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1、首先,在现有制度安排下,市场化电价上涨可以对冲一部分煤价涨幅。以广东省为例, 2021 年 6 月、7 月月度交易价差已分别收窄至-19.1、-18 厘/千瓦时,为电力市场化改革以来最低值;现货市场 5 月试运行以来,广东省 5 月中旬开始日度实时均价即大幅超过煤电基准电价,日内峰值电价最高超过 1.5 元/千瓦时。其次,我国近期已密集出台相关政策/表态,着手全面解决煤电困境问题。2021 年 5月以来,从国家层面顶层设计到地方政府因地制宜,我国围绕“降煤价”和“涨电价”已推出多项政策。尤其值得注意的是国家发改委 2021 年 6 月在中国政府网的答复,提出我国“下一步要完善居民阶梯电价制度,
2、逐步缓解电价交叉补贴”,明示未来将上调居民电价,打破了过去几年电价“只能下不能上”的政策导向。远期可展望煤电引入容量电价机制,保障投资额顺利收回。从更长的时间维度看,随着我国新能源发电量占比提升,电力系统对调峰的需求将指数式增长,远期 30 万千瓦及以下机组或全面进行灵活性改造,转向调峰功能为主。为适应调峰功能下的低利用小时数,该部分火电有望获得容量电价机制,以折旧等固定成本计算合理利润率并收回投资。容量电价机制值得注意的是国家发改委 2021 年 4 月发布的关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见,抽水蓄能为我国目前最主要的调峰电源,电价机制对未来其他调峰电源有重大启发意义。意见明确抽水蓄
3、能坚持以两部制电价为主体,上网电价由容量电价和电量电价两部分构成,电企通过容量电价获得稳定的收益,通过电量电价覆盖运营成本。最后,我们测算煤电机组寿命到期后自然淘汰即可满足碳中和要求,提前关停风险也不必多度担心。全行业来看,我国煤电装机投产高峰主要为 2005-2015 年,假设“十四五” 期间全国煤电平均每年再净增加 2000 万千瓦,使用寿命按照全国平均 25 年计算,则“十五五”期间我国煤电净增加量将逐步转负;我国 2040 年煤机将自然淘汰至 6 亿千瓦左右,较当前减少约 50%;2050 年降低至 1.5 亿千瓦左右,较当前减少约 88%,基本满足碳中和目标对化石能源消费量的压减要求。加之我国新世纪投产煤电机组整体质量较优,强制关停后不仅导致电力短缺加剧,而且调峰需求也无法满足,我们认为不必担心提前关停风险。综上,我们判断煤电在我国当前能源结构下仍具备系统重要性,从保障能源安全、防范债务风险角度,国家政策有望托底煤电行业整体盈利能力。而我国现存煤电装机中,上市公司资产整体优于非上市公司,华润电力资产质量和运营能力在上市公司属于绝对领先水平,盈利能力具备保障。