电力行业研究报告.docx
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电力行业研究报告
2012年电力行业研究报告
2012年3月
目录
一、电力重回紧缺时代3
二、2012年:
政策春风送残冬,经济运行利电企5
1、乐观看待“限煤价政策”6
2、行业盈利有望回升至09年水平8
三、与时间赛跑,给力“十二五”中后期11
1、能源政策抑制能源需求13
2、煤炭产能不是问题16
3、运输瓶颈逐步消除18
(1)2012-2013年铁路建设集中投产18
(2)跨区跨省电网建设缓减运力瓶颈21
4、电力改革有望加速推进22
5、电企上游渗透,谋定价权24
四、投资策略25
五、重点公司简况27
1、受益市场煤限价+盈利能力可持续改善空间27
2、优质资产注入预期28
六、风险因素28
1、政策性成本快速上升28
2、地方政府行政干扰29
一、电力重回紧缺时代
从我国电力行业发展历史来看,由于电力建设项目核准制度,“人为控制”电力装机增速及电价,使我国电力行业呈现“脉冲式”的发展方式,供需关系始终游走于短缺与过剩之间。
改革开放30余年中,存在大面积非事故限电停电的年份比例接近80%。
1996年之前,长期实行计划经济独家办电,电力投资无法满足用电需求。
2003-2006年,1998年亚洲金融危机后,“三年不建新电厂”导致装机严重不足。
2008年至今,除煤矿整顿、水电来水偏枯等偶然性因素外,很大程度上属于因无法完成煤电交易、产销流程、资金链断裂等人为因素停机,属供给机制出现问题。
综合以下三方面迹象,我们判断,我国电力供需将重回短缺时代,鉴于火电建设周期需要2年左右,2012-2013年用电量增速高于装机容量增速,电力缺口将逐步加剧。
利用小时变动与电力短缺周期关系。
我国电力装机容量增长受权力部门意志控制,一旦电力需求增长预测不足,当发电量增速首次高于装机容量增速时,电力紧缺问题开始出现。
由于电源建设周期影响,该状态将会持续3年左右,利用小时变动将持续正向累积,电力短缺或过剩状况将不断恶化,直到新一轮的行政矫正。
2010年利用小时首次大幅正向变动,根据电力需求和装机供给判断,未来2年内利用小时将持续正向变动。
电力行业与全国固定资产投资增速比较。
把全国固定资产投资增速理解为电力需求,当电力固定资产投资增速持续低于全国固定资产投资增速时,电力短缺情况发生可能性就越大。
从2006年开始,电力固定资产投资增速连续5年低于全国,与1998-2004年情况类似。
火电利用小时的绝对数与电力供需周期关系。
当利用小时大于5200时,电力供给为短缺周期;利用小时处于4900-5200之间时,基本处于平衡状态,局部或有缺口;当利用小时小于4900时,属盈余周期。
2011年火电利用小时达到5290小时,已经进入短缺的临界值。
截止2011年10月底,全国火电在建规模为6418万千瓦,同比减少2122万千瓦,预计2012年新增装机为8500万千瓦左右,总装机容量增长率为8.05%左右,等效发电能力提升约为7.1%。
按照2012年GDP增速为7.7%、电力消费弹性系数为1.10,则2012年全社会用电量增长率为8.8%左右。
用电量增速将继续高于总装机容量增长,利用小时数变动仍将持续正向累积。
从全年用电量增速分布来看,预计呈前低后高分布,7-8月份用电量增速迅速回升。
二、2012年:
政策春风送残冬,经济运行利电企
2012年GDP增速及电力消费弹性系数下滑将降低电煤需求增速,“限煤价”政策有望执行到位,同时火电利用小时提升以及电企经营管理改进,行业经营环境或盈利能力将有所改善。
