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  投资要点

  能源结构调整大背景下,存量火电机组利用水平有望回升

  近年来,我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策,及以节能增效为导向的能源政策,用电量增速逐步趋缓。鉴于此,相关部门主动调整煤电新增装机规划,预计到2020年煤电装机规模将在1100GW以内,年均复合增速仅为2.4%左右,低于用电量3.8%-4.6%的预期复合增速,为存量机组利用水平提升提供基础。

  煤价高位震荡,政策有望持续引导改善电企盈利能力

  近期环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)维持在583元/吨高位,致火电企业盈利能力显著恶化。发改委等部门已经对火电企业经营困难现状高度重视,并且采取引导煤价下行、压缩政府性基金等多种方式改善现状。我们认为夏季用电高峰等短期因素或将为煤炭价格提供支撑,但从煤企、电企经营情况对比来看,政策层面仍有望向电企倾斜,持续引导改善电企盈利能力。

  电改持续推进,有助还原电力商品属性,利好火电企业收入端长期改善

  结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组,中国神华、国电电力两家公司双双停牌等一系列事件来看,电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地。我们认为,煤电联营将会成为电力行业改革方向之一,如顺利推行,有望在一定程度上稳定煤炭供需,利好煤炭、电力两大行业平稳发展。

  盘活存量、提升效率,电力企业改革正当时

  结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组,中国神华、国电电力两家公司双双停牌等一系列事件来看,电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地。我们认为,煤电联营将会成为电力行业改革方向之一,如顺利推行,有望在一定程度上稳定煤炭供需,利好煤炭、电力两大行业平稳发展。

  投资建议

  综合考虑国内主要煤电企业的权益装机、度电煤耗、煤炭价格弹性等多方面因素,建议依次关注华能国际、浙能电力、华电国际、国电电力、大唐发电等相关标的。



  1 能源结构调整大背景下,存量火电机组利用水平有望回升

  1.1 受国内能源结构调整推动,新增火电机组比重将持续下降

  近年来,我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策,及以节能增效为导向的能源政策,用电量增长逐步趋缓。2016年全国用电量累计5.92万亿度,同比增长5%,如图1所示。此外根据能源局于2016年底发布的《电力发展“十三五”规划》来看,至2020年底,预期我国全社会用电量为6.8-7.2万亿度,年均增长3.6-4.8%。未来5年乃至更长时期,我们认为国内用电量增速将保持低速增长态势。



  全国火电装机占比较高,在用电量维持低速增长、清洁能源发电装机持续建设投产的背景下,以煤炭为主要燃料的火电产业,装机容量占比或将下滑。根据中电联报告,2016年全国发电设备装机容量为1645.75GW,其中火电装机1053.88GW,占比64.04%,图2为2016年底全国电力装机结构。根据《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》,至2020年,煤电装机控制在1100GW内,化石能源发电装机比重目标达到61%,煤电装机比重达到55%,可以看出未来优化电力装机的动力较强,火电装机比例预期下降,非化石能源装机将上升, “十三五”期间火电新增装机空间十分有限。



  2016年4月起,国家能源局通过开展煤电项目规划建设情况专项监管、加大淘汰落后产能、采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施,适当缓解煤电产能过剩,加快推动煤电由电量型电源向电力型电源转变。

  2016年10月20日,国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》,对煤电外送通道配套煤电项目的投产结构进一步规划,以化解潜在的煤电过剩的风险。(1)新疆准东煤电基地准东至华东、宁夏宁东煤电基地宁东至浙江、内蒙古鄂尔多斯煤电基地上海庙至山东、陕西陕北煤电基地榆横至山东输电通道配套煤电项目的投产规模,2020年底前要控制在国家规划规模的一半以内。(2)内蒙古锡盟煤电基地,锡盟至山东、锡盟至江苏输电通道配套煤电项目的总投产规模,2020年底前要控制在730万千瓦以内。(3)其他纳入规划及核准(在建)外送煤电项目(含煤电基地、点对网外送项目),也要结合受端电力供需形势和煤电规划建设风险预警,调整核准(建设)时序,把握投产节奏。


  2017年1月,甘肃、宁夏、内蒙、青海、陕西、新疆、山西、山东、河南、广东、广西等11个省区,相继出函对省内“十三五”期间煤电投产规模进行规划,力争完成2020年底装机规模控制在1100GW的目标,具体投产规模安排如表1。



  煤电装机规模的限制规划有望在“十三五”期间得到较为严格的执行,从而为存量火电机组利用水平提升奠定基础。2017年5月,能源局发布2020年煤电规划建设风险预警,从煤电建设经济性、装机充裕度、资源约束三个方面考察国内各省区煤电项目建设风险情况,其中湖南、海南两省预警程度为绿色,河南、湖北、江西、安徽四省区为橙色预警,其余省区均为红色预警。鉴于此,我们认为,“十三五”期间我国电力装机仍会维持相对充裕状态,此时正可谓推动电力装机结构调整的黄金时期,煤电装机规模限制规划有望得到严格执行。

  1.2 工业景气度持续,用电量水平回暖,存量火电机组受益

  工业景气度回升,助用电情况持续回暖。2016年,全社会用电量累计59198亿千瓦时,同比增长5.0%;其中,第一产业用电量1075亿千瓦时,同比增长5.3%;第二产业用电量42108亿千瓦时,同比增长2.9%;第三产业用电量7961亿千瓦时,同比增长11.2%;城乡居民生活用电量8054亿千瓦时,同比增长10.8%。2017年上半年,制造业复苏趋势维持,全社会用电量同比增长6.3%至29508亿度,保持平稳复苏,后续国内用电需求有望维持回暖趋势。图3与4分别为2015年1月至2017年6月全社会用电量及增速和2015年1月至2017年6月四大高耗能产业用电量及增速。



