
总
体存在边际改善的预期。
我们基于2016年火电行业相关实际数据进行敏感性测算,煤价依旧是对业绩敏感度最大的因子,其次是电价,最后是利用小时。
表格10:
基于2016年实际水平的火电业绩敏感性分析
4、国企改革进入纵深,助推行业混改整合
4.1、国企改革进入“深水区”,混改是突破口
2016中央经济工作会议提出,2017年国企混改要迈出实质性步伐,而电力为七大领域之首,改革预期强烈。
目前电力企业多为国有企业,部分存在国资持股比例较高的现象,为混改重点关注对象。
此外,《关于国有控股混合所有制企业开展员工持股试点的意见》中要求开展员工持股试点的企业必须是主业处于充分竞争行业和领域的商业类企业,非公有制资本股东所持股份应达到一定比例,同时提出实施员工持股应设定36个月的锁定期,将员工利益与国企利益更紧密的绑定。
这一顶层设计表明混改是员工持股的前提,进一步促进央企旗下上市公司以及地方国资下属国企混改的加速开展。
图表25:
国企混改进程
4.2、五大发电央企资产证券化水平普遍偏低,旗下上市公司平台运作有望开展
截至2015年底,国务院国资委直接监管的中央企业资产总额47万亿元,已上市资产约36万亿,证券化率77%,低于国资委设定的2015年达到80%的目标,央企资产证券化仍有空间。
电力央企资产证券化水平普遍偏低,目前华能、大唐、华电、国电、国电投
五大发电集团的资产证券化率分别为42%、56%、48%、57%、28%,均低于央企整体资产证券化率,未来有望借助旗下上市公司平台进行资产整合或注入。
图表26:
五大发电央企集团资产证券化率
4.3、央企或国企间及产业链上下游或有重组可能
2016年7月,国务院发布《关于推动中央企业结构调整与重组的指导意见》,提出稳妥推进电力等领域企业重组,减少无序竞争和同质化经营,化解产能过剩,并且鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游央企重组。
根据国务院国资委的国企改革目标,2017年央企数量将继续减少至两位数,将重点围绕推动企业集团层面兼并重组,加快推进钢铁、煤炭、电力业务整合;
支持央企以优势龙头企业和上市公司微平台,通过股权合作、资产置换等方式整合同质化业务等两大重点开展2017年国企改革工作。
我们认为,基于解决同质竞争、化解过剩产能的需要,电力央企合并、央企内部进行上市公司整合、以及电力上下游央企合作将具有一定预期。
5、板块走势与火电发电量、利用小时增幅相关度较高
我们将火电板块涨跌幅与火电发电量、利用小时同比增速或增幅、煤价月度环比增速等进行图形对比,发现板块走势与火电发电量同比增速、利用小时同比增幅的走势相关度较高,其中板块涨跌幅对利用小时累计同比增幅的反应约滞后
3个月。
图表27:
火电板块涨跌幅(%,左轴)与火电发电量同比(%,右轴)
图表28:
火电板块涨跌幅(%,左轴)与火电利用小时月度同比(右轴)
图表29:
火电板块涨跌幅(%,左轴)与火电利用小时月度同比(滞后3期,右轴)
图表30:
火电板块涨跌幅(%,左轴)与环渤海动力煤价格指数环比增速(右轴)
-END-
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