公用事业2018年下半年投资策略:优质电力资产价值有望重估,天然气大市场启动在即

中国报告网提示:

火电:用电回暖、装机放缓驱动火电利用小时同比回升,电价上调促业绩改善,业绩回归合理区间仍需煤价回落。2018年1~5月全国发电量同比增长8.5%,其中火电增长8.1%,增速均创近年新高。

电力供需持续向好,年初至今用电维持高增长,新增装机增速下降。2016年以来我国用电持续高速增长,2018年1-5月全国用电量同比增长9.7%,增速创近年新高。供给方面,煤电供给侧改革有效压减火电新增装机规模,火电比上年同期少投产
350万千瓦。1-5月火电发电增速8.1%,同比提高7.5个百分点,燃煤机组利用小时同比提升99h。风电新政强调解决消纳问题,三北地区新增装机有限,光伏新政暂不规划2018年普通光伏建设规模,预计风光装机增速短期面临调整。随着电力需求的持续回暖以及新增装机增速的放缓,我们判断未来几年电力供需持续好转。

公用事业2018年下半年投资策略:优质电力资产价值有望重估,天然气大市场启动在即。2018年增量发电以清洁发电为主,核电、光伏扶贫项目投建有望加速。2018年水电新增投产装机容量由2017年规划的1000万kW降低至600万kW。核电新增装机600万kW规划中包含2017年未完成的建成任务。2018年核电投产、核准规划保持“积极推进”的节奏,计划新核准6~8台机组。我们认为今年三代核电机组投产有望推动新机组核准。2018年风电新增2000万kW、开工建设2500万kW与17年持平,新增发展海上风电、分散式风电。光伏发电在经历了2017年的高增长后,2018年规划明显降温,不再做整体发展规划,但对村级光伏扶贫项目下达1500万kW装机,较2017年800万kW的体量大增。

据《上海证券报》讯
国家发改委能源局局长赵小平最近透露,“十一五”期间中国电力装机总量可达8.4亿千瓦,增量为3.23亿千瓦,年增速为8.5%。为了降低能耗,未来三年将大力鼓励发展水电、核电、生物质发电和天然气发电。
2005年末,我国发电装机5.17亿千瓦,其中水电1.17亿千瓦,核电684万千瓦,风电126万千瓦,火电3.9亿千瓦。赵小平称,考虑到万元GDP能耗下降20%左右的约束性要求,按照“十一五”电力装机规模增长8.5%计算,到“十一五”末期,规划的装机总量是8.4亿千瓦,其中水电1.9亿千瓦,核电1000万千瓦,风电500万千瓦,生物质发电550万千瓦,天然气发电3600万千瓦,煤电5.93亿千瓦。
从增量来看,最大的火电将近2亿千瓦,水电约7300万千瓦,天然气约2000多万千瓦,风电374万千瓦。
2006年,我国新增装机达1亿千瓦,今年,预计新增装机将在9500万千瓦左右。其中大部分机组是在缺电状况下审批的建设速度最快的火电机组,以75%的比例计,火电已经审批的量有1.5亿千瓦。因而从总体上说,今后三年新批项目将以水电、核电、生物质发电和天然气发电为主。
然而,除了水电外,新增核电、生物质发电和天然气发电为电力企业带来的盈利将非常有限。
目前在建的水电项目有8000万千瓦。赵小平在谈到水电发展时说,“十一五”期间重点要做好金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游等流域的开发工作。
乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝开发权归长江电力的控股股东中国长江三峡开发总公司。水电开发具有前期开发成本高,建成后投入小的特点,经济效益尚可。
而核电建设周期长,且中国缺乏自有技术。“十一五”期间,很难为电力企业财务上带来贡献。
燃气机组在“十五”期间也有部分投资,但发电利用小时很低,主要是气源不足,供不应求,燃气机组开开停停。赵小平介绍,“十一五”期间我国已经规划了一些LNG接收站,但突出的矛盾是价格问题。近几年LNG资源价格上涨速度比较快,我们国内天然气价格同国际市场价格比还有一定差距,各方面对LNG价格的承受能力比较低。

   
供给侧改革有效压减火电新增装机规模,1-5月火电装机增速下降至3.7%。供需好转提升存量资产利用效率,1~5月火电利用小时数同比提升99小时。17年7月1日起全国多地区煤电标杆电价普遍普遍上调1~2分钱,18H1煤电公司电价水平均较上年同期有不同程度提升。但是上半年电煤价格维持高位运行,拖累火电资产盈利,火电企业业绩持续改善仍然有待煤价回落。

