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张忆东:传统电力行业长期被低估,估值修复可期
张忆东 02-14
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本文来自公众号“张忆东策略世界”,作者张忆东。

火电板块自2016年煤价上涨至今始终处于低位,2019年在火电整体盈利好转的情况下,股价仍然表现低迷,特别是2019年9月传出2020年开始取消标杆电价政策之后,火电板块持续走低。虽然之后有所修复,但2020年1月底以来,由于当前事件的影响,火电板块再次走低。

新能源电力运营商自2017年至今,尽管在政策要求下限电问题大幅好转,但可再生能源补贴缺口的问题持续扩大,造成运营商账面大量应收电价补贴款,板块估值持续走低,民企背景的光伏运营商陆续出现债务问题。

水电和核电均在历史上保持了高于1倍PB的估值。趋势上看,某些水电的PB估值处于不断上升,核电缓慢恢复合理估值。

2019-2020年火电和风电运营商自由现金流承压。受到2019-2020大幅资本开支的影响,火电企业本预计明显受益于燃料成本下降而改善的自由现金流被一定程度抵消。由于自由现金流折现为市场对该类资产绝对法估值主要采取的方法,短期没有明显改善的自由现金流使估值承压。派息不佳压制火电与风电运营商估值。我们将火电和风电运营商与成熟公用事业类公司对比,发现火电运营商虽然有较为明确的派息计划和派息率,但其盈利的不稳定性极大影响了各年的绝对派息额。风电运营商虽然盈利较为稳定,但由于其仍需要大额的开支新建电站,且现金流也受到补贴拖欠的影响,过去多年来大多数公司的派息率较低(<20%)。

对于火电和风电运营商:2019-2020年行业大量的新增风电并网后,仍然有一些未及时并网的陆上风电项目和并网时间节点在2021年的海上风电项目在2021年并网。但风电新开工大概率在2021年开始明显放缓,且可能会持续至少几年的时间。2021年开始,火电和风电运营商的自由现金流有望明显改善,估值修复有望提前出现。

对于火电运营商:短期虽然受到电价政策和当前事件的小幅影响,但是中长期将受益于燃料成本的逐渐下降,盈利好转的确定性较强。2020年新的火电标杆电价政策影响有限,2020年市场电比例或许会提升至80%附近,而折让会由现在的8%缩窄至5%左右,最终对综合电价影响的幅度或许在-1%以内。同时,当前事件影响逐渐结束后,经济修复带来用电量的恢复性增长确定性较高,煤炭增产也将持续。另外,受益于整体盈利的好转和行业供给侧改革,资产减值情况从2020年开始预计会逐渐好转。

对于风电运营商:当期的估值水平已经充分反映了账面大额的电价补贴拖欠和短期大额增加资本开支带来的自由现金流恶化,另外一级市场存量风电资产一直以高出二级市场一倍的价格进行交易,二级市场严重的低估值也引发了控股股东的私有化行为。我们认为,中长期来看,风电运营商的估值修复大概率可以实现。

投资建议:我们推荐优质火电龙头华能国际电力(00902)、华电国际电力(01071)和华润电力(00836);推荐风电运营商龙头龙源电力(00916)、燃气分销和风电运营双业务发展的新天绿色能源(00956)和明显低估的华电福新(00816)。

风险提示:1、电煤价格不降反升;2、市场电交易压力增加;3、资产减值规模超预期;4、可再生能源补贴拖欠恶化;5、派息不及预期

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1、电力运营商:分化的估值

1.1、火电运营商估值自2016年煤价上涨至今始终处于低位

回顾历史2019年以前火电运营商估值与ROE的关联度高,ROE的决定因素主要是三方面:(1)利用小时、(2)电价和(3)煤价,其中前两者决定收入,煤价决定成本。在盈利大幅提升的2012-2015年,火电公司有较好的股价表现。2016年至今,由于受到(1)煤价上涨并持续位于较高位;(2)期间标杆电价仅在2017年7月上调过一次;(3)市场化交易电量的增加实际使综合电价有所下降。多重因素叠加使火电板块表现低迷。