我们测算,2012年火电行业盈利能力有望恢复到09年水平。
1、乐观看待“限煤价政策”
从历史经验来看,煤价由市场供需决定。
如果上下游议价能力不对等,那么政策的强加作用仍将被上游企业规避。
2012年GDP增速和电力弹性系数将双双下滑,一旦来水正常,那么电煤(折算成标煤)需求增速下滑幅度有望超过5个百分点,电煤市场供需关系有望呈宽松状态,我们对“限价政策”抱以较为乐观态度。
GDP因素:
2012年GDP增速和电力弹性系数将双双下滑,预计2012年用电量同比增长为8.8%左右,较去年下降2.9个百分点;
水电因素:
如果2012年水电来水正常,利用小时按3400小时计算,那么火电发电量增速将降低2.4个百分点左右。
由于各区域煤炭市场供需结构不同,市场供需变化对煤价影响不尽相同,我们认为:
港口煤:
沿海发达城市经济结构调整以及GDP增速下滑等因素致使电煤需求快速下滑,同时受进口煤冲击以及运输瓶颈的缓解,短期“压煤价”措施效果和中长期港口煤价格走势将对火电行业形成利好;
内陆区域煤:
西部、内陆地区电煤需求增速高于全国平均水平,且电煤市场更多受制于区域煤矿产能及运输能力影响,“压煤价”措施效果应区别对待。
2011年全国水电整体来水偏枯,2011年全国平均年降水量只有556.8毫米,比常年偏少9%,为1951年以来最少。
全年水电利用小时为3028小时,较往年平均水平低约180小时,导致水电装机容量同比增长6.7%,而发电量同比下降3.5%。
在2011年发电量同比增长11.7%情况下,火电发电量同比增长14.1%。
如果水电来水正常,利用小时按3400小时计算,那么火电发电量增速将降低2.4个百分点左右。
因此,按照2012年用电量同比增长8.80%计算,一旦来水正常,那么电煤(折算成标煤)需求量同比增速有望同比下滑约5个百分点。
我们预计2012年用电量增速呈“前低后高”的分布,1-6月份累计用电量同比增长6.2%左右,上半年港口电煤供需有望呈宽松的态势。
随着大秦线检修时间临近,电企进入储煤时节,3月12日,秦皇岛煤炭平均库存已迅速下滑至728万吨,港口煤价格止跌企稳。
2、行业盈利有望回升至09年水平
电力行业属强管制的公用事业类,政府意志左右着行业发展,与政府、上游煤企的博弈贯穿始终。
在电力紧缺日益严重背景下,电企在博弈中定价权逐渐增加,失衡的天平逐渐向电企倾斜,这是由政府目前面临三大任务决定:
1、保障电企足够的发电积极性;2、避免少部分盈利较差火电企业破产停机;3、保障足够资金,满足未来电力需求增长所带来的电力投资需求。
12月1日,发改委对电煤价格、电价等进行调整。
此次措施在经济运行未明朗之际大幅提高电价,不惜让煤炭市场机制倒退来压煤价,不惜牺牲地方政府利益来降附加费等组合拳来解决目前电力发展困境,表明政府解决电力发展瓶颈的决心,同时也说明电力行业目前存在问题的严重性。
假设2012年港口煤限价800元/吨、合同煤价上涨5%、火电发电量增长10%、利用小时提升1.5%,预计火电行业毛利率水平为14.7%左右,利润率为7.8%左右,略高于09年盈利水平。
2011年年底电价上调后,我们测算火电行业盈利回到09年水平,行业火电业务有望实现盈亏平衡,但行业困境仍将继续存在,即:
行业盈利较好的沿海经济发达地区以及部分煤炭资源丰富地区火电新项目难求;盈利较差的中西部地区火电新项目投资动力或投资能力不足,但电力需求增速仍维持较高水平。
在电力紧缺背景下,电力需求与装机供给之间的结构性矛盾尤为突出,上网电价结构性调整仍可期待。
地方电力集团。
沿海发达省份及部分煤炭资源丰富地区的地方电力集团盈利较好,资产负债率较低,但“走出去”困难较大;上述省份之外的中西部电力集团,区域煤电矛盾仍为严重,资产负债率高企,导致投资能力、投资动力不足;