   
信用风险上行,优质资产有望重估。信用违约事件频发的背景下,现金流充沛、业绩稳健的优质电力公司具备较高安全边际,供需格局扭转有望推动价值重估。水电:18年1-5月全国水电发电量同比增长2.7%,水电龙头公司稳定高分红兼具装机增长潜力;风电:

   
煤电供给侧改革政策延续,淘汰落后规模与2017年持平,400万kW。自2017年两会期间提出煤电供给侧改革,并于当年淘汰、停建、缓建合计6500万kW煤电装机后,2018年能源工作中继续表示加快淘汰落后产能,促进煤电转型升级和结构优化。投产增量上要求,全年煤电较上年更进一步减少新增规模。淘汰规模与2017年目标400万kW一致。

中国报告网提示:

   
清洁能源:上半年来水好转,水电业绩稳中向好;风电、核电消纳改善,重点标的业绩稳步提升。今年1~5月全国水电发电量同比增长2.7%,同比提升7.5ppt;其中,5月单月水电发电量同比增加6.9%,向好趋势显著。18H1长江电力发电量与去年同期基本持平,黔源电力发电量同比大幅增长38.32%,其他水电公司发电量预计稳中有增,水电板块整体业绩持续向好。受益于电力供需改善及政策落地推进清洁能源消纳,今年1-5月全国风电、核电利用小时数分别同比增长149、99小时,风电、核电板块重点标的业绩稳步提升。

   
弃风限电持续改善,18Q1全国弃风率8.5%,同比减少7.92ppt,2020年前后风电全面迎来平价上网&竞价上网新时期,龙头公司受益;核电:三代核电技术首堆先后核准装料,下半年商运在即;中俄签订核能大单,核电建设全面提速。

   
积极发展生物质能、地热能供暖。2018年1月,国家发改委与国家能源局联合发布关于《促进生物质能供热发展的指导意见》,明确到2020年生物质热电联产装机容量超过1200万kW,在县域规模化替代燃煤供热。本次2018年能源工作指导意见中,继续强调推进生物质替代燃煤的发展目标,计划年内建成生物质发电150万kW规模。

   
燃气:受益煤改气推进,销气、接驳持续贡献业绩增量。2017年全国煤改气力度超预期,新增燃气用户于2018年开始贡献全年用气增量。今年1-5月全国天然气表观消费量1127亿方,同比增长17.6%。受益于销气规模增长,主要城镇燃气运营商业绩提升。2018年煤改气继续推进,预计接驳业务将持续贡献增量。今年6月10日起居民门站价上调不超过0.35元/方,虽然短期内推高燃气运营商成本,但长期不影响中下游燃气企业盈利能力。

   
天然气需求高速增长,价格机制理顺利在长远。我国能源消费结构逐步向清洁化转型,“十三五”规划到2020年,天然气在一次能源消费中的占比由2016年的6.4%提升至10%左右。我们判断后续天然气消费主要驱动力为“煤改气”带来的工业、居民用气增长,以及燃气发电和交运用气需求增长。预计2020年天然气消费量将达到3506亿立方米,2018-2020年年均用气增速约13.9%。与此同时,气价市场化改革稳步推进,改革核心为“管住中间,放开两头”。目前长途管输价格已经核定完毕,省网、城市管网输配价预计于今年底前完成。今年6月起居民门站价上浮并与非居民气价并轨,气价机制逐步理顺,我们判断气价并轨短期中性,长期利好。

   
有序提升天然气消费占比,“煤改气”规划趋于理性。2018年天然气消费比重由2017年规划的6.8%提升至7.5%。2018年天然气产量1600亿方,较17年1700亿方减少,我们预计对外依存度将进一步提升。在经历2017年气荒、气价大幅上涨的背景下,2018年“煤改气”规划趋于理性。2018年将“以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点,按照统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改的原则推进煤改气工程”,尤其强调在气源有保障的前提下,有规划地推进天然气供暖。

    我们预计公用事业行业重点公司2018年中报业绩情况如下:

