电力行业深度研究及2022年投资策略:破关之后_电价何往.docx
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1、电力行业深度研究及2022年投资策略:破关之后_电价何往1、回顾2021:需求超预期、供给受限,“电荒”重现1.1 2021 年市场回顾截至 11 月 26 日,电力(申万)指数上涨 21.4%,跑赢沪深 300 指数 28.1 个百分点。各 子板块全部跑赢沪深 300,其中新能源发电板块大幅领先。1.2 需求侧:疫后复苏与极端天气共振,增速超越预期2021 年前三季度,我国 GDP 为 82.31 万亿元,按不变价格计算,同比增长 9.8%,高于 6%以上的预期目标。其中,第一产业增加值 5.14 万亿元,增长 7.4%;第二产业增加值 32.09 万亿元,增长 10.6%;第三产业增加值
2、45.08 万亿元,增长 9.5%。分季度看,Q1 同比增长 18.3%, Q2 增长 7.9%,Q3 增长 4.9%。2021年伊始,1月份3次全国性的冷空气过程对冬季采暖用电需求产生了较强的刺激作用, 而“就地过年”政策带来了节后快速复工复产的效果,进一步提升了各产业用电量需求。全球 疫情持续肆虐之下,对国内产品的需求促使相关企业加快生产,推动用电增速连超预期。三季 度全国大部分地区均经历了高温天气的考验,其中 7 月为历史同期第二高、9 月为 1961 年以 来历史同期最高。1-10 月份,全社会用电量 6.83 万亿千瓦时,同比增长 12.2%,比上年同期 提高 10.4 个百分点,与
3、 2019 年 1-10 月相比,两年复合增速达到 7.3%。对比 2021 年与 2020 年前 10 月的分产业用电量情况,可以发现一产占比略有提升,三产 占比提高 1.0 个百分点,二产、居民生活占比分别下滑 0.2、0.8 个百分点;考虑到 2020 年疫 情的扰动因素,对比 2021 和 2019 年同期值,一产、三产分别提高 0.1、0.7 个百分点,二产、居民生活分别下降 0.7、0.2 个百分点。1.3 供给侧:来水不足、火电受限,“电荒”重现2021 年来水持续偏弱,导致水电出力捉襟见肘;核电相比上年同期仅新增两台机组,在 机组检修等因素限制下,利用小时进一步提升空间有限;需
4、求持续旺盛,供给侧仅靠煤电勉力 支撑。但能耗双控、煤价飙升,均对煤电的出力形成制约,“电荒”再度上演。民生保供要求 下,“限电”愈演愈烈,二产、三产均让位于民生需求。与上年同期相比,水电发电量在总发电量中的占比下降 2.1 个百分点,火、核、风、光分 别上升了 0.6、0.1、1.2、0.3 个百分点。1.4 景气度:盈利快速恶化前三季度,电力行业 84 家上市公司中,实现归母净利润同比增长的有 36 家,另有 2 家公 司扭亏为盈;有 30 家公司归母净利润同比下降,另有 8 家出现亏损、8 家持续亏损。其中第 三季度有 24 家公司实现归母净利润同比增长,另有 3 家扭亏为盈;归母净利润同
5、比下降的有 28 家公司,另有 20 家出现亏损、9 家持续亏损。在各子板块中,前三季度火电(含热电、生物质发电等)板块 43 家公司中,有 12 家实现 归母净利润同比增长,有 1 家扭亏为盈,同比下降的有 18 家,另有 8 家出现亏损、4 家持续 亏损;水电(含地电等)板块的 21 家公司中有 9 家实现归母净利润同比增长,有 1 家扭亏为 盈,同比下降的有 11 家;新能源(核电、风电、光伏发电)板块 20 家公司中,有 15 家实现 归母净利润同比增长,同比下降的有 1 家,另有 4 家持续亏损。其中,第三季度火电板块实现 净利润同比增长的有 4 家,扭亏为盈的有 1 家;同比下滑的
6、有 12 家,出现亏损的 19 家、持续 亏损的 7 家;水电板块实现净利润同比增长的有 7 家,扭亏为盈的有 1 家,同比下滑的有 13 家;新能源板块实现净利润同比增长的有 13 家,扭亏为盈的有 1 家,同比下滑的有 3 家,出 现亏损的 1 家,持续亏损的 2 家。前三季度,全行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别增长 21.8%、增长 36.4%、 下降 25.3%。第三季度,全行业营收、成本、归母净利同比分别增长 19.8%、增长 45.6%、下 降 66.8%,对比 3Q19 同期 CAGR 分别为 12.1%、20.9%、-32.0%;毛利率、净利率分别为 12.3%、 4
7、.0%,比 3Q20 分别回落 15.6、12.7 个百分点。2、展望2022:电价突破关口,开启上行周期2.1 “现行”政策终获全面接受,电价突破上行关口电力的紧缺在市场化交易制度下的电价变化中必然会得到体现。8 月 17 日,水电大省广 西的电力交易中心发布广西电力市场风险提示书,表示因省内用电负荷激增,而高温、电 煤紧张、电厂发电能力不足,广西进入电力、电量“双缺”的状态,率先宣布了“缺电量”时 期的到来。全国各个地区之间的供需状况存在较大差异,“电荒”现象在部分地区表现得更加 明显。2021 年 1-9 月,全国 31 个省(区,市)中用电量同比增速排名前 5 位的地区为:西藏(22.