  2017年1-6月,火电发电量同比增长7.1%,高于全国6.3%用电量水平增速,机组利用小时数亦有所回升。2017年1-6月全国火电发电量同比增长7.1%至22215亿千瓦时,火电利用小时数同比上升46至2010。图5是2010-2017年全国火电、水电设备利用小时数统计与预测。我们认为随着火电新增产能限制政策持续执行,以及用电量水平的回暖,全年火电机组利用小时数有望较2016年上升98个小时至4263。



  2 煤价高位震荡,政策有望持续引导改善电企盈利能力

  2.1 电企盈利能力大幅下滑,政策有望持续引导煤价下行

  全国动力煤价格自2016年6月初启动上行,至今仍维持高位震荡。根据秦皇岛煤炭网数据,环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)自2016年6月初从390元/吨的价格启动上行,至2016年11月达到607元/吨的最高价,经过短期回调,之后再次上涨,在2017年3月达到606元/吨,至此涨幅达到55.38%。截至2017年7月26日,环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)达到583元/吨,仍维持高位震荡。如图6为环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)走势。



  动力煤价格高位运行,严重侵蚀下游火电企业利润。根据各大火电企业2016年报来看,华能国际、华电国际、国电电力、粤电力A、浙能电力等5大火电企业燃料成本占总成本比例分别为63.59%、59.04%、42.07%、62.07%、67.39%,火电企业燃料成本占比较高,煤炭价格波动将对于企业经营产生较大影响。如表2,为五大火电企业2016与2017年1季度净利润对比,同期环渤海动力煤综合平均价指数(Q5500K)同比上涨55.13%,五大火电企业净利润同比下降72.83%。



  当下煤炭价格情况下,煤炭企业盈利能力显著改善,2017年已无必要实施大规模减产措施,煤炭供应紧张问题将有效缓解。根据秦皇岛煤炭网报道,煤炭企业职工已恢复正常工作时间,山西省今年将在压减低效产能的基础上新增优质产能7000万吨,我们预判,鉴于目前国内煤炭市场价格走势,煤炭价格已较低位大幅抬升,煤炭行业整体盈利能力大幅改善,煤炭行业276工作日制度或将不再严格执行,煤炭供应紧张问题将有效缓解。

  煤价走势得到决策层重视,后续政策有望持续引导煤价向合理区间靠拢。根据中国煤炭资源网相关报道,2017年年初,国家发改委、中煤协、中电联、中钢协等四部门联合印发《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》(以下简称《备忘录》),以重点煤电、煤钢企业中长期基准合同价为基准,建立煤炭价格异常波动预警机制,表3为各预警区域价格区间范围与相应的应对措施。我们认为《备忘录》的印发为全年煤炭价格运行提供了一定的指引,全年煤炭价格有望在500-600元/吨区间运行,同时鉴于目前价格居于区间高位,后续煤炭价格有望回落。



  2017年6月底,国家发改委发布《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》,明确提出:加快优质产能释放;各地要针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施,对具备条件的抓紧组织复工复产验收,力争应复尽复;不得以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。我们认为,后续政策有望持续引导煤炭优质产能释放,以保障煤炭供给,从而促进煤炭价格回归合理区间。

  港口、电厂库存维持合理水平,动力煤价格不具备大幅上涨基础。根据秦皇岛煤炭网相关数据,截至2017年7月28日,秦皇岛、曹妃甸两港煤炭库存为814.4万吨,六大沿海发电集团煤炭库存为1240.17万吨,均高于去年同期,环比考虑迎峰度夏影响,港口、电厂库存仍处于合理水平。如图7与8分别为秦皇岛、曹妃甸两港与沿海六大发电集团煤炭库存变动情况。



  2017年或是火电行业拐点,火电企业在经历行业低谷之后,业绩有望在随后几年持续改善。我们认为当前煤炭价格处于高位,后续持续上行的概率不大,同时鉴于目前火电企业盈利能力大幅下滑,后续政策有望持续引导煤价下行。

  2.2 政府性基金空间压缩,政策有望持续引导电价结构改善

  国家发改委于近期发布了《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》(以下简称《通知》)提出:自2017年7月1日起,取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项基金,将国家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各降低25%,腾出的发电空间用于提高燃煤电厂标杆电价,缓解燃煤发电企业经营困难。我们认为国家层面越来越关注到电企现实经营窘境,如电企经营困难现象加剧,政策有望持续加码,进一步优化现有煤电机组上网电价结构。

  截至2017年7月底全国已经有17个省区陆续公布了燃煤机组电价调整方案,本次取消和调整的相关政府性基金的征收标准以及上网电价调整幅度如表4所示。



  本年度煤炭均价预计较2016年平均水平有较大抬升,后续将大概率触发煤电联动机制,火电上网标杆电价有望上调,将进一步提升火电企业盈利能力。

  3 电改持续,有助还原电力商品属性,利好发电企业收入端改善

  3.1 电改文件持续出台,规则日渐清晰

  我国本轮电力体制改革(简称“电改”)之启动时点,可追溯至2015年。2015年3月15日,中共中央、国务院发布了此轮电改的纲领性文件——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发

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