五大发电集团。
在EVA考核压力以及火电行业现实困境下,火电业务发展思路从“重量”到“重质”的转变,优化电源结构、审慎发展火电已是共识,未来主要布局清洁能源、盈利较好地区大型火电和煤电一体化机组。
三、与时间赛跑,给力“十二五”中后期
分析国家“十二五”规划和预判能源“十二五”规划,我们认为“十二五”中后期,用电量增速或原煤需求增速将不断下滑,而煤炭产能及煤炭运力等供给能力增速有望维持增长,供给和需求增速的“剪刀差”促使电煤供需关系逐渐逆转,从而有效抑制煤价上涨,同时运力瓶颈缓解有助于降低电煤流通成本。
另外,合理控制能源消费总量政策的价格杠杆应用以及电力改革推进有望使电价水平及电价结构逐步回归合理水平。
因此,我们判断“十二五”中后期,电力行业经营环境状况将会得到长足的改善。
能源政策环境:
在“十二五”“降低能源消耗强度”和“合理控制能源消费总量”能源政策要求下,税收杠杆和价格杠杆运用频率或幅度将加大,电力市场改革和电价改革都有望提速。
近期电网主辅分离、居民阶梯电价实施、优惠电价清理、《输配电成本监管暂行办法》发布、12月初电价调整等一系列动作或已预示。
电煤需求:
在具有法律效力的“GDP增速7%、能源消耗强度下降16%”的“十二五”经济结构调整规划约束下,用电量需求面临GDP增速和电力弹性系数双双下滑态势,加上发电煤耗和电网线损持续下降影响,“十二五”中后期电煤需求增速预计将持续下滑。
分解“十二五”能源规划,“十二五”期间,化石能源和原煤消费总量年均增速分别仅为4.5%和3.5%(折算成标煤)。
供给:
1、从煤炭产能角度看:
随着整合影响减弱,2011年“三西”地区原煤产量已然快速增长。
统计各大主要产煤省“十二五”规划,2015年我国原煤产量超过48亿吨,超过国家规划40亿吨,届时将面临供大于求局面。
另外,五大发电集团煤炭自给率不断提升,预计2015年控股煤矿电煤的产量市场有望达20%。
2、从煤炭运输角度看,未来两年“三西”现
有煤炭运力仍能保持7%-8%的增长,随着2012-2013年“三西”、蒙东等新建、扩建煤运铁路投产,长期存在的运煤瓶颈有望消除。
另外,“十二五”装机容量为1.5亿千瓦煤电基地建设以及特高压电网规划,降低铁路运输能力需求增速。
1、能源政策抑制能源需求
随着我国经济增长的资源环境约束强化,资源节约和环境保护将是“十二五”经济发展方式转变的着力点。
总结《“十二五“节能减排方案》及《国民经济和社会发展”十二五“规划纲要》,在降低能源消耗强度、减少主要污染物排放总量、合理控制能源消费总量的总体要求下,未来将主要采用价格杠杆和税收杠杆等方式,实现合理反映资源性产品的稀缺性和供求关系以及外部成本。
受国家“十二五”规划中具有法律约束力的“7%的GDP增长速度和16%的能耗强度下降幅度”的制约,“十二五“税收杠杆和价格杠杆的运用频率和幅度有望加大。
税收杠杆:
反映中国资源外部成本,推高需求端消费成本,从而降低能耗和抑制不合理消费;同时推高中间产品(电力)生产成本,降低需求增速。
价格杠杆:
疏通传导机制,完善价格形成机制,反映资源性产品的稀缺性和供求关系,促进资源优化配置。
对电力行业经营而言,在通过价格杠杆、税收杠杆等倒逼机制实现合理控制煤炭消费总量背景下,煤炭消费增速将持续下滑,而煤炭产能以及运输能力则持续增长,电煤市场供给增速高于需求增速,从而抑制煤价上涨;尽管对火电利用小时数增长有负面影响,但现阶段电力行业业绩对煤价具有更高弹性,能源消费需求的抑制有利于改善电力经营环境;而电力行业政策性成本提升有望通过价格机制传导,尤其在通胀压力较轻情况下,传导机制愈是顺畅。
