国泰君安-电煤或非大问题关注供需与竞价0116.pdf
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1、 页 1/1 股票研究股票研究 行业动态月报行业动态月报 电力行业 电煤或非大问题,关注供需与竞价电煤或非大问题,关注供需与竞价 2006 年 1 月 16 日 投资要点:投资要点:中电联公布 2005 年电力行业数据,与我们此前预期基本相符,年内新增机组 6600 万千瓦,总装机容量同比增长 15%,发电量的增速在 12.9%左右,机组利用率回落 0.8%。其中,火电利用率回落 1.9%稍高于预期,用电结构中第三产业和居民用电增速提升值得关注,电力消费结构将继续向良性转变。局部案例表明,电力价格如不做调整,将促进电力消费,使得电力在能源消费中的比重将增加,对 06 年电力供需形势或电价上涨表
2、示谨慎乐观。电煤订货会无果而终印证了我们的预计,电煤市场化“单兵突进”将受到整个资源定价体系的制约,而电煤整体供需、电厂库存、进口煤价等因素亦将制约煤价上涨,预计计划电煤到厂价涨幅在3%以下,对火电企业影响不大,全年电煤价格呈前高后低走势。可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 颁布:水电维持现状,生物质能享受补贴,风能延续招标定价,太阳能、海洋能和地热采用成本收益法定价。价格政策明确了“新能源”的回报前景,在促进可再生能源发展的同时可预防“绿色泡沫”。2006 年竞价上网推进加速,当前电价体系下对发电企业整体影响偏负面,但相对与电价变化,更应关注电量的重新分配。全国性电力公司可在竞价中保持
3、基本稳定。近期,我们提升 G 漳电投资评级至“谨慎增持”,在桂冠电力公司战略和股改预期明确之前降低投资评级至“中性”,调低 G 长电业绩预测但暂维持“谨慎增持”建议。对华能国际和 G 华靖维持“增持”和“谨慎增持”评级。另预计粤电力 19 日复牌除权后涨幅在 15%左右。分析员:姚伟姚伟 021-62580818-847 重点公司重点公司 粤电力 增持 G 华靖 增持 国电电力 增持 深能源 增持 华能国际 谨慎增持 G 长电 谨慎增持 G 申能 谨慎增持 G 漳电 谨慎增持 桂冠电力 中性 内蒙华电 中性 G 广控 中性 G 上电 中性 行业指数走势行业指数走势-20%-15%-10%-5%
4、0%5%10%05-1-1705-5-1705-9-17电力指数上证指数 数据来源:国泰君安证券研究所 页 2/2 1.05 年发、用电指标符合预期,年发、用电指标符合预期,06 年或将好于预期年或将好于预期 表表 1 2005 年行业数据情况年行业数据情况 比 04 年增长比 04 年增长指 标 名 称 单 位 2005 年 指 标 名 称 单 位 2005 年(%)(%)发电装机容量 发电装机容量 50841 50841 14.914.9水 电 11652 10.7火 电 38413 16.6核 电 万千瓦 685 0.1发电量 发电量 24747 24747 12.812.8水 电 39
5、52 19.4火 电 20180 11.5核 电 亿千瓦时 523 3.7全社会用电量 全社会用电量 24689 24689 13.513.5第一产业用电量 741 7.6第二产业用电量 18478 13.4轻工业 3689 7.9重工业 14368 13.9第三产业用电量 2631 12.9居民生活用电量 亿千瓦时 2838 16.26 兆瓦及以上利用小时 6 兆瓦及以上利用小时 5411 5411 -0.8-0.8 水 电 3642 5.2 火 电 5876 -1.9 核 电 小时 7554 -0.7 资料来源:中电联,国泰君安证券研究所 中电联已经公布 2005 年电力行业统计数据快报。
6、从统计结果看,装机容量增速、电力生产增速完全符合我们早期的预期:2005 年新增机组 6600万千瓦,同比增长 15%;发电量的增速在 12.9%左右。月度发电量分析显示,自 10 月份发电量尤其是火电电量增速现低点后,11、12 月份该增速有明显反弹。在发电构成方面,2005 年来水较好使得水电大发,其内生增长较为显著。而伴随新机组大量投产,火电利用小时有所回落,统计数字表明利用率回落 1.9较预期略高,尤其是下半年开始多数地区火电利用率呈加速下滑的趋势,预计此种趋势将在 06 年延续,年利用率回落 5%左右。值得注意的是,05 年用电结构已经开始显现一定的变化趋势:随着用电主力第二产业用电
