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火电行业亏损面仍然较大,2017年和2018年行业亏损面分别达60%和50%左右,国家能源集团2019年Q1亏损面接近30%。而火电企业市场化占比超50%,由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易,我们判断火电企业的市场化上限在70%左右,因此未来市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策,相关政策对火电企业综合电价影响较小。
从商业模式上讲,发电行业属于寡头垄断行业,截至到2018年底,五大发电集团装机容量占全国装机容量的44%,寡头垄断的行业格局明显。但下游用电侧较为分散,在电力市场化逐步推进的过程中,电力的商品属性将逐步还原,电企的议价能力有望提升。可验证的是,目前煤电市场电折价已经持续缩窄,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,广东、安徽和江苏2020年年度长协新增让利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。
2、全球疫情持续发酵,全年煤价跌幅或超预期
动力煤现货价格持续下降,截至4月8日,秦皇岛现货动力煤平仓价(Q5500)降至503元/吨,同比去年同期降低121元/吨,降幅达19.4%,价格创17年以来的新低。
当前时点来看,全球疫情拐点尚不明晰,较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转,截至4月3日,广州港进口动力煤(Q5500)到岸价为496元/吨,相较2月28日下挫8.1%,相对国内同等热值的动力煤具有明显价格优势,进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格;
自产层面,煤炭行业整体复产情况超预期,主要产地复工复产持续推进,产量也逐步恢复至正常水平;随着供暖季结束以及水电发力,二季度是电煤的传统淡季,煤价需求支撑相对较弱,我们认为煤炭价格有望继续下行,全年煤炭降价降幅有望超预期。
根据《中国能源发展报告2020》预测,2020年国内经济和能源消费增速放缓已成定局,2020年煤价会呈现震荡下行的走势。预计2020年煤炭均价将同比分别下跌15%,秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。
3、维护市值诉求增强,分红派息政策或将更加友好
复盘美股,美国电力(AEP)和南方电力(SO)过去十年能够跑赢大盘,分红派息稳定提升+无风险利率下行是抬高估值的主要原因,美国电力和南方电力的分红过去十年复合增速为5.87%和3.95%;过去十年,美国十年期国债收益率由3.85%大幅降至1.92%,使得公司的估值在稳定抬升。
目前申万火电整体PB低于1,主要火电公司华电国际、华能国际、浙能电力等均处于破净状态,火电公司权益融资的功能受到限制。且火电行业上市公司现金流波动相对较小,分红占经营性现金流的比重较小,上市公司具备提高分红的能力,我们判断上市公司维护市值的诉求在持续增强,未来分红派息可能会更加友好,有望使得板块估值得到修复。
建议关注火电行业龙头【华电国际】(A+H)、【华能国际】(A+H),以及地方性能源公司【内蒙华电】、【建投能源】、【京能电力】、【皖能电力】、【长源电力】。
5. 风险提示
1、宏观经济大幅下行的风险:受疫情影响,一季度国内宏观经济较弱,若后续恢复较慢,则火电发电量则可能受到影响,给行业带来负面效应;
2、煤价大幅上行的风险:若出现矿难或进口煤大幅收紧等情况时,可能会导致煤炭价格大幅上行,这将影响行业业绩增长;
3、电价下调的风险:电价市场化持续推进,若发生行政性的下调电价的情况,则将影响公司业绩。
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