2019年至今,在燃料成本已经有所降低的趋势下,加上市场化交易电价折让缩窄和增值税率下调使综合电价有所上升,火电整体盈利好转,但估值仍处于低位。特别是2019年9月传出2020年开始取消标杆电价政策之后,火电板块持续走低,虽然之后有所修复,但2020年1月底以来,由于市场对经济活动放缓带来的用电量需求下降的担忧,火电板块再次走低。

我们认为,2019年至今火电板块在燃料成本问题改善的趋势下,股价表现仍然低迷主要有以下几点原因:

(1)燃料成本同比2017-2018年有所降低,但仍处于较高位置,市场并不认为短期燃料成本有大幅回落的空间。

(2)标杆电价政策虽然自2019年9月才有正式信息流出,实际已经在之前有所讨论,市场对电价不确定性的问题一直有一定担心。(3)2019年开始,例如华能国际和华润电力等火电企业大额增加资本开支投资风电,引发市场对这类公司自有现金流和派息的担忧。

(4)个别公司存在一些个体的因素:如华润电力在2018年年报中修改派息政策,大唐发电和中国电力等公司存在资产减值问题。

1.2、2018年至今新能源电力运营商受补贴拖欠影响,估值持续走低

此处讨论的新能源电力为风电运营商和光伏运营商,其中风电运营商整体上市较早(基本2014年之前),光伏运营商基本在2015年之后上市。从2012年之后主要风电运营商基本上市后开始看,新能源电力运营商估值主要经历了四个阶段:

(1)2013年度电补贴政策发布后,因为风电项目的收益率较高,自2013-2015年开启了风电项目的一轮大规模投资,投资商主要为电力央企的新能源子公司,此段时期市场视此类资产更多为成长性公司,因此估值也不断提升。

(2)2015年开始,由于早期风电资产投资多位于电力需求较少的三北地区,这些地区出现了严重的限电问题,因此盈利大幅下滑,估值也持续回落。

(3)2017年至今,尽管在政策要求下限电问题大幅好转,盈利从2017Q2开始明显好转且稳定,但可再生能源补贴缺口的问题持续扩大,造成运营商账面大量应收电价补贴款,板块估值持续走低,民企背景的光伏运营商陆续出现债务问题。

(4)2019年开始,在补贴拖欠问题未见好转的情况下,风电运营商大额增加资本开支抢装,引发市场对自由现金流恶化的担忧,同时该类资产的派息吸引力不高,板块估值继续走低。

1.3、水电估值持续提升,核电缓慢恢复合理估值

A股和H股上市的水电和核电均在历史上保持了高于1倍PB的估值。我们认为出现这样情况的原因主要为:

(1)存量资产盈利的长期稳定性。尽管部分水电项目会受降水影响盈利,但时间拉长看仍然是较为稳定的,核电项目则一直保持较为稳定的盈利。

(2)现金流的稳定性。水电和核电没有风电和光伏电站遇到的电价补贴问题,均各自按照核准电价收到电网发放的电费。

趋势上看,某些水电的PB估值处于不断上升,核电缓慢恢复合理估值。以长江电力、华能水电等为代表的优质水电公司,在盈利提升的过程中保持了派息的不断提升,随之而来的就是估值的不断提升。其余公司虽然盈利增速不快,但也维持了绝对派息额不下降,因此近几年基本没有估值回落的情况。

核电公司则是因为上市初期享有了较高的估值,但在盈利增长的过程中并没有明显提升派息,且受到核电暂停审批对未来盈利持续增长的影响,估值处于缓慢恢复合理的过程。


2、短期现金流与派息压力共同压制火电与风电运营商估值,预计2021年开始现金流压力将改善

2.1、2019-2020火电与风电运营商均大幅增加新增新能源电站投资

2019-2020中国风电行业大量进行存量项目的抢装。我们跟踪的多家风电投资商中,大多数公司:龙源电力、华能新能源、华能国际、华润电力、大唐新能源、华电福新都大幅提升了未来2年的装机指引,主要应对各自手头在2018年年底前已经核准的大量锁定电价的项目。其中,截止2018年末,龙源电力、华能新能源、新天绿色能源、华电福新手头已核准未投运风电项目合计高达16.9GW。我们预计主要的风电运营上市公司在2019-2020年风电投运规模将较2017-2018两年大幅提升,同时结构上更加向规模大的央企子公司集中,中小开发商(如:新天绿色能源)也出现了调低新增装机规划的情况。