8、8%)、湖北(19.2%)、浙江(18.1%)、 江西(17.9%)、青海(17.2%),排名后 5 位的地区为:内蒙古(2.7%)、吉林(5.2%)、 山东(8.1%)、辽宁(8.8%)、黑龙江(8.9%)。发电量同比增速排名前 5 位的地区为:广东(22.9%)、重庆(22.7%)、浙江(22.4%)、 上海(18.3%)、江苏(16.1%),排名后 5 位的地区为:吉林(0.3%)、河南(1.3%)、 青海(1.6%)、四川(1.8%)、河北(1.8%)。外来电的紧缺,造成对外依存度较高、且本地用电增速较快的广东、浙江、上海、江苏等 发达沿海发达省份不得不挖掘本地机组的潜力,而这些地区的
9、装机结构基本以火电为绝对主力, 而火电也是目前电力市场化交易的主体。8 月 30 日,广东省 9 月月度竞价交易成交均价回到 0 厘/千瓦时,结束了自 2016 年启动以来一成不变的下浮让利;9 月 26 日,全国电力市场化交 易规模最大的江苏省,10 月份竞价交易因发电侧申报价格全部大于或等于 428 元/兆瓦时(较 江苏省煤电基准价/标杆电价上浮约 10%),最终无一成交(成交电量为 0)。9 月 10 日,山东省发布关于进一步做好全省 2021 年电力中长期交易工作有事项的通知, 明确参与市场的燃煤发电电量,具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通 过市场化方式,在“基准价
10、+上下浮动”范围内形成,最高不超过现行燃煤发电基准价格的 110% (434.4 元/兆瓦时),最低不低于现行燃煤发电基准价格的 85%(335.7 元/兆瓦时)。面对迎峰度夏期间、尤其是 9 月份急剧扩散且愈演愈烈的“拉闸限电”现象。2021 年 10 月 11 日,国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(发改价格 20211439 号),规定自 2021 年 10 月 15 日起,有序放开全部燃煤发电电量上网电价:燃煤发电电量原则上全部进入电力市场,通 过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价;现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。扩大市
11、场交易电价上下浮动范围:将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮 不超过 10%、下浮原则上不超过 15%,扩大为上下浮动原则上均不超过 20%,高耗 能企业市场交易电价不受上浮 20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。推动工商业用户都进入市场:取消工商业目录销售电价,10 千伏及以上的用户要全 部进入;对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电,代理购电价格主 要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成;已参与市场交易、改为电网企业代理 购电的用户,其价格按电网企业代理其他用户购电价格的 1.5 倍执行。保持居民、农业用电价格稳定:居民、农业用电由电网企业保障供应,执行现行目 录销售电
12、价政策。全面推进电力市场建设:进一步放开各类电源发电计划;丰富中长期交易品种,加 快电力现货市场建设,加强辅助服务市场建设,探索建立市场化容量补偿机制。加强与分时电价政策衔接:各地要加快落实分时电价政策,建立尖峰电价机制,引 导用户错峰用电、削峰填谷。避免不合理行政干预:不得组织开展电力专场交易,对市场交易电价在规定范围内 的合理浮动不得进行干预。10 月 15 日,山东电力交易中心开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易,成交 电量 110.7 亿千瓦时,成交均价较基准电价上浮 19.8%;同日江苏电力交易中心开展了 10 月 中旬月内挂牌交易,共成交电量 19.98 亿千瓦时,成交均价
