标题：公用事业行业重大事项点评：煤电联动落地 盈利向下拐点确立
发布日期：2015-12-24 13:42:43
内容： 事项： 国务院会议决定，通过疏导电价矛盾，促进减轻企业负担、节能减排和工业结构调整。根据发电成本变化情况，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱，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。我们的点评如下： 评论： 煤电联动落地，盈利向下拐点确立 此前中共中央国务院《关于推进价格机制的若干意见》已明确放开竞争性环节电价之前，煤电联动继续执行，因此本次煤电联动时间点及幅度符合预期，降幅主要用于降低终端传导、超低排放电价、可再生能源基金及工业结构调整专项资金四个方面。 行业盈利影响看，仅本次电价调整，2014年、2015年前10月火电行业度电利润总额分别为0.049/0.053元；上网电价下调0.03元/kWh，全行业利润影响约1,000亿元，度电利润影响约45%~50%。展望2016年，除上网电价调整外，同时考虑利用小时下滑、煤价均价下降及财务费用节省综合影响，预计2016年行业度电利润总额降幅约0.018元/kWh，较2015年下降30%~35%。上市公司方面，机组相对优质，度电利润目前多在0.07~0.09元/kWh，预计2016年度电盈利降幅相对较小，约20%~25%。 除火电外，国内2013年以后投产的外送大水电普遍以落地端倒减方式确定上网电价，落地端火电价格下调将带动落地区域电价水平的下降，因此该部分外送大水电上网电价同样存在下降压力，具体降幅将由供需双方协商确定。 电改增加电价额外风险，关注供给释放进度 行业供需角度看，需求持续疲弱，预计2016~2017年分别为1.6%/1.8%，而供给压力较大，装机增长预计2016~2017年分别为6.7%/6.8%；火电利用小时或继续下行，预计2016~2017年降幅分别为6.2%/5.5%。电改加快发电价格市场化步伐，发电与用户直接交易比重或快速提升；供需恶化背景下"市场电"价格较标杆电价降幅较大，其占比快速提升将进一步加大整体电价下降压力（根据2015年实践看，大用户直供部分发电价格较标杆降幅约0.04~0.06元/kWh）。 此外，目前全国已核准装机较多，根据我们分项目统计已逾1.5亿kW，上述装机若如期投产将对行业2~3年产生持续冲击。在本次上网电价下调后，叠加电改压力，火电行业盈利预期将有所转变，部分省份存在出现微利乃至亏损的可能，这或将有利于遏制电力投资集团对于火电投资的冲动，建议关注已核准机组的建设进度。 风险提示 煤价涨幅超预期； 大用户直供比例扩容过快。 投资策略：传统火电承压，把握结构性机会 就板块而言，供需恶化趋势延续，利用小时持续下滑或导致火电行业盈利下滑2~3年；同时电改推进初期以扩大双边交易或大用户直供为主，或进一步增加了电价下降风险。由于各省降幅尚未明确，暂未调整各公司盈利预测。我们坚持年度策略观点，维持电力行业"中性"评级，建议三条主线把握结构性机会： 布局民营跨界双杰：民营电企机制灵活，在结构调整背景下，跨界动力十足，推荐民营银行为核心打造金控平台的宝新能源及布局新能源车产业链的韶能股份。 售电放开关注小电网跨区发展机遇：小电网公司现有区域竞争加剧、直购电降低其采购成本，但更为重要的是一直限制其外延式增长的政策空间打开；而国内工业园区配售电资产存在整合机会，就此角度，建议重点关注郴电国际、三峡水利、文山电力及广安爱众。 大水电类债属性，具配置价值：大水电因优先调度盈利保障度高，中期受益电改，电价竞争力较强。当前大水电具有高分红、类债属性，利率下行或推升估值提升，建议重点关注川投能源等。
发布日期：2015-12-24 13:42:43
内容： 事项： 国务院会议决定，通过疏导电价矛盾，促进减轻企业负担、节能减排和工业结构调整。根据发电成本变化情况，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱，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。我们的点评如下： 评论： 煤电联动落地，盈利向下拐点确立 此前中共中央国务院《关于推进价格机制的若干意见》已明确放开竞争性环节电价之前，煤电联动继续执行，因此本次煤电联动时间点及幅度符合预期，降幅主要用于降低终端传导、超低排放电价、可再生能源基金及工业结构调整专项资金四个方面。 行业盈利影响看，仅本次电价调整，2014年、2015年前10月火电行业度电利润总额分别为0.049/0.053元；上网电价下调0.03元/kWh，全行业利润影响约1,000亿元，度电利润影响约45%~50%。展望2016年，除上网电价调整外，同时考虑利用小时下滑、煤价均价下降及财务费用节省综合影响，预计2016年行业度电利润总额降幅约0.018元/kWh，较2015年下降30%~35%。上市公司方面，机组相对优质，度电利润目前多在0.07~0.09元/kWh，预计2016年度电盈利降幅相对较小，约20%~25%。 除火电外，国内2013年以后投产的外送大水电普遍以落地端倒减方式确定上网电价，落地端火电价格下调将带动落地区域电价水平的下降，因此该部分外送大水电上网电价同样存在下降压力，具体降幅将由供需双方协商确定。 电改增加电价额外风险，关注供给释放进度 行业供需角度看，需求持续疲弱，预计2016~2017年分别为1.6%/1.8%，而供给压力较大，装机增长预计2016~2017年分别为6.7%/6.8%；火电利用小时或继续下行，预计2016~2017年降幅分别为6.2%/5.5%。电改加快发电价格市场化步伐，发电与用户直接交易比重或快速提升；供需恶化背景下"市场电"价格较标杆电价降幅较大，其占比快速提升将进一步加大整体电价下降压力（根据2015年实践看，大用户直供部分发电价格较标杆降幅约0.04~0.06元/kWh）。 此外，目前全国已核准装机较多，根据我们分项目统计已逾1.5亿kW，上述装机若如期投产将对行业2~3年产生持续冲击。在本次上网电价下调后，叠加电改压力，火电行业盈利预期将有所转变，部分省份存在出现微利乃至亏损的可能，这或将有利于遏制电力投资集团对于火电投资的冲动，建议关注已核准机组的建设进度。 风险提示 煤价涨幅超预期； 大用户直供比例扩容过快。 投资策略：传统火电承压，把握结构性机会 就板块而言，供需恶化趋势延续，利用小时持续下滑或导致火电行业盈利下滑2~3年；同时电改推进初期以扩大双边交易或大用户直供为主，或进一步增加了电价下降风险。由于各省降幅尚未明确，暂未调整各公司盈利预测。我们坚持年度策略观点，维持电力行业"中性"评级，建议三条主线把握结构性机会： 布局民营跨界双杰：民营电企机制灵活，在结构调整背景下，跨界动力十足，推荐民营银行为核心打造金控平台的宝新能源及布局新能源车产业链的韶能股份。 售电放开关注小电网跨区发展机遇：小电网公司现有区域竞争加剧、直购电降低其采购成本，但更为重要的是一直限制其外延式增长的政策空间打开；而国内工业园区配售电资产存在整合机会，就此角度，建议重点关注郴电国际、三峡水利、文山电力及广安爱众。 大水电类债属性，具配置价值：大水电因优先调度盈利保障度高，中期受益电改，电价竞争力较强。当前大水电具有高分红、类债属性，利率下行或推升估值提升，建议重点关注川投能源等。