从目前政府官员所透露的信息来看,2015年能源消费总量倾向控制于40-41亿吨标准煤水平,“十二五“年均增速保持在4.8%-5.2%左右,较”十一五“年均增速下降2.3-2.7个百分点。
其中,非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%(具备法律约束力),消费总量约为4.7亿吨,年均增速较”十一五“提高约3.7个百分点。
值得关注的是,能源规划中原煤消费总量年均增速指标有望下降至3.5%,下降3.1个百分点。
分析“十二五”期间各省、市、区的能源消费增速,按照各地政府“十二五”规划的GDP加权年均增速为10.0%,单位GDP能耗下降幅度如《“十二五”节能减排方案》规定,则“十二五”全国平均年均能源消费增速为6.2%。
值得关注的是,“十二五”沿海地区将承担较重的减排任务,在保持较低GDP增速背景下,沿海地区年均能源消费增速仅为4.6%。
沿海省市作为港口煤需求来源,经济转型和节能减排战略将降低港口煤需求增速。
2、煤炭产能不是问题
我们认为2011年煤炭供需呈紧平衡状态,其瓶颈主要来自运输问题,而非产能问题。
随着山西整合后产能释放进入高峰期,内蒙、陕西煤矿产能惯性增长,在需求增速下滑背景下,我们认为未来煤矿产能方面不存在偏紧的问题。
山西进入产能释放高峰期。
山西整合进程从“主体变更”期进入“改造建设”期,整合矿井的产能从今年三季度开始步入释放高峰期,预计13年上半年进入最高点,预计2012-2013年仅整合后新投产矿井产能分别增长约1.5、2.2亿吨。
如果包含新建矿井产能,预计2012-2013年总新增产能约为1.8、2.6亿吨。
随着整合接近完毕,2011年山西原煤产量达到8.7亿吨,同比增长17.7%。
内蒙古区产能从来不是问题。
内蒙古区煤炭开产条件优异,煤炭产量并非由产能问题限制,而是有运输问题。
随着包西、包集、集张铁路于12年投入运营,2012年蒙西煤炭出省瓶颈将有所缓解。
2011年,内蒙古区煤炭产量达到9.8亿吨,同比增长25.1%;区外销售量达到6.1亿吨,同比增长35.5%。
从1-11月份数据来看,出区销售中,铁路运输量达3.7亿吨,同比增长14.7%;公路运输量1.9亿吨,同比增长101.1%。
陕西继续保持。
由于陕西省煤炭整合以民企之间连横为主,因此地方煤矿生产基本不受影响,2012年其产量增速有望继续保持。
2011年陕西省煤炭产量4.1亿吨,同比增长11.7%,增加产能4937万吨/年。
其中,新建产能3630万吨/年,资源整合矿井新增产能798万吨/年,改扩建矿井新增产能509万吨/年。
在建矿井302对,能力30498万吨/年。
统计各大主要产煤省的“十二五”规划,不考虑政府产能控制以及运输瓶颈,2015年我国原煤产量超过48亿吨,超过国家规划40亿吨。
其中,增量主要来自“三西”及新疆地区,合计增量达到12亿吨。
3、运输瓶颈逐步消除
电煤运力释放程度与释放时间对未来电煤供需关系有非常重要的影响。
统计“三西”与蒙东铁路建设进展情况,我们预计“三西”新建或扩建铁路将于2012-2013年集中投产、蒙东新增铁路将于2012年集中投产。
铁路运力的投放将增加电煤供给能力,从而改善电煤供需关系,增强电力行业的议价能力。
另外,“十二五”中后期,煤电一体化布局以及跨区跨省电网建设将有效缓解与日剧增的煤炭运输需求,加速电煤供需关系的转变。
同时,随着运力逐渐释放,目前流通环节存在的高额非正常成本有望大幅减少。
(1)2012-2013年铁路建设集中投产
“三西”是未来我国煤炭增量的主要来源,最近几年的外运数量也保持稳定增长。
