河南率先上调上网电价 五股或将迎来拐点

2017/07/13 08:24:33

近日,为合理调整电价结构,释放输配电价改革红利,河南省发改委印发《关于合理调整电价结构有关事项的通知》,调整河南省电价结构,包括上调燃煤发电标杆上网电价2.28分/千瓦时,按国家发改委要求取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金、下调重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准,公布核准的2017年-2019年输配电价以及调整销售目录电价。

河南率先上调上网电价火电困局下半年或有所缓解


近日,为合理调整电价结构,释放输配电价改革红利,河南省发改委印发《关于合理调整电价结构有关事项的通知》,调整河南省电价结构,包括上调燃煤发电标杆上网电价2.28分/千瓦时,按国家发改委要求取消城市公用事业附加和工业企业结构调整专项资金、下调重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准,公布核准的2017年-2019年输配电价以及调整销售目录电价。


值得一提的是,6月16日,国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》。


至此,河南省成为首个响应国家发改委调整电价号召的省份,标志着本轮火电标杆电价上调开始逐渐落地。


同时,近日,江苏省物价局发布了《关于合理调整电价结构有关事项的通知》,适当提高燃煤发电机组上网电价,降低销售电价。


文件指出,适当提高燃煤发电机组上网电价,自2017年7月1日起,江苏省燃煤发电机组标杆上网电价上调为每千瓦时0.391元(含脱硫、脱硝和除尘电价);未执行标杆电价的其它燃煤发电机组(含自备和热电联产机组)的上网电价在现行上网电价基础上每千瓦时上调1.30分;山西阳城电厂一、二期上网电价同步上调。


同时,适当降低销售电价。自7月1日起,大工业用电和一般工商业及其它用电每千瓦时降低1.83分(具体电价标准见附件)。其中,取消城市公用事业附加自4月1日起执行,电网企业要按照国家及省相关要求,在7月份收取工商业用户电费时,扣减4-6月份的城市公用事业附加费(工商业用电每千瓦时退0.84分)。


本轮燃煤发电标杆上网电价上调有望显著提升火电度电利润,缓解煤电企业经营困局。


豫能控股发布公告称,7月10日,公司收到《关于合理调整电价结构有关事项的通知》,河南省燃煤发电机组上网电价提高0.0228 元/千瓦时,未执行标杆上网电价的燃煤机组同标提高,上调后燃煤发电机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)为0.3879元/千瓦时。以上电价调整自2017年7月1日起执行。


本次电价调整后,公司各全资子公司上网电价均为0.3879元/千瓦时。


经初步测算,预计本次电价调整将增加公司2017年度售电收入约2.53亿元。


申万宏源证券分析师刘晓宁表示,取消产业结构调整基金,利好火电企业上网电价提升,且不影响下游用电成本。降费措施有望从量、价两个层面改善火电盈利水平。


华创证券分析师王秀强向《证券日报》记者表示,受上网电价下调、煤炭成本高企等因素影响,煤电行业自2016年开始下行。当前煤电行业惨淡经营的现状已经获得国家管理部门重视,正通过电价结构调整、化解煤电矛盾、使煤炭价格回归等方式,改善行业经营状况。


同时,长城证券分析师杨洁也表示,这次提高煤电标杆上网电价可以理解为在煤炭价格高企与市场电“量高价低”的“双重挤压”下,国家对电力价格构成的一次微调。参照当前某一大型央企煤电平台的数据来看,亏损面仍然在进一步扩大。因此,进一步提高煤电上网电价是大概率事件。


她还指出,预计下半年各燃煤电厂将迎来一轮利润回归期。同时下半年燃煤电厂的业绩表现也将影响到2018年1月1日的煤电联动机制实施,经过本次费用的直接调整,未来在此基础上叠加煤电联动机制其价格波动将会更加合理,更有利于火电企业的健康发展。


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国投电力:煤价高企和水电退税减少导致业绩同比下滑


国投电力 600886


发电量同比大幅增长,参与市场交易电量增加导致电价下降。因来水偏丰,雅砻江水电发电量同比增加4.37%。火电因新增钦州二期2*100 万kW 机组,以及广西、福建火电机组同比大幅增加等因素影响,发电量总体大幅增长23.26%。一季度公司控股企业累计完成上网电量281.43 亿kWh,同比增长12.12%。随着电改的逐步推进,部分电厂市场化交易电量规模不断加大,导致整体平均上网电价同比降低1.91%,为0.312 元/度。发电量增加及电价下降综合影响下,一季度公司营收同比增加10.59%。