13、 468.97 元/兆瓦时,成交价较基准 价上浮了 19.94%。10 月 31 日,广东省月度竞价成交电量 1.4 亿千瓦时,统一出清价格 0.554 元/千瓦时(较基准价上浮 22.3%、较基准价+超低排放电价上浮 19.7%);11 月 1 日启动的现 货交易,首日成交电量 9.39 亿千瓦时,成交均价 0.837 元/千瓦时。将交易电价的波动范围由-15%至+10%扩大到-20%至+20%,虽然有实际情况倒逼的原因, 但也体现了决策层对于电价上涨这一突破性变化的宽容度。从正面影响来看,煤电市场交易电 价的上涨,理论上对于跨省区外送水电、核电等与市场交易相关联部分电量的电价水平有提升 作
14、用。但从负面影响来看,电价过快上涨对于下游用户将带来严峻考验,虽然不同用户的承受 能力互不相同,但最终必然会影响到下游用户的用电需求。因此,电价的上涨大概率将是一个 长期但缓慢的过程,而很难在短时间内实现阶跃式的提升。3、各板块投资策略3.1 水电:静待潮起3.1.1 来水疲弱、雨露不均2021 年 Q1 来水转枯,发电量同比增速回落至 0.5%,2019-2021 年同期 CAGR 为-4.7%; Q2 来水延续了 Q1 的颓势,发电量同比增长 2.2%,两年 CAGR 为-1.9%;虽然 7、8、9 三个 月的降雨量均较常年同期偏多,但北多南少的空间分布导致主要水电流域未有显著改善,因此
15、Q3 发电量同比下降 1.2%,两年 CAGR 为 5.3%。Q3 板块营收、成本、归母净利润同比分别下 降 18.8%、24.6%、13.1%,毛利率、净利率同比分别提高 3.8、2.6 个百分点至 50.2%、38.8%, 这主要是由于部分公司非水电主营业务的扰动所致。3.1.2 投产期过半,收获季开启自 2020 年 6 月 29 日乌东德水电站首批两台机组正式投产起,此轮西南水电投产高峰期已 持续了近一年半的时间。世所瞩目的金沙江下游乌东德、白鹤滩和雅砻江中游两河口、杨房沟 这四大电站中,乌东德:2021 年 6 月 16 日,12 台 85 万千瓦机组的最后一台投产,电站总装机容量
16、达到 1020 万千瓦。白鹤滩:2021 年 6 月 28 日,16 台 100 万千瓦机组中的首批两台机组投产发电;11 月 19 日,第 6 台机组投产,成为三峡集团在长江干流建成投产的第 100 台水轮发电 机组。投产后电站总装机容量达到 600 万千瓦,剩余 10 台机组计划在 2022 年 7 月 前全部投产。两河口:2021 年 9 月 29 日,6 台 50 万千瓦机组中的首批两台机组投产发电;11 月 2 日,第 4 台机组投产,电站总装机容量达到 200 万千瓦。杨房沟:2021 年 6 月 30 日,4 台 37.5 万千瓦机组中的首台机组并网发电;10 月 16 日,最后
17、一台机组投产,电站总装机容量达到 150 万千瓦。此外,合计装机容量 625 万千瓦的金沙江上游川藏段苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯 级电站中,苏洼龙已下闸蓄水,预计年内实现首机投产;叶巴滩和巴塘已实现大江截流、处于 主体施工阶段;拉哇已进行隧道爆破,处于土建施工阶段。 从工程进度来看,在 2021 年“缺电”的大背景下,四个水电站的投产进度均明显加快, 此前预测的收获期也相应提前,相关公司有望迎来新的业绩增长点。3.1.3 抽水蓄能前景广阔,已成兵家必争之地作为目前最成熟的调峰调频电源,随着碳中和目标的提出,风光的大规模开发打开了抽蓄 的广阔前景。根据全球能源互联网发展合作组织(GEIDC
18、O)的预测,到 2030 年抽蓄装机将达到 1.13 亿千瓦,2021-2030 年 CAGR 达到 13.6%,在 2030 年规划装机超 1 亿千瓦的各电源 类型中,增速仅次于光伏的 14.7%,甚至高于风电的 11.0%。但是考虑到抽蓄 5-10 年的建设周期,到“十四五”末能够投产的项目基本可以确定是已 开工建设项目的一部分。根据 2021 年 9 月国家能源局发布的抽水蓄能中长期发展规划 (2021-2035 年),到 2025 年实现投产装机 6200 万千瓦,到 2030 年实现投产装机 1.2 亿千瓦, 则“十五五”的 5 年间,年均新增装机 1160 万千瓦。通过梳理现有在建