2019-2020年风电投资商大规模加大资本开支新建风电项目的原因:

(1)2020年底为存量已核准风电项目并网的政策节点。对于国内风电市场,据媒体新能源财经(BNEF)统计,截止2018年末大约有88GW已经核准固定上网电价的未建设及在建项目。2019 年 5 月,国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》,其中规定2018 年底之前核准的陆上风电项目,2020年底前仍未完成并网的,国家不再补贴。在该政策影响下,2019-2020年,主要风电投资商将以完成手头已核准有电价补贴项目的并网为首要任务。

(2)经济增速放缓压力下,电站投资对经济增长有托底作用。在2019-2020受到整体宏观经济增速的放缓和地方层面通过举债进行的基建投资仍然有一定困难的背景下,央企层面承担了一定量通过类基建项目如新能源电站投资来稳定经济增长的作用。

(3)2019年开始,电站建设的融资过程中,信贷有一定程度放松。从上市公司层面的反馈来看,2019年开始整体的信贷情况有一定程度放松,融资利率也较2018年有下降,这也为企业大额资本开支提供了便利。同时,虽然没有明文规定,但这两年国资委层面对于央企降负债率的强调力度似乎也没有前几年高。

(4)传统电力运营商在电力结构转型中逐步增加新能源装机比重。截止2018年末,五大发电集团:国能集团、华能集团、华电集团、国电投集团和大唐集团清洁和可再生能源装机占比分别为24.4%、33.2%、39.7%、48.9%和35.6%,但其中仍然是以水电为主。由于水电未开发资源的稀缺性,从实现电力结构转型的长期规划来看,央企投资风电和光伏以减小煤电占比将成为未来几十年的重要方向。

我们预计国内风电2019年有望吊装超过30GW,并网25GW,2020年吊装32GW,并网30GW,这是自2015年上一轮抢装后迎来的再一次大规模建设。

2.2、短期大额资本开支使本应明显好转的自由现金流承压

2019-2020年电力运营商短期大额资本开支投资风电。我们统计了主要上市电力运营商对新能源电站的开支计划,其中龙源电力、华能新能源、华润电力、华能国际和中国电力均计划将2019年60%以上的开支用于新能源(基本为风电)的投资。在新能源板块的开支金额从高到低排序为华能国际(240亿)、华润电力(123亿)、龙源电力(122亿)、华能新能源(120亿)、中国电力(64亿)和华电国际(24亿)。

2019-2020年火电和风电运营商自由现金流承压。受到2019-2020大幅资本开支的影响,火电企业本预计明显受益于燃料成本下降而改善的自由现金流被一定程度抵消。由于自由现金流折现为市场对该类资产绝对法估值主要采取的方法,短期没有明显改善的自由现金流使估值承压。

2.3、对比成熟公用事业公司,派息不佳压制火电与风电运营商估值

派息情况对于公用事业类的公司估值有明显影响。我们将火电和风电运营商与成熟公用事业类公司对比,发现火电运营商虽然有较为明确的派息计划和派息率,但其盈利的不稳定性极大影响了各年的绝对派息额。风电运营商虽然盈利较为稳定,但由于其仍需要大额的开支新建电站,且现金流也受到补贴拖欠的影响,过去多年来大多数公司的派息率较低(<20%)。

而在H股和A股中三类代表性的有优异派息记录的公司:

(一)香港本地的公用事业:资产成熟运营多年,通过存量资产的盈利提升和合理的新资产投资继续扩大盈利规模,保持了派息额的逐年提升。

(二)内地城燃公司:由于燃气消费在过去多年有较快的增速,这些大的城燃公司的存量业务近几年已经处于较为成熟运营的阶段,经营性现金流强劲,从历史情况来看,这些公司的每股派息和派息率均保持逐年较快上涨的态势。

(三)个别大型水电公司:长江电力为水电的代表,盈利提升的过程中保持高的派息率,带来每股派息保持持续增长。

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2.4、2021年起,国内风电新开工大概率放缓,运营商现金流压力将改善

我们认为,2021年开始,国内风电新开工大概率较2019-2020明显放缓,且可能会持续至少几年的时间。2019-2020年行业大量的新增风电并网后,仍然有一些未及时并网的陆上风电项目和由于并网时间节点在2021年的海上风电项目在2021年并网。但风电新开工大概率在2021年开始较2019-2020明显放缓,且可能会持续至少几年的时间,原因有如下几点:

