中信证券-公用环保行业重大事项点评:扩大电价浮动区间,疏导能源转型成本-211011

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为保障电力供给和为火电纾困,国常会提出将市场电价浮动区间扩大至20%且高耗能行业市场电价不受浮动区间限制,本次调价时点及幅度均超预期,如后续市场电价涨幅普遍触及20%,将对火电企业疏导煤炭成本帮助明显。 能源体系从传统化石能源向新能源过渡阶段产生的系统成本已无法纯靠电力部门消化,需要通过下游涨电价以向全社会进行疏导。 预计后续水/核/风光机组的市场化交易电价也将有温和上涨,加快风光基地建设为新能源装机高增再添保障。 推荐华润电力(H)、华能水电、华能国际(A&H)、中国广核(A&H)、长江电力、川投能源、信义能源(H),建议关注三峡能源、中国核电、新天绿色能源(H)等。 ▍事项:国务院常务会议明确将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%和15%,调整为原则上均不超过20%,对高耗能行业由市场交易形成价格,不受上浮20%限制。 ▍调整模式符合预期,但时点及幅度超预期。 新能源及核电的电价形成机制高度依赖煤电基准电价,因此政府调整电价为火电纾困会采用维持基准电价不动同时持续调整浮动区间的火电电价调整模式。 虽然本次调整模式符合预期,但电价调整时点及幅度超市场预期。 电力作为对下游影响巨大的基础性行业,政府历来对调电价态度一贯审慎,再加上本次浮动上限从10%调整到20%对应电价涨幅较大,超预期电价调整表明为火电企业纾困进而保障电力稳定供应已经刻不容缓。 ▍能源转型期的系统成本规模较大,需要通过下游涨电价以向全社会分摊。 目前沿海电厂入炉标煤普遍已经超过1,500元/吨,我们预计火电公司全年燃料成本涨幅普遍将超过50%,火电行业2021年燃料成本上涨规模将超5,000亿元。 7月以来的各省市已陆续允许市场化交易电价可上浮,但由于火电公司大部分电量前期在低煤价环境下已被年度长协锁定在较低电价,近期各地电价已上浮的电量规模有限且电价上浮幅度也受此前不超过10%的上限约束,因此对于火电企业对冲燃料上涨冲击帮助有限。 我们估算2020年火电全行业利润规模约1,200亿元,因此燃料成本上涨将使得今年的火电行业录得创纪录亏损,燃料成本上涨压力正在吞噬火电行业利润。 能源体系从传统化石能源向清洁能源的过渡阶段会推升化石燃料价格并相应产生一定系统成本,从今年火电行业盈利情况看该系统成本规模庞大,已无法在单一电力部门内部消化,需要通过下游终端用户涨电价以向全社会分摊能源转型成本。 ▍后续火电电价实际涨幅仍需观察,如普遍触及20%对缓解盈利压力帮助明显。 目前广东等省份最新市场化交易电价已经达到原来规定的10%限制上限,本次调价为火电电价在高煤价环境下的进一步上涨打开窗口。 通常1分钱电价上涨可以覆盖30~40元/吨标煤价格上涨,目前火电公司市场化电量比例普遍在60%附近,本次国常会也提到将推动火电电量全面市场化,如果市场电价普遍触及20%上限,意味着火电公司大部分电量的电价涨幅约0.1元/千瓦时,火电全电量加权电价涨幅将超过0.07元/千瓦时,这对火电公司疏导燃料成本和改善盈利将带来极大帮助。 电价浮动区间放大后,下游对大规模涨电价的接受程度以及火电行业最终电价实际涨幅是否会触及20%上限,需要密切观察近期各火电大省的月度市场化成交电价以及即将开始的新一轮年度市场化长协谈判结果。 本次国常会也提出高耗能行业市场交易电价不受20%限制,该表态意味政府正在减少干预以还原电力商品属性,将电价形成交给市场,这对电力行业长远发展有利。 ▍非火电机组的市场化交易电价或有温和上涨,新能源装机高增再添保障。 虽然国内水/核/风光机组也有部分电量参与市场化交易,但其市场化电量规模和占自身整体电量比重相对较小。 尽管非火电机组的盈利能力不受煤价波动影响,但是在火电市场化交易电价出现明显上涨助推下,预计水/核/新能源市场化交易部分的电价也将呈现小幅上涨态势。 综合考虑基准电价不动、非火电机组的市场电量偏小且市场电价上涨温和,我们预计水/核/新能源公司业绩的电价弹性有限,盈利扩张更依赖装机规模扩张和利用小时改善。 除扩大电价浮动区间以保障电力供应外,国常会还提到加快大型风光基地建设,风光可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量,这为推动新能源装机快速增长和保障下游消纳提供保障。 ▍风险因素:燃料成本大幅上涨,电价上涨幅度有限,新能源装机投产缓慢。 ▍投资策略。 建议遵循三条投资主线,火电转型新能源带来的商业模式重塑和价值重估;处于高速成长周期且享受技术进步红利的新能源运营商;有成长预期且性价比在火电上涨过程中进一步提升的优质水电及核电。 推荐华润电力(H)、华能水电、华能国际(A&H)、中国广核(A&H)、长江电力、川投能源、信义能源(H),关注三峡能源、中国核电、新天绿色能源(H)、国投电力、中国电力(H)、吉电股份、广州发展、广宇发展等。