7、增速回落,第三产业、居民用电量增速明显增高,分别为 12.9%和 16.2%,接近甚至超过第二产业用电增速。第三产业和居民用电达到总用电量的 22.4%,未来我国电力消费结构必将向发达国家靠拢,第三产业和居民的用电贡献将越来越大,此部分用电量的增速也将维持在高位。2005 年电力行业总体数据基本符合预期。年电力行业总体数据基本符合预期。火电利用率回落略超出预期,用电结构向良性方向演变值得关注。火电利用率回落略超出预期,用电结构向良性方向演变值得关注。页 3/3 图图 1 近三年月度发电量增速对比()近三年月度发电量增速对比()(5)0510152025301月2月3月4月5月6月7月8月9月
8、10月 11月 12月200520042003 资料来源:统计局,国泰君安证券研究所 图图 2 2005 年火电、水电发电量月度增速对比()年火电、水电发电量月度增速对比()(5)0510152025301月2月3月4月5月6月7月8月9月10月 11月 12月总发电量火电发电量水电发电量 资料来源:统计局,国泰君安证券研究所(12 月份为预测数据)近期,部分沿海地区出现气荒,部分液化气价格大涨,居民更多的转向价格更为便宜的电能,使得当地用电量有所攀升。种种迹象表明,如销售电价维持现有水平,电能在整个能源结构中的比例将有所上升。更有可能的结论是,国家似应提升电能这一重要二次能源价格,利用价格杠
9、杆实现能源的节约。由是,我们也对 2006 年全国电力需求和供需形势表示谨慎的乐观,调升对未来两年电力发电量增速的预测:?2006 年全国发电量增速为 10.9%(原预计 10.4%)左右;?2007 年全国发电量增速为 8.8%(原预计 8.5%)左右。对应的,预计 0607 年全国平均机组利用小时回落 4.9%和 4.6%左右。电力在总体能源消费中的比重与价格关系密切。电力在总体能源消费中的比重与价格关系密切。对对 06 年电力供需形势给予谨慎乐观预期。年电力供需形势给予谨慎乐观预期。页 4/4 表表 2 最新机组投产进度预测最新机组投产进度预测(万千瓦万千瓦)预测来源 2005 2006
10、E 2007E 2005 2006E 2007E 投产装机 增速 投产装机 增速 投产装机 增速 发改委 6500 14.8%700014.2%6900 11.8%国网公司 6800 15.5%820016.0%8000 13.1%国泰君安 6600 15%800015.8%7900 13.1%国泰君安 6600 15%800015.8%7900 13.1%资料来源:国泰君安证券研究所 2.电煤市场化仍将分步到位,电煤价格压力仍小电煤市场化仍将分步到位,电煤价格压力仍小 在济南市召开的 2006 年全国重点煤炭产运需衔接会议上,发改委宣布电煤价格市场化:1)取消电煤价格临时干预措施,煤电价格在
11、政府监控下,由煤电双方自主确定交易价格;在取消价格干预措施后,政府不再直接干预企业的购销业务,主要通过发布衔接原则和框架实施调控和引导;在政府监控条件下,由供需双方协商确定电煤价格,以保障煤炭价格总水平基本稳定为前提,签订 2006 年合同;同时,政府采取必要的配套措施予以保障。2)建立电煤价格应急机制,如果市场电煤价格出现显著上涨或有可能显著上涨,政府将按照价格法有关规定,采取临时干预措施。3)取消价格干预措施后,要进一步加强煤炭价格监测工作,建立中国电煤价格指数,为政府和企业决策提供依据。4)在目前优质煤炭资源、铁路运力偏紧的情况下,资源、运力配置要区别对待、突出重点,坚持向居民生活、化肥
12、、电力等重点行业倾斜,向资源节约、综合利用、循环经济搞得好的企业倾斜,向产能过剩行业中的优势骨干企业倾斜。2006年重点煤炭铁路运力调控目标为6.9亿吨,比2005年增加8885万吨,其中电力 4.92 亿吨,增加 8000 万吨,增速为 19.4%。最终,此次订货会在此延续了“定量不定价”的做法,与我们此前的预计完全相符。毕竟,在资源定价市场化的大背景下,油、气、水、电和煤等惟有煤炭“单兵突进”准备实现完全市场化,但整个资源品的价格变动可谓“牵一发而动全身”,各方面条件的制约决定了电煤市场化只能是逐步的、局部的。另一方面,国际煤价、社会煤炭库存等“硬”指标也在相当程度上限制了煤价的进一步上涨