 (1)维持低的限电率是电网和能源局的重要考核目标,或影响2020年开始新项目的核准。回顾上一轮风电抢装周期(2014-2015年),短期大量的并网给电网消纳造成了巨大压力,特别是2014Q4和2015Q4单季度超过15GW的并网量使随后几个月限电率大幅提升。当然,上一轮风电抢装的装机主要位于电力需求较低的三北地区,且没有配套消纳政策,而此轮风电抢装周期的装机区位结构较优,也有消纳政策的保障,但我们认为抢装仍然会给电网消纳造成不小压力。叠加2021年仍有部分未及时并网的项目并网,电网的消纳压力短期会使新项目的核准变得更加困难。

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(2)2021年补贴取消后,陆上风电项目面临收益率明显下降的情况。从过去几年来看,风机价格的下降空间并不大,尽管我们认为2020年下半年开始随着国内新开工项目的减少风机价格会结束现在上涨的态势而出现下降,但在2021年整体陆上风电项目的造价下降的幅度也无法抵消补贴取消的影响,我们测算2021年陆上风电项目在取消补贴后较有补贴的情况项目IRR会下降3pct左右,这种情况下或许只有三北地区IRR7-8%的项目值得投资,会明显抑制新增需求。另外,从中长期来看,2020年或许是光伏和陆上风电项目发电成本的分界点,即光伏项目的发电成本将低于风电,且下降速度会继续快于风电,未来电力投资商或许会等到光伏发电成本下降到实现合理收益率时再进行大规模投资。

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(3)政策的不确定性和产能瓶颈或影响海上风电新核准项目的投资意愿。海上风电补贴政策有一定不确定性。2019年5月,发改委颁布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中明确将海上风电标杆电价改为指导价,另外明确对2018年底以前核准的海上风电项目,如2021年底前全部机组完成并网的,执行核准时的上网电价,而2022年以后并网的执行并网年份的指导价。但据2020年1月新召开的可再生能源政策及相关情况通气会,有消息称2021年之后将取消海上风电国家补贴,但并未明确是对于全部已核准项目还是2019年以后新核准的项目。

海上风电距平价上网较远,且建设周期较长。海上风电项目目前的单位发电成本明显高于陆上风电,近5年内较难实现平价上网。另外,但据Wood Mackenzie报告显示,由于国内海上风电供应链的瓶颈和长于陆上风电的建设周期,此前已核准的海上风电项目只有20%可以在2021年底前并网发电。考虑到投资商可能担心补贴政策的不确定性,我们认为,已核准未开工的海上风电项目或许有相当一部分不会在2020-2021年开工。

(4)电力投资商在2021年继续增加负债率可能性小。受到2019-2020行业抢装的影响,各家电力投资商在这两年本应继续下降的负债率水平又可能有所回升,但这些公司目前基本丧失股权融资的通道,继续大额投资会使负债率继续上升,不符合长期央企降负债的大趋势。

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因此,我们认为2021年开始,央企电力运营商的资本开始或较2019-2020明显下降,现金流压力将改善。

3、火电运营商:短期压力不改中长期盈利改善与估值修复

3.1、主流火电公司企业价值(EV)已低于重置成本

从两家港股火电上市公司华能国际电力和华电国际电力的单位千瓦企业价值(EV)来看,已经明显低于正常火电机组的单位初始投资成本(3500-4000元/千瓦)。这一方面反映了高燃料成本压力下,火电经营成本高企,利润率较低的情况,也反映了收入端受到利用小时下滑和潜在综合上网电价压力等的多重影响。

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3.2、煤价长期中枢下移趋势不改,但短期幅度较难超预期

电煤需求端:2019H1由于整体来水情况较好,挤压了火电的需求,发电集团电煤需求下滑,2019H2由于来水环比变弱,火电发电回升,电煤需求同比、环比改善。2020年初,受到农历春节和当前情况的影响,电煤需求出现了明显的回落。展望未来几年,我们认为电煤需求在整体经济增速放缓带来的用电量中低增速,叠加新能源装机加速投产和保消纳的背景下,电煤整体需求较弱的情况较难反转。