承压煤价大幅增长,以及雅砻江水电增值税退税金额减少,一季度业绩同比减少。因火电板块燃煤成本同比增加,公司一季度营业成本较上年同期增长33%,毛利率同比下降约9.5 个百分点。因雅砻江水电增值税退税减少,营业外收入同比降低51%。公司一季度业绩同比下降约25%。


在建装机达881 万千瓦,积极并购切入海外发电市场。随着雅砻江中上游水电站的开发以及部分火电的投建,公司装机规模仍具增长空间。公司目前在建装机容量880.55 万千瓦,占已投产控股装机容量的30.07%。在海外公司已收购英国RRPL 公司100%的股权。RRPL 持有位于苏格兰北部东海岸Beatrice 海上风电项目(588MW)25%股权及InchCape 海上风电项目(598MW)100%股权。此外公司还通过收购云顶集团的LLPL42.1%股权,间接获得印尼万丹火电项目(660MW)40%的股权,不断扩张海外市场。


获三峡集团举牌,凸显投资价值。16 年12 月至17 年3 月,长江电力及三峡资本、长电资本等关联方累计增持公司5%股权。受水电同行业公司举牌,体现对公司未来发展前景的看好,公司投资价值进一步凸显。


盈利预测与评级:综合考虑煤价、电力需求回暖、市场交易电量增加等多重因素,我们调整盈利预测,预计17~19 年归母净利润分别为36.79、39.91 和43.86 亿元(调整前17~19 年业绩预测分别为40.24、43.26 和46.99 亿元)。EPS 分别为0.54、0.59 和0.65 元/股,对应当前股价PE 分别为14、13 和12 倍。我们认为,雅砻江为公司带来持续稳定现金流,战略投资赣能股份、布局售电市场,战略转型进入海上风电领域,联手跨国集团进入海外投资。


当前公司估值较低,维持“增持”评级。


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大唐发电:一季度发电效率明显提升,供给侧改革带来发展机遇


大唐发电 601991


事件:


公司发布2017年一季报,实现营收153亿元,同比增长16.44%;归母净利润6.3亿元,同比减少7.66%,符合申万宏源预期。


投资要点:


发电量大幅增长带动营收规模同比回升,剥离煤化工业务降低期间费用率。一季度公司合计完成发电量约442亿度,同比增长23%;因平均电价较上年同期下降约6厘,营收整体同比增长16.44%。承压煤价,毛利率同比降低约10个百分点,进而导致净利润同比减少约7.66%。受剥离煤化工业务影响,公司销售费用及管理费用较上年同期大幅减少,期间费用整体下降约7个百分点。


受益于用电需求回暖、京津唐等地加大电能替代,公司发电效率显著增长。一季度全国全社会用电量同比增长6.9%,同比增加3.66个百分点。京津唐地区加大大气污染防治力度,控制散煤燃烧,推行集中供暖、电代煤等能源替代方式,对公司机组利用效率有积极影响。公司所在区域火电利用小时数显著增长,公司火电机组发电量同比增长27.25%。


拟发行定增并由大股东全额认购,彰显发展信心。根据最新公告的增发预案,本次拟发行A股股票26.62亿股,同时申请非公开发行H股不超过27.95亿股,均全部由大唐集团认购,彰显了大股东对于公司未来发展的信心。本次A股非公开发行拟募的99.5亿元将投入大唐葫芦岛等5个火电项目,以及偿还项目基建贷款。目前定增已获国资委批准,证监会已受理定增申请。


煤电供给侧改革正式启动,行业重组大幕有望掀起,公司或将优先受益。17年两会正式提出启动煤电行业供给侧改革,以提高行业发电效率。两会期间,发改委、国资委官员频提煤电央企兼并重组为解决煤电产能过剩的手段之一。我们认为电力行业集中度提升空间大,行业重组有望加速推进。截至16年底公司管理装机4433.8万千瓦,其中火电煤机3294万千瓦,公司装机体量大、结构优质,有望充分受益于火电行业供给侧改革和央企重组带来的行业性机会。


盈利预测及评级:考虑发电效率回升显著,以及期间费用率水平下降,我们上调17年盈利预测,预测公司17-19年分别实现归母净利润25.82、46.82和52.74亿元(调整前17年预测为19亿元)。暂不考虑未来增发带来的股本摊薄,对应的每股收益分别为0.19、0.35和0.4元/股,当前股价对应的PE分别为25、13和12倍。公司系大唐集团火电上市平台,机组结构优质,有望充分受益于煤电行业供给侧改革和央企重组带来的行业性发展机遇,维持“买入”评级。


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浙能电力:火电主业有望回暖,核电投资将助资产结构持续优化


