事项:

国务院会议决定, 通过疏导电价矛盾,促进减轻企业负担、节能减排和工业结构调整。根据发电成本变化情况,从 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,降价金额重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展,并设立工业企业结构调整专项资金,支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。 我们的点评如下:

评论:

煤电联动落地,盈利向下拐点确立

此前中共中央国务院《关于推进价格机制的若干意见》已明确放开竞争性环节电价之前,煤电联动继续执行,因此本次煤电联动时间点及幅度符合预期,降幅主要用于降低终端传导、超低排放电价、可再生能源基金及工业结构调整专项资金四个方面。

行业盈利影响看,仅本次电价调整, 2014 年、 2015 年前 10 月火电行业度电利润总额分别为 0.049/0.053 元;上网电价下调 0.03 元/kWh, 全行业利润影响约 1,000 亿元, 度电利润影响约 45%~50%。展望 2016 年,除上网电价调整外,同时考虑利用小时下滑、煤价均价下降及财务费用节省综合影响, 预计 2016 年行业度电利润总额降幅约 0.018 元/kWh,较 2015 年下降 30%~35%。 上市公司方面,机组相对优质,度电利润目前多在 0.07~0.09元/kWh,预计 2016 年度电盈利降幅相对较小,约 20%~25%。除火电外,国内 2013 年以后投产的外送大水电普遍以落地端倒减方式确定上网电价,落地端火电价格下调将带动落地区域电价水平的下降,因此该部分外送大水电上网电价同样存在下降压力,具体降幅将由供需双方协商确定。

电改增加电价额外风险,关注供给释放进度

行业供需角度看,需求持续疲弱,预计 2016~2017 年分别为 1.6%/1.8%,而供给压力较大,装机增长预计2016~2017年分别为6.7%/6.8%;火电利用小时或继续下行,预计2016~2017年降幅分别为 6.2%/5.5%。 电改加快发电价格市场化步伐,发电与用户直接交易比重或快速提升;供需恶化背景下“市场电”价格较标杆电价降幅较大,其占比快速提升将进一步加大整体电价下降压力(根据 2015 年实践看,大用户直供部分发电价格较标杆降幅约 0.04~0.06 元/kWh)。

此外,目前全国已核准装机较多,根据我们分项目统计已逾 1.5 亿 kW,上述装机若如期投产将对行业 2~3 年产生持续冲击。在本次上网电价下调后,叠加电改压力,火电行业盈利预期将有所转变,部分省份存在出现微利乃至亏损的可能,这或将有利于遏制电力投资集团对于火电投资的冲动,建议关注已核准机组的建设进度。

风险提示

煤价涨幅超预期;

大用户直供比例扩容过快。