19、项目的预计投产时间, 预计到 2025 年在运装机可达到约 6634 万千瓦、2026 年将达到约 7302 万千瓦,则在 GEIDCO 预测目标下 2027-2030 年 4 年期间年均新增装机 1000 万千瓦。此前抽蓄的发展始终不及预期,电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)中提出到 2020 年新增 1700 万千瓦、总装机达到 4000 万千瓦左右;但实际仅新增 846 万千瓦,目标达成率不 足 50%。这主要是因为抽蓄的价格机制、运营模式等不利于激发运营商的投资意愿。“3060” 倒逼发展规划和电价机制得到明确。一方面稳定电网继续发展抽蓄的信心,并有望激发发电企 业、甚至
20、社会资本的投资热情;另一方面,容量电价机制将为辅助服务等电力交易市场参与方 提供保障。3.1.4 强劲现金流支持,新能源转型或更具潜力众所周知,大型水电站在建成投产后堪称印钞机,可以为运营企业带来强劲的现金流。此 前,水电企业因为资源禀赋、同业竞争、专业分工等原因,大部分均未涉足风、光资源的开发。 但在“3060”目标明确并强化后,从各地政府到各家企业,纷纷加码新能源,提出了各自的发 展目标。尤其是作为起步阶段的“十四五”,时间紧、任务重,行业各方打破常规,利用体内 各方力量,多管齐下力求多点开花:三峡:水电核心平台长江电力表示将开展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发, 打造水风光一体化清洁能
21、源基地。华能:云南地区水电平台华能水电宣布将开发澜沧江上游西藏段将开发水光互补能 源外送基地,水电、光伏的开发规模均达到 1000 万千瓦。华电:西南水电平台黔源电力初步建成国内首个流域梯级水光互补基地北盘江 梯级水光互补项目,“十四五”已签约规划项目中光伏装机合计达 530 万千瓦。大唐:西南水电平台桂冠电力开始建设岩滩水光互补项目一期。根据净利润、折旧与摊销、分红与利息,匡算主要水电企业每年的可供支配现金流,假设 这部分资金不参与偿还债务,全部用于投资风电、光伏项目;风、光项目平均造价 5000 元/ 千瓦,资本金比例 20%。以长电为例,其在 2021 年 4 月依托原有的三峡集团智慧综
22、合能源业务核心发展 平台三峡电能,成立了长电新能作为水风光一体化等综合能源开发平台;11 月,长电新 能与三峡集团云南能投共同出资 30 亿元设立长电云能,作为金沙江下游水风光一体化可再生 能源基地云南侧业务实施平台,金下基地的推进有望获得实质性进展。3.2 火电:会否再“减刑”3.2.1 “至暗时刻”再临面对超预期的用电需求和持续疲弱的水电出力,在“3060”规划中几无立足之地的火电, 始终发挥着中流砥柱的托底保供作用。前三个季度的发电量同比增速分别达到了 21.1%、10.2%、 7.4%,2019-2021 年同期 CAGR 分别为 6.6%、8.3%、5.3%。但电煤价格失控并上涨至历
23、史高 点,成本端承受着前所未有的压力。1Q21 是自 3Q18 以来 10 个季度后再现成本增速高于营收 增速的情况,Q1-Q3 单季成本增速分别超过营收增速 4.9、13.5、32.8 个百分点;3Q21 是近年 来首次在 Q4 外出现单季亏损,且近 100 亿元的亏损额远超 4Q17 的 17.68 亿元和 4Q19 的 12.57 亿元。3.2.2 “逐步淘汰”变“逐步减少”,“电荒”倒逼政策反思2021 年 11 月 13 日,联合国气候变化框架公约第二十六次缔约方大会(COP26)在英 国格拉斯哥闭幕,大会达成决议文件,就巴黎协定实施细则达成共识。但在会议中,印度 和中国拒绝一项呼吁
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