浙能电力 600023


利用小时数回升,煤炭价格回落,火电主业有望改善


受益工业景气度回升及水电压制减弱,2017年一季度浙江火电利用小时数同比上升68至951,结束5年来持续下降趋势。考虑能源结构调整大背景下,浙江“十三五”期间几无火电新增安排,存量火电机组利用水平有望恢复。煤炭价格近期高位小幅回落,考虑煤炭行业盈利情况已大幅改善,后续276工作日制将不再严格执行,煤炭供需情况有望缓解,助公司盈利情况环比改善。


顺应能源结构转型趋势,加大核电布局,助资产结构持续优化


公司顺应全国能源结构调整大趋势,积极参股核电资产,目前在运核电权益装机为1366.24MW,在建权益装机500MW,年均贡献10亿元以上投资收益。


后续公司还有望参与三门核电剩余4台机组、中核徐大堡核电站、金七门核电及龙游核电开发,远期将为公司贡献丰厚投资收益。


国改、电改持续推进,公司有望长期受益


2016年以来国企混改进程持续加速,公司在浙江省电力系统中占据重要地位,推动混改具备“天时、地利”,后续有望受益混改持续推进。浙江电改持续推进,公司有望借助电力市场直接交易争取更多市场份额,并且通过参与增量配电网投资拓展自身业务范围。


盈利预测及估值


我们预计,公司在2017~2019年将实现40.30亿元、57.84亿元、65.79亿元净利润,当前股本下EPS0.30元、0.43元、0.48元,对应18.73倍、13.05倍、11.47倍P/E。给予“增持”评级。


风险提示


浙江省全社会用电量增速或不达预期;煤炭价格下降程度或不达预期;火电去产能推进力度或不达预期;国改、电改推进或不达预期。


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华能国际:电价下调及煤价上涨致公司业绩下滑


华能国际 600011


事件描述


公司披露2016年年报:报告期内,公司实现营业收入1138.14亿元,同比减少11.71%;实现归母净利润88.14亿元,同比减少36.06%。


事件评论


供需失衡、2016年初电价下调致公司营收同比下滑。报告期内公司完成发电量3136.90亿千瓦时,较去年同期下降2.13%;完成上网电量2958亿千瓦时,同比下降2.05%。其中火电完成上网电量2910.74亿千瓦时,同比下降2.48%;风电完成上网电量37.16亿千瓦时,同比上升36.72%;水电完成上网电量9.46亿千瓦时,同比上升23.34%;光伏完成上网电量0.08亿千瓦时,同比上升700%。公司装机以火电为主,受电力供需失衡、公司装机增速低于所在地区平均水平和沿海地区核电对当地火电冲击的影响,致公司上网电量同比下滑。同时,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。公司因上网电量的减少和上网电价的同比降低,电力及热力销售收入较上年减少11.78%。2016年,公司实现营业收入1138.14亿元,同比下降11.71%。


2016年下半年煤价大幅上扬,致公司业绩下滑。我国煤价于2016年下半年出现大幅上涨,公司燃料成本压力骤升;加之营收同比下滑,公司发电业务毛利率较上年同期减少7.55个百分点,毛利绝对降幅达到129.59亿元,致使公司业绩同比下降。2016年较上年同期,公司财务费用减少8.88亿元,管理费用减少6.61亿元,资产减值损失减少18.85亿元,投资收益增加6.86亿元,部分减缓了公司业绩下降幅度。报告期内,公司实现归母净利润88.14亿元,同比下降36.06%


高比例分红政策写入公司章程,未来可持续期待高分红。2012-2015年,公司分红占净利润比例分别为55.41%、50.29%、50.77%、51.96%、51.82%。2016年公司拟每股派息0.29元(含税),分红比例达50.01%。公司章程中提出实施连续稳定的利润分配政策,要求每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的50%,未来有望继续保持高比例分红。电力供需形势趋于好转,公司业绩有望环比改善。1)2016来全社会用电需求逐步回暖,累计用电同比增长4.98%,带动公司2016年第三、四季度发电量同比增长6.56%和2.02%。2017年1-2月全社会用电量同比增长6.3%,增速延续2016下半年高水平;2)火电装机调控持续推进,新增装机容量将持续得到控制,电力供需环境有望改善;3)拉尼娜现象来袭,预计2017我国将进入枯水年,水电有望腾出发电空间,公司火电利用小时有望回升;4)煤价水平已过去年11月高点下行,发改委3月7日新闻发布会明确煤炭去产能已获得成效,2017年有望不再进行大规模限产,煤价有望持续下滑,公司业绩有望环比改善。