从现有运煤铁路规划来看,北通道和南通道运输能力均能保持7%-8%的增长。
北通道主要增量来自神朔黄以及大秦线;
中通道主要来自邯长线;
南通路增量依赖改建的宁西、西康以及陇海线。
新建煤运通道主要是蒙西、陕西增量煤炭外运需求,将集中于2012-2013年投产。
“三西”新通道投产将显著改善煤炭供给局面。
第三煤运大通道:
围绕鄂尔多斯、锡林郭勒至曹妃甸下海通道。
分两段建设,未来发展规划煤炭运量为2亿吨。
一期从张家口至唐山有望于2013年建成、二期计划2011年开工。
黄侯线:
横贯陕西东北部和山西中南部,为侯月线、新兖荷日线提供煤运;
西康增建二线:
连接陕西关中、陕南两大区域,设计年运输能力9000万吨;
宁西增建二线:
增建二线并电气化改造,规划年运输能力1.4亿吨;
蒙东地区规划运煤在建铁路进展情况来看,在未来2、3年内蒙东地区铁路煤运能力达到4亿吨以上,将形成4条通道:
锡乌、集通铁路形成吉林、辽宁的煤炭运输通道;
锡多、多丰、张唐铁路构成并延至曹妃甸港的出海煤运通道;
锡林浩特至赤峰至绥中港的出海煤运通道;
巴珠、巴新铁路及阜新至高台山至锦州港的出海煤运通道。
(2)跨区跨省电网建设缓减运力瓶颈
“十二五“期间,我国加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设,控制东部地区煤电装机规模,通过跨区跨省电网实行输煤输电并举的方式,保障东部地区电力供给。
煤电一体化布局以及跨区跨省电网建设将有效缓解与日剧增的煤炭运输压力。
根据规划,“十二五”期间,燃煤火电预计投产规模约2.9亿千瓦,其中煤电基地投产约1.5亿千瓦,占比52%。
预计2015年大型煤电基地跨区跨省送电容量为1.71亿千瓦,“十二五”期间增加1.14亿千瓦,按利用小时为5000计算,可以减少原煤运输2.6亿吨;大型水电基地跨区跨省送电容量为6690万千瓦,“十二五”期间增加4490万千瓦,减少原煤消耗0.7亿吨。
4、电力改革有望加速推进
近一年间电网主辅分离以及阶梯电价方案接连提出或实施,打破了自2002年以来陷入停滞状态的电力改革。
我们认为,完成电力改革仍是久远的预期,但在节能减排、控制能源消费总量的能源政策诉求下,电力改革有望在“十二五”期间加速推进。
对于电力行业而言,电力改革前进的一小步(如主辅分离完成、阶梯电价或分时电价实施),必将使电价水平和电价结构逐步趋向合理水平,或是压缩电网利润,相当于打开了上网电价阶段性上调的空间。
作为“十二五”开局之年,2011年税收、价格杠杆已悄然启动,如推出资源税、清理优惠电价、实施差别电价等。
其中,值得注意的是,在电力紧缺以及节能减排是现实压力下,部分地方政府近期积极清理优惠电价或定向差别电价措施。
随着电力紧缺日趋严重以及节能减排压力不断加大,该趋势有望不断深入。
电价结构的扭曲是我国所有价格扭曲中最为严重的一种,并且持续时间最长。
在电力市场改革中,核心问题是电价改革。
目前我国销售电价严重偏低,比较主要国家/地区2009年销售电价情况,我国工业、居民电价分别是平均水平的72.9%和41.6%,居民电价/工业电价的比例为87.2%,远低于152.9%的世界平均水平。
严重偏低的电价基本失去了价格机制在发挥资源配置作用,反而为高耗能低效能产业发展推波助澜,进一步增加对能源的不合理需求。
5、电企上游渗透,谋定价权
自2008年以来,严峻的市场经营环境迫使发电集团向综合性能源集团转型的道路。
经过3年的努力,五大发电集团煤炭产能初具规模,2011五大发电集团控股煤矿总产量达到2.3亿吨,较去年增长32.6%,已经占当年电煤总消费量12%左右。
