逆势大涨 电力股凭什么?如何才能延续?

来源: 东兴证券
上涨原因有三:估值低、流动性宽松,煤价成本下跌推动业绩超预期。而电力板块行情持续,需满足三个条件,流动性持续宽松, 机组利用小时数逐步提升,电价稳中有升。

1. 业绩超预期龙头 火电公司涨幅较大

2020 年 8 月 19 日,电力及公用事业板块上涨 1.54% ,其中龙头公司华能国际、华电国际双双涨停,引起市场广泛关注 。我们认为本次上涨原因有三点:

1)以医药、科技为代表的成长板块前期涨幅较大,资金开始转向低估值板块;

2)市场流动性相对前期较为宽松,有更多资金有资产配置需求,推动市场上涨;

3)今年受到新冠肺炎疫情影响,虽然发电量下降,但动力煤价格跌幅超出市场预期,使得火电企业年中报业绩超出市场预期。

我们认为电力板块行情持续,需满足三个条件, 流动性持续宽松, 机组 利 用小时数逐步提升,电价稳中有升。

2. 流动性持续宽松助推电力企业估值提升

 电力企业估值水平将在流动性持续宽松的带动下得到提升。流动性对 A 股估值的影响比较显著,不论是2008年还是 2015 年,流动性宽松都助推了 A 股市场估值的整体上涨。流动性的提升激发了更多资产配置的需求,使得更多资金进入权益市场,从而推升权益市场的估值。我们认为在基本面基本不变的情况下,公用事业及环保行业估值想要提升,流动性必须持续宽松,这主要是因为这一行业是资本推动型行业,行业成长需要大量资金支持,相比其他行业成长更难;在流动性宽松时,资金会首先选择医药、消费和科技等成长性更强,增长更快的行业配置,当这些行业估值已经达到较高水平时,才会逐步选择公用事业、钢铁等重资产行业。

由于2015年前,电力行业装机容量增长处于较高水平,基本面与现在不同,我们选择 2015 年以后电力行业指数表现与流动性情况进行比较,观察流动性对行业指数的影响。我们观察到,当 M2 同比涨幅与 PPI 同比涨幅的差值在 17.5%以上并持续三个月以上时,电力行业股票在 A 股市场上表现活跃,估值得到提升。目前,M2 同比涨幅与 PPI 同比涨幅的差值在15%左右,且已经持续了近 4 个月,与2015下半年情况有所类似,如果这一情况得到延续并持续扩大,电力行业将有可能重演 2015 年下半年的活跃行情。

3. 风电装机增量快速下降 火电新建调峰需求减弱

风电新增装机容量快速下降,火电调峰需求减弱,利用小时数将稳中有升 。风电机组出力不稳定,并网后对电网的调峰能力提出了更高的要求,电网调峰机组以天然气机组最为适宜,但我国风电机组多位于甘肃,新疆,宁夏等西北部地区,该地区燃气设施尚不完善,建设天然气机组调峰尚不具备条件。在这种情况下,火电机组成为地区调峰的唯一选项,但火电机组建设设计利用小时数在 5000-5500 小时左右,如果用来调峰,其盈利能力将大幅下降,甚至出现亏损。2015 年以来,风电大力发展,为配合电网调峰,最大限度实现风电满发和利用小时数提升,调峰功能的火电机组装机容量大幅上升,导致火电组整体利用小时数下降,盈利能力下降。2020 年是风电强装潮的最后一年,之后风电装机容量增量也将随之下降,我们预计今后两年,风电装机规模将回落到 20GW 每年左右,风电装机容量增长降低,对调峰火电机组的需求也将下降,火电每年新增装机容量也将下降,在我国用电量增长的情况背景下,火电装机容量增幅减小,整体利用小时数有望提升。

4. 电价逐步放开 市占率高的发电公司占优

五大发电集团在电力市场中装机容量占比高,对电力市场、 交易规则形成、 价格形成影响较大,具有市场优势。2015 年以来,电力市场化改革大力推进,目前除了农业用电和居民用电,其他所有电量都通过市场机制形成。其中不在电力交易中心交易的电量,其电价在基准价(即原燃煤标杆电价)的基础上只能下浮不能上浮,这对整个电力市场电价水平形成压制,电价难以上浮。但自 2021 年起,不在电力交易市场交易的电量,其电价将可以在基准价的基础上上浮10%,为电价打开了一定上升空间。在电价管控减弱的背景下,原本不受到政策限价影响的电力市场交易中心电量,其电价随市场供需上下浮动的空间也将逐步加大,电价市场化机制将逐步形成,政策干预将逐步减弱,有利于电力市场良性发展。在这种背景下,装机体量较高的公司对市场影响较大,在市场交易规则形成时话语权较大,对市场电价形成起关键作用,具有市场优势。

地方能源集团在本地电力市场种装机容量占比较高 ,对当地电价形成有很大影响。目前各地区电力市场主要以省为单位,本省的电力交易基本在省内完成,涉及到跨区交易的在北京或者广州电力交易中心完成(国家电网区域的在北京电力交易中心,南方电网区域的在广州电力交易中心);2019 年北京电力交易中心处理跨区电量16122亿千瓦时,广州电力交易中心处理跨区电量2265亿千瓦时,分别占2019年全社会用电量72255亿千瓦时的 22.31%和 3.13%,由此可见,我国绝大部分电量交易还是在用电省本省完成。在这种情况下,本地装机容量占比高的发电企业具有优势。

5. 风险提示

流动性收紧,电力市场化推进缓慢,电价政策改变。

本文作者:洪一、沈一凡,来源:东兴证券

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