风口研报 | 煤炭股、电力股罕见“同跌同涨” 火电行业“煤价决定盈利”的逻辑不灵了?

2021-10-26 10:03 大众报业·风口财经阅读 (12965) 扫描到手机

原标题:风口研报 | 煤炭股、电力股罕见“同跌同涨”,火电行业“煤价决定盈利”的逻辑不灵了?

风口财经记者 谭风敏

  前有市场化电价“顶格”上浮,后有发改委打出控煤价“组合拳”,10月25日,火电企业股价略有起色,实现普涨。煤炭股同样涨势凶猛,最高涨幅9.36%。

  从年初至今,电力板块与煤炭板块的行业指数也煞有“共进退”的架势,电力行业从1200点涨至2800点,煤炭行业则一直维持着从2020年6月以来的上涨态势,从600点上涨至如今的1500点。

  按常理,受“市场煤、计划电”影响,煤炭股与电力股处于利润“跷跷板”的两头,此消彼长,周期相反,股价本该呈背离形态,此次却出现了罕见的“同框”,难道火电企业固有的估值逻辑不灵了?

煤电价格联动机制“松动”,煤电周期罕见重合

  煤炭股、电力股同涨同跌的趋势在上周已初现端倪。

  10月19日,“煤超疯”遭遇监管控价“组合拳”,期货市场动力煤四板跌停。股市同样震荡,截至10月22日收盘,34只煤炭股全部飘绿。然而,煤炭企业“吃瘪”,预期中火电的上行周期却没有到来,10月22日,27只火电股有25只下跌,最大跌幅9.09%。

  某头部券商公用行业分析师告诉风口财经:“股价影响因素众多,短暂回调是正常的,销售端电价上浮、成本端煤价调控带给电力行业估值上涨的预期不变。”果不其然,10月25日,电力行业指数涨幅达到3.3%。另一边,煤炭行业指数同样跟随电力恢复上涨态势,涨幅0.98%。

  煤炭企业与火电企业的反周期规律源于煤电价格联动机制。英大证券研究所电力能源行业研究员国汉芬认为,煤价、电价、利用小时数(发电机组利用率)是决定火电盈利水平的核心因素。在三要素模型中,电价中期稳定,发电机组利用小时数弹性低,就属煤价弹性大。在煤炭价格上涨的时间段,利用小时数增加贡献的利润增量并不足以弥补煤炭成本的快速上升,导致了行业利润走向大部分时间与煤炭负相关。

  利润负相关直接造成两类企业在同一时期截然不同的基本面,市盈率走向也相反。申万宏源行业指数显示,2020年6月至2021年2月,火电行业市盈率逐渐下降,从18倍跌至12倍左右;煤炭行业市盈率则稳定上行,从10倍升至13倍左右,二者是截然相反的走势。

  然而,2021年4月份以来,煤炭企业与火电企业的市盈率走势渐趋重合,均为先跌后涨。记者梳理了我国6家主要火电企业近四个季度的净利润变动情况发现,2021年2季度6家企业净利润均出现大幅上涨,而此时恰好也是煤炭需求和价格涨势正猛的时期。

  净利润上升除了与市场电力需求上涨有关,市场化交易也功不可没。据华能国际年中报对公司营收增长原因的分析,2021年二季度,公司售电量1029.17亿千瓦时,同比增长12.51%;2021年上半年,公司市场化交易电量比例为61.09%,同比上涨11.2个百分点。

从煤价导向到供需导向,火电研究逻辑不同往日

  火电市场化交易量的增长离不开电价改革的深化。2015年以来,电价改革的方向是市场化交易机制,目的是打破垄断,让市场供求来决定电力资源配置。自2020年1月1日起,燃煤发电标杆上网电价机制被改为“基准价上下浮动”的市场化价格机制。

  2021年10月12日,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》,明确指出一要有序放开全部燃煤发电电量上网电价;二要扩大市场交易电价上下浮动范围最高达20%。10月15日以来,山东、内蒙古、贵州先后开展市场化交易,电价实现“顶格上浮”。

  国汉芬认为,过去决定电价走向的是“煤电联动机制”和“看得见的手”,而电价调整的滞后导致了煤价成为了行业盈利的核心决定因素。电价市场化之后供需平衡成为重要的价、量决定因素,电回归商品属性,供、需曲线决定商品价、量,边际成本和边际需求的变动成为行业核心影响因素。

  这一规律已经在市场上有所反映,将视线聚焦行业内个股,10月25日,火电股的上涨势头远不如煤炭股,最高涨幅由豫能控股创造,仅为2.37%,煤炭股中美锦能源则以10.01%的涨幅拉开涨停板。

  资管行业买方分析师陈雨暮着重从供需角度分析道:“短期来看,年内南方雨水不够,市场对火电需求较大,出口也不错,火电板块会有所上涨,而目前涨幅不高可能是因为明年的市场需求无法预测,再加上碳中和指标的要求,投资者对火电未来的市场需求有所担心。”

市场化将降低火电周期性,清洁能源替代挤占火电市场

  国汉芬认为,理论上,未来煤电价格会与煤炭价格同向波动,将降低火电行业的周期性。

  失去了周期庇佑的火电企业未来可谓喜忧参半,喜的是减轻了经济上行周期中煤炭价格上升带来的高额成本拖累,忧的是经济下行周期中电价会随煤价下降造成盈利收窄。

  内忧犹存,外患也在逼近。随着我国风能、水能、光伏产业的发展,清洁能源对火电市场需求的替代作用越来越强。清洁能源具有优先上网权限,水电、核电装机一直持续增长,并且近年来风电和光伏产业高速发展,多方电源持续挤占火电上网空间。在全社供电量体系中,火电已经从过去90%以上的占比下降到了67%左右。

  此外,中国电力行业长期存在产能过剩,产能利用率不足的现象。发电利用小时数反映的是电力行业的产能利用情况,同花顺iFinD数据显示,火电发电设备利用小时数有逐年下降趋势。国汉芬表示,我国发电装机增速长期高于用电增速,整个发电环节产能过剩。2008-2016年全国装机量增速一直维持在9%以上,而大部分年份我国全社会用电量增速在5-6%之间。电力投资激进,装机增长持续高于全社会用电需求的增长,导致了产能过剩。产能过剩往往不利于火电的市场化定价。

  实际上,事态发展尚有转机。国汉芬认为,从长期看来,供给侧淘汰落后产能、提高机组效率将势在必行,区域整合可能是解决目前火电行业供给过剩问题的开端,对火电行业中长期盈利能力构成利好。

  2020年5月20日,国资委向五大发电集团下发了《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》。中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投和国家能源将分别在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个试点区域开展第一批试点,整合后将在五省实现“一个央企一个省区”的格局。

  此外,传统火电龙头掌握新能源发电转型先机,同样掌握较大的电力市场需求份额,能更从容应对清洁能源挤占火电市场份额的现象,华能国际、大唐电力、华电国际、国家电投和国家能源等火电龙头或成为火电中的优质价值股。