根据规划,2015年五大集团煤炭产量有望达到5亿吨左右,届时将进一步扩大市场占有率。
煤炭自给率的提高,不仅增强扛风险水平,提高盈利能力,更重要是增强与煤炭行业博弈时的定价权。
四、投资策略
估值仍处历史底部,具备较高安全边际。
从PB估值来看,2003年以来,火电行业平均PB为2.4倍;2009年以来平均PB在2.2倍左右;而目前为1.65倍左右,主流电企PB为1.5-1.6倍,PB估值仍处历史底部,具备较高安全边际。
从PB估值来看,2003年以来,火电行业平均PB为2.4倍;2009年以来平均PB在2.2倍左右;而目前为1.65倍左右,主流电企PB为1.5-1.6倍,PB估值仍处于历史最低部水平;从PE估值来看,按照2012年合同煤价上涨5%、市场煤价假设下跌1-2%,盈利较好电企2012年PE为11-16倍。
行业景气周期来临,估值仍有15%以上空间。
我们测算,2012年火电行业盈利水平有望恢复到2009年水平,按照2009年行业估值水平,以及考虑沪深300指数的估值变化,考虑到2012年行业景气度将进一步上升,折价幅度已具备提升条件,我们认为行业PB估值应该在1.85-1.90倍,盈利较好电企PE应该为13-18倍。
重点推荐受益于市场煤限价的企业。
建议关注:
1、受益市场煤限价+盈利能力可持续改善空间;华能国际、国电电力;2、优质资产注入预期:
粤电力、内蒙华电。
分析火电行业在不同发展阶段的基本面情况及PB估值相对沪深300指数折价情况,随着时间推移,市场对行业景气度预期逐步提高,行业PB估值折价幅度从2007年底阶梯式回升,目前折价幅度处于09年以来的平均水平。
展望2012年,行业景气度将进一步上升,折价幅度已具备提升条件,主要原因有下:
行业发展困境亟待破解。
火电行业资产负债率高企,难以承受进一步亏损;电力紧缺态势趋于严重,电源项目投资能力及投资动力问题亟待解决;中西部火电企业发电即亏损问题仍然突出;三因素决定电价调整仍可期待,提升行业相对估值水平;
电煤供需逐步逆转。
GDP增速和电力消费弹性系数双双下滑,电煤需求增速快速下滑,而2012-2013年铁路、公路的投产将显著提升电煤供给增速;电煤供需关系逐步逆转促使煤价风险趋于可控;
能源政策。
节能减排、合理控制能源消费总量的能源政策的诉求,资源性产品价格改革步骤已然加快。
五、重点公司简况
1、受益市场煤限价+盈利能力可持续改善空间
电价调整将有效缓解短期内经营压力,盈利能力得到短期提升。
但我们更倾向选择既受益短期电价调整,又受益长期电煤供需关系逆转所带来的盈利能力可持续提升企业,华能国际、国电电力等。
2、优质资产注入预期
随着2010年监管层面推进解决同业竞争和关联交易问题,以及信贷紧缩影响,2011年电力行业已经掀起了资产注入浪潮,预计2012年具有同业竞争题材的个股仍将值得关注,我们建议关注大股东拥有优质资产且资产注入确定性较高的粤电力、内蒙华电。
六、风险因素
1、政策性成本快速上升
“十二五”国家将通过税收杠杆和价格杠杆反映资源性产品供需关系及稀缺性来实现节能减排和合理控制能源消费总量,其中税收杠杆的应用或将提高电力行业生产成本,如资源税、环境税的征收。
一旦资源品税收征收时间过快、幅度过大,由于电价调整的被动性质,即成本传导机制的行政滞后性,将短期内使电力行业经营环境造成负面影响。
2、地方政府行政干扰
在电力紧缺日趋严重背景下,地方政府处于自身利益考虑,或对区域电煤市场进行行政干预,如限制出省、提高煤炭税收等,负面影响区域电煤市场,从而增加周边省份的电力企业生产成本。
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