13、。我们预计,计划电煤最终上涨幅度在 3%左右,考虑到低价电煤只占整个电煤的 1/4 左右、坑口价只占到电煤到厂价的一半以下以及中间缓解费用得下降,此次小幅上涨对整个火电行业的成本影响非常小。实际上,相当部分“计划电煤”本就是大煤对大电的长期大宗合同,较市场现货有所折价亦属正常,因此年初电煤上涨幅度,幅度也会小于 3%。二次煤电联动一时还将难以出台。订货会上电煤市场化政策颁布。订货会上电煤市场化政策颁布。煤价市场化难以单兵突进,国际煤价、煤炭库存和中间环节加价回落使得计划电煤上涨幅度较小,对火电行业影响也较小。煤价市场化难以单兵突进,国际煤价、煤炭库存和中间环节加价回落使得计划电煤上涨幅度较小,
14、对火电行业影响也较小。页 5/5 我们仍坚持 2006 年电煤整体前高后低的走势。理由是电煤价格走势仍将主要由整体供需、运力情况确定,而非定价机制,06 年煤炭供需更加趋向缓和,而政府选择此时机推进订货方式改革,亦应当基于对煤炭供需和运输形势的乐观判断和对煤炭价格相对稳定的预期。另外,此次并非完全意义上的放开,发改委依然保留了价格干预的措施,同时对骨干企业也将采取倾向性的保护,以体现效率原则。3.可再生能源定价法则出台可再生能源定价法则出台 预计到 2020 年,可再生能源发电装机在总装机容量的比例达到 30%以上,其中风电将成为水、火、核电外最有力的补充:?水电总装机容量 2.9 亿千瓦,开
15、发程度达到 70左右;?风电总装机容量 3000 万千瓦(目前为 100 万千瓦左右),?太阳能发电总装机容量 200 万千瓦。中华人民共和国可再生能源法 已于日起施行,作为配套法规之一的可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法 也已出台,其中值得关注得要点如下:?水力发电价格暂按现行规定执行;?风力发电项目的上网电价实行政府指导价,电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定;?太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价,由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定;?生物质(主要为秸秆)发电项目补贴电价,补贴电价标准为当地含脱硫火电标杆电价加上每千瓦时 0.2
16、5 元,在项目运行满 15 年后取消,自2010 年起,每年新批和核准建设的发电项目补贴电价比上年批准项目递减%;通过招标确定投资人的生物质发电项目,上网电价按中标确定的价格执行,但不得高于所在地区的标杆电价。?可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分,在全国省级及以上电网销售电量中分摊。另一部配套法规可再生能源发电有关管理规定中亦将明确:发电企业须承担国家规定的可再生能源发电配额义务,大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。价格机制和配额机制的建立无疑有利于可再生能源项目回报的明确,而作为大力发展方向的风电并没有享受此前传言的补贴电价(当地标杆脱硫电价+0.23 元/
17、千瓦时),而是继续沿用招标电价的方式。我们对此判断正面,一方面市场化电价亦是可再生能源发展的方向,另一方面招标电价引入竞争可在一定程度上防止类似以往小水电开发的“绿色泡沫”。预计预计 06 年电煤价格走势前高后低。年电煤价格走势前高后低。可再生能源电价政策出台,生物质能享受补贴,风能延续招标定价,太阳能、海洋能和地热采用成本收益法定价。可再生能源电价政策出台,生物质能享受补贴,风能延续招标定价,太阳能、海洋能和地热采用成本收益法定价。价格政策明确了相关项目的回报前景,促进可再生能源发展同时可预防“绿色泡沫”。价格政策明确了相关项目的回报前景,促进可再生能源发展同时可预防“绿色泡沫”。页 6/6
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