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电煤库存端:近一年多来,电厂电煤库存持续走高,2019年至今基本维持在1,500万吨以上,最高超过1,800万吨,库存可用天数基本维持在20天以上,最高超过30天。2020年初,受到农历春节和当前情况的影响,港口和电厂库存出现了一定程度的回落,但预计随着当前事件逐渐解决后,煤炭的生产和运输将恢复到正常水平。相对较高的库存情况也将有效抵消短期煤炭供应的波动性,利于抑制煤价的上涨。

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供给端:煤炭开采固定资产投资持续增加,原煤产量保持增长。从2018年开始,煤炭开采行业固定资产投资增加,并在2019年持续保持较快增速,尽管有一些落后产能被置换的影响,原煤月产量也持续在过去一段时间维持正增长态势,可以看出在2017年初国家相关部门划定煤价“绿蓝红”区间后,煤炭整体增产已有明显成效。

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中长期煤炭有效产能有望持续释放。根据我们煤炭团队的统计,综合建设煤矿投产带来的有效产能增加,以及去产能导致的有效产能减少,预计2020-2024年国内煤炭供给的增速分别为2.4%、2.3%、3.8%、2.8%、0.4%。

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煤价长期中枢下移趋势不改,但短期幅度较难超预期。我们认为2020年现货煤价的中枢下移趋势较为确定,有望较多时间维持在500-570元/吨的“绿色区间”运行,均价相对于2017-2019将有较为明显的下降。但我们也认为,尽管在煤炭整体供需偏松的情况下,现货煤价在短期内下降幅度较难超预期,主要因为上游煤炭生产企业在供给侧改革基本完成之后,产量更向头部企业集中,对煤价的掌控更加强势。

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我们回顾了近十年来的动力煤价格与港股火电企业的平均ROE和股价变化情况,排除整体股市波动较大的2015年,发现:

(1)2012-2015年煤价的大幅下跌催化了2012和2014年火电公司较好的股价表现,2013年尽管企业盈利继续明显好转,但由于市场对电价下调过早担心影响了股价表现。

(2)2016以年来受煤价上涨影响,火电企业盈利和股价均表现较差,尽管2019年以来煤价已经出现了一定程度的下降,但受到电价不确定的影响股价受到较大程度影响。如果只考虑煤价和电价两个因素,2019年的火电与2013年的情况近似,即企业盈利受益于煤价下降得到改善,但市场对未来电价的担忧更加影响了股价表现。

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3.3、火电标杆电价政策影响有限,目前估值已反映一定悲观预期

2020年起火电标杆电价启用新政策。2019年9月23日,已有媒体报道了关于火电标杆电价政策改革的相关信息,随后在9月26日,李克强总理主持召开国务院常务会议,会议决定从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行标杆上网电价机制,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。

10月24日,国家发展改革委正式印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,确定2020年1月1日起,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

根据中电联统计的大型发电集团的煤电部分参与电力市场交易数据来看,市场电交易比例上升和折让缩窄是过去2年多来的大趋势,主要是因为在电力市场化交易大规模推进的2016-2017年时,竞价的参与方报价过低,随后由于较低的市场化电价对盈利影响较大而逐步提升报价。从2018年至今来看,煤电市场化交易的电价较平均市场电价折让已经小于3分钱。我们认为,在标杆电价政策颁布后,市场电比例在2020年开始将有明显提升,但折让也会较之前出现缩窄。

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根据主流港股上市火电企业披露的数据来看,今年上半年各家企业的市场电占比在50%附近,市场电较标杆电价折让8%左右,我们以此为基准,测算了折让幅度降低与市场电比例提升对综合电价的影响。我们预计,2020年市场电比例或许会提升至80%附近,而折让会由现在的8%缩窄至5%左右,最终对综合电价影响的幅度或许在-1%以内。

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由于各上市公司装机结构和区位的不同,火电标杆电价政策对各公司综合电价的影响也不一。根据我们的粗略测算,大唐发电、华能国际和华电国际对每1%的火电综合电价下跌将影响盈利下降12-15%,华润电力和中国电力由于较高比例的新能源装机对每1%的火电综合电价下跌将影响盈利下降5%以内。自9月23日政策第一次被新闻正式报道以来,尽管有当期电煤现货价格出现了较为明显的下降的利好影响下(9月23日至今秦皇岛港口煤价下降25元/吨),火电上市公司的股价仍然一度受到了明显影响。我们认为,2019年末火电公司的股价虽然较政策发布后的最低点有所反弹,但也仅部分反映了电价政策悲观预期的改善,对于火电整体盈利好转并没有较多反应。