集团资产注入落地,产能提升有望加快公司业绩改善速。公司收购华能集团山东发电有限公司、华能吉林发电有限公司、华能黑龙江发电有限公司和华能河南中原燃气发电有限公司股权已完成交割,公司资产规模再上台阶:收购完成后,公司可控发电装机容量增长1593.7万千瓦,权益发电装机容量1338.9万千瓦,在建装机容量366.6万千瓦。由于本次采用现金收购,公司将大规模现金资产转化为生产资料,产能水平得到提升,在电力供需形势好转、煤炭价格下行的大环境下,公司业绩有望实现环比加速改善。


投资建议及估值:


当前时点下,我们主要看好公司基本面有望呈环比改善趋势,主要原因如下:


1)受经济回暖影响,我国用电需求有望持续增长,预计全年可以保持3%-5%的需求增速;


2)受拉尼娜现象影响,结合我国历史各流域来水规律,预计2017年来水整体偏枯,水电出力下降,有望释放出一定发电空间;


3)国家能源局在2017年初频出政策,加大火电新增产能调控力度,火电装机增速有望大幅降低,全年有望控制在4000万千瓦以内,公司利用小时摊薄情况有望减缓;


4)煤炭价格已过去年11月高点下行,发改委有望放宽煤炭限产政策,预计今年煤价将持续下降,公司度电边际利润有望得到改善。


5)公司现金收购集团发电资产,将大笔现金资产转换为生产资料,产能得到提升,在火电经营形势持续向好的大环境下,有望加速公司业绩改善。


我们预计公司2017-2019年实现EPS0.431元、0.536元和0.619元,对应PE17.98倍、14.46倍和12.52倍,维持公司“买入”评级。


风险提示:


1.电力供需恶化风险;2.煤价持续上涨风险。


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长江电力:一季度利润大增,分红承诺兑现


长江电力 600900


1.事件。


公司公布2016年年报以及2017年一季报业绩。公司2016年发电量2060.6亿千瓦时;实现营业收入489.39亿元,同比增长3.17%;归属于母公司净利润207.81亿元,同比增长13.97%;实现每股收益0.9446元(同比比率按照追溯后数据计算)。公司2017年一季度发电量328.5亿千瓦时;


实现营业收入78.55亿元,同比增长0.26%;归属净利润27.08亿元,同比增长23.48%;每股收益0.1231元(同比比率按照追溯后数据计算)。


2.我们的分析与判断。


(一)来水偏丰及超设计发电助力收入增长2016年溪洛渡-向家坝上游来水量同比偏丰12.2%;三峡-葛洲坝上游来水量同比偏丰8.2%。受此影响,公司2016年发电量2060.6亿千瓦时。


其中,三峡电站935.33亿千瓦时,同比增长7.5%;葛洲坝182.99亿千瓦时,同比增长1.82%;溪洛渡610.03亿千瓦时,向家坝332.25亿千瓦时。


在部分电站来水偏枯的情况下,公司超设计发电142.1亿千瓦时,没有因设备原因产生弃水。随着电站的陆续投产,流域梯级水库群综合运用水平逐步提升,梯级补偿效益进一步显现。


(二)一季度利润大增,投资收益是主因。


公司一季度实现归属净利润27.08亿元,同比大幅增长23.5%,其中投资收益增加是主因。公司一季度实现投资收益8.35亿元,较去年同期1.99亿元增长320.7%,与可供出售金融资产相关。公司持有多家电力上市公司股份,主要包括川投能源0.5%、三峡水利10.2%、国投电力4.7%、湖北能源23.4%、上海电力3.5%、广州发展11.5%。公司积极实现能源结构的多元化和多地域布局,增强抗风险能力。


(三)分红承诺兑现。


2015年金沙江资产重组时,公司曾承诺2016-2020年每年现金分红不低于0.65元/股,2021-2015年不低于净利润的70%。2016年实际的分配方案是:重组前老股东持有的165亿股和七家战略投资者非公开发行的20亿股,按每10股派现7.25元;由于已享受川云资产2016年一季度利润,三峡集团、川能投、云能投以资产作价认购的35亿股,每10股派现6.5元,低于其他股东。分红方案兑现并超出了之前承诺的现金分红额度。


3.投资建议。


我们维持长江电力“推荐”评级。主要理由:1)公司是全球最大的水电上市公司,资源禀赋优异,标的稀缺;2)由于成本刚性特征,成熟水电盈利能力强、现金流价值凸显;3)承诺的分红比例兑现率高;4)顺应行业变化,抓住改革机遇,打造“发电、配电、售电”产业链,完善产业布局。我们预计公司2017-2018年EPS 分别为0.89元和0.97元。


4.风险提示。


来水不佳对公司业绩恐造成负面影响。


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