   
燃气供需缺口主要依靠进口LNG,接收站存在套利空间,储气调峰建设提速。短期内天然气产量无法大幅跃升、进口PNG
受管道限制增量弹性较小,天然气供需缺口主要由进口LNG
补足,预计2018-2020年进口LNG
年均增速将达到24.28%。我国接收站资源主要由“三桶油”垄断,接收站为稀缺资产。另一方面,我国天然气消费呈现明显季节性差异,冬夏季平均峰谷差高达1.71,调峰能力匮乏系“气荒”症结所在。当前我国储气能力大幅低于全球平均水平,国家规划到2020年储气能力将达到全国天然气消费量的15%,我们判断新增储气设施将主要由LNG
储罐构成,未来3年LNG
储罐建设规模有望超过300亿方,总市场规模超过1800亿元。

   
多举措保障天然气稳供增供,加强LNG储运能力及管网互联互通,保障用气需求增长。

   
(1)同比增长超过50%的公司预计有8家:红相电力(738%)、吉电股份(308%)、京能电力(229%)、百川能源(214%)、华能国际(182%)、黔源电力(100%)、桂冠电力(75%)、建投能源(67%)。

    资建议:

   
2018年积极补充LNG对管网的反哺,加快推进沿海LNG接收站建设及扩建。强调推进天然气管网互联互通,打通“南气北上”等反输和调运瓶颈,消除增量气源的入网瓶颈,加强气源间互供互保。推动建立天然气产供储销体系,加快国内天然气增储上产,全力推进天然气基础设施互联互通,完善天然气储备调峰体系。

   
(2)业绩同比增长20%~50%的公司预计有5家:联美控股(35%)、陕天然气(27%)、国投电力(25%)、湖北能源(25%)、国电电力(24%)。

   
目前防风险、去杠杆背景下,我国流动性全面收缩,以优质水电、风电、核电上市公司为代表的清洁能源发电龙头,现金流充沛、受益供需改善盈利不断提升,资产价值有望获得重估,重点推荐水电:长江电力、桂冠电力、国投电力、川投能源;风电:福能股份、龙源电力、华能新能源;核电:中国核电、中广核电力。天然气方面,LNG
接收站资源极度稀缺,建议重点关注近期有望投产LNG
接收站的上市公司深圳燃气、广汇能源,进军上游煤层气开采的新天然气。千亿储气设施建设市场即将启动,建议重点关注LNG
储气设备龙头中集安瑞科、富瑞特装、深冷股份和厚普股份。

   
投资建议:2018年三代核电项目落地有望带动新核电机组项目核准,看好中国核电、中广核电力、中国核建。继续严控煤电增量并淘汰落后产能,有望结构性提升高性能机组的利用效率。积极发展生物质能、地热能供暖,推荐联美控股。考虑高煤价拉低火电发电意愿,用电需求回暖为水电带来调峰补缺的发电空间,推荐业绩稳中有增、低估值高股息的水电股长江电力、桂冠电力、黔源电力、国投电力、川投能源、湖北能源等。

   
(3)业绩同比增长0~20%的公司预计有7家:中国核电(17%)、福能股份(17%)、新天然气(16%)、深圳燃气(15%)、太阳能(15%)、涪陵电力(13%)、川投能源(4%)。

   
(4)预计业绩负增长且幅度在-50%~0%之间的公司有4家:浙能电力(-3%)、长江电力(-7%)、韶能股份(-22%)、申能股份(-32%)。

    (5)预计业绩扭亏1家:华电国际(0.13元/股)。

    投资建议:

   
电力:供需格局扭转+信用风险上行,看好清洁能源发电。防风险、去杠杆背景下,现金流充沛、业绩稳健的优质电力公司安全边际较高,供需格局扭转有望推动资产价值重估。水电:年初以来来水向好,低估值、高分红配置价值突出,推荐国投电力、长江电力、桂冠电力等水电龙头;风电:受益弃风限电持续改善,我们继续推荐风电运营龙头福能股份、龙源电力、华能新能源等;核电:4月以来三门1号等四台机组核准装料,三门1号机组于6月30日首次并网,上述机组预计将于年内投产。三门1号为全球三代核电首堆,一旦投产后续核准有望全面提速,继续推荐中国核电、中广核电力。

   
天然气:LNG高增长确定,储气设施建设启动在即。能源清洁化背景下全国天然气需求高景气无忧,LNG进口成为保供主力、非常规天然气开采加速。预计2020年前LNG接收站仍属资源稀缺,新投产的民营接收站没有高价长协负担,有望实现高周转率+低进口气价。继续推荐LNG接收站即将投产的深圳燃气及具备上游煤层气资源的新天然气。政策落地要求加快储气设施建设,预计18~20年全国LNG储罐建设规模有望超300亿方,建议关注LNG设备龙头中集安瑞科、富瑞特装、深冷股份、厚普股份。

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