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3.4、短期和长期火电利用小时压力均存在,但并非利空因素

我们认为火电的利用小时压力短期和长期均存在:短期来看:受到当前突发情况的影响,2020年Q1的经济增速可能放缓,进而带来用电量增速的放缓,对火电利用小时造成压力。

长期来看:(1)尽管有一些新经济产业(挖矿、数据中心、5G基站等)带来的新增用电需求,整体经济增速放缓带来的用电需求放缓仍然是大趋势。(2)由于火电的消纳顺序排在电力结构中靠后的位置,尽管短期(2020年)可能由于水电发电量同比2019年下滑带来一定利用小时的改善,但中、长期看仍然将被大量新增的风电、光伏和核电所挤压。

但是,火电利用小时承压这一因素市场已有较为充分的预期,且火电需求的增速放缓也会带来电煤需求增速的下降,短期和长期看都并不一定是利空因素。

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3.5、火电大面积亏损带来资产减值隐患,行业供给侧改革利好发展

2017-2018年火电行业亏损严重,2019年开始有明显好转。根据中电联的数据,2017年五大发电集团火电业务亏损132亿元,其中仅国家能源集团火电业务实现了盈利,而2018年火电企业全行业亏损面仍高达43.8%。国资委报告中公布,截至2018年12月末,五大发电集团所属燃煤电厂共474户,装机容量5.2亿千瓦,其中:亏损企业257户,占到54.2%。2019年开始,受益于煤炭价格的同比回落,火电盈利情况有明显好转,据不完全统计,2019年五大发电集团的火电业务亏损面约在20-30%。

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资产减值隐患仍存,但2020年开始预计会逐渐好转。过去两年来,火电上市公司均受到由于子公司经营不善带来的资产减值影响,也有一些公司主动处置了经营不佳的火电资产,我们认为这一现象可能在2019年年报中仍然出现,但从2020年开始受益于燃料成本的下降带来盈利改善,减值情况会逐渐好转。

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行业供给侧改革利好发展。2019年12月初,根据国资委内部下发的《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下称《方案》),将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域,纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。《方案》自2019年开始启动,计划用3年左右的时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作。力争到2021年末,试点区域产能结构明显优化,煤电协同持续增强,运营效率稳步提高,煤电产能压降四分之一至三分之一,平均设备利用小时明显上升,整体减亏超过50%,资产负债率明显下降。我们认为,该《方案》正式开启了行业的供给侧改革,通过整合资产减亏,利好行业发展,有助于减轻未来几年资产减值的风险。

3.6、2003年SARS时火电基本面和股价均表现优异,2020年当前事件对火电影响小幅而可控

2003年火电股价表现优异,SARS事件基本对火电股价没有影响。以2003年火电板块唯一的A+H公司华能国际的股价表现为例,全年华能国际H股涨幅115%、A股涨幅62%,均大幅好于同期恒生指数34%和上证综指13%的涨幅。且在2003年4月SARS事件影响严重的时期,华能国际H股和A股跌幅也较小。

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从行业基本面来看:(1)2003-2007年经济处于高速发展中,用电量需求保持高增速,即使在SARS事件影响下,并没有出现大面积生产停滞的情况,经济增速仍然保持较快水平,全国月度发电量在2003年始终保持超过15%以上的高增速。

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(2)成本端来看,原煤产量在2003年左右保持了较高的增速,且增速快于用电量的增长。但随后几年,原煤产量增速中枢有所下滑,但需求端仍维持较快增长,使动力煤价格呈现出整体上涨的趋势。

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(3)从企业盈利来看,当时A+ H上市的华能国际取得了优异的盈利水平,基本没有受到SARS事件的影响,2003年各季度保持了较高的营收和净利润增速,各季度净利润率保持在22%以上,各季度的年化ROE也基本在15%-16%。

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2020年当前情况影响下,我们认为和2003年有以下几点不同:(1)2020年和2003年所处的经济发展阶段不同,当前事件对经济增速的影响程度或较2003年明显。(2)电力结构中,当前火电发电量占比已经从2003年的80%下降至70%,用电量增速放缓对火电利用小时数的挤压更明显。(3)煤炭层面,受到开工推后和运输受阻影响,短期港口煤炭库存快速下降。整体我们认为2020年当前事件下,对火电有小幅影响但可控,火电中长期盈利持续改善和估值修复有望在经济复苏后出现。

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4、风电运营商:当前板块显著低估,中长期修复概率大

4.1、主流风电运营商企业价值(EV)已低于重置成本

从两家港股风电运营公司龙源电力和华能新能源的单位千瓦企业价值来看,龙源电力的单位EV略高于5000元/千瓦,华能新能源在今年一度也仅高于5000元/千瓦,之后由于被集团公司提出私有化要约而回升至6300元/千瓦左右,如果不考虑私有化对华能新能源带来的估值提升,两者单位EV均低于陆上风电机组的单位初始投资成本(6500-8000元/千瓦)。这主要反映了市场对这些公司账面大额的应收电价补贴的担忧和短期运营商大额增加资本开支带来的自由现金流恶化。

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4.2、风电资产一、二级市场估值有明显差异,引发对上市公司私有化

风电资产一、二级市场估值有明显差异。从最近一年多来的风电资产一级市场交易情况来看,除个别项目外,交易估值多位于1.5倍净资产以上,而目前二级市场上的电站运营商(除在进行私有化的华能新能源外),PB均低于0.7倍PB。

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风电资产一、二级估值明显差异的原因分析:对于上市公司在负债率较高且账面有较大额的应收电价补贴的情况下,仍然选择在2019-2020年大幅增加资本开支进行新风电资产的建设,二级市场选择了短期的规避,另外由于2019-2020年这些公司的自由现金流的恶化,市场对上市公司短期内提升目前较低的派息率也没有预期,造成了短期二级市场的估值明显低于重置成本。

实际存量的风电资产上网电价多数已经在0.5元/度附近,对补贴的依赖程度并不大,且大部分电站均进入了前七批的补贴目录,补贴回款情况较好。从龙源电力和华能新能源2017-2018年的情况来看,经营性现金流已经受限电改善有明显好转,存量风电资产仍然有较好的收益率,也造成了一级市场电站交易时相较于二级市场上市公司有较高的估值。

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低估值引发控股股东私有化行为。由于该板块公司在过去一年多时间内长期PB<1,作为国有控股企业失去了股权融资的能力。2019年8月底,华能新能源公告了其控股股东拟对其进行私有化,随后定价为3.17港元/股,约相当于静态1.1倍PB。我们认为,未来如果该板块其他公司低估值情况持续,继续出现其他公司的私有化也有较大可能。

4.3、补贴回收短期较难加速,但目前估值已经充分反映补贴回收预计短期内较难加速。

2019年9月底,财政部官网发布《财政部对十三届全国人大二次会议第9258号建议的答复》,其中表示:(1)在当前形势下,暂无法提高电价附加征收标准;(2)另外,国债具有强烈市场信号,在非特殊时期或遇到特殊困难情况下,不宜启用。这意味着,此前被市场寄予厚望的解决可再生能源补贴欠款的两条可行措施,短期内也化为了泡影。

运营商账面应收电价补贴款持续扩大。从2018年主要运营商补贴回款情况来看,龙源电力回收42.5亿元、华能新能源回收37亿元、华电福新回收30亿元,新天绿色回收6.8亿元,2019年预计回收情况也不会有很明显的提升。截止2019H1,各家公司应收电价补贴款情况为(不考虑保理、ABS/ABN):龙源电力183亿元,华能新能源123亿元,华电福新101亿元,新天绿色能源32亿元。

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市场已经充分反映了电价补贴的拖欠问题。尽管目前和在未来几年各大运营商都将持续受到可再生能源电价补贴款持续拖欠的影响,但我们通过计算可以发现,目前各家运营商(不考虑正在进行私有化的华能新能源)截止2019年6月30日的净资产减去账面应收电价补贴款后,基本和当前市值相近,其中华电福新的计算结果甚至超过当前市值的一倍多,即市场已经充分反映了这些补贴款无法收回的风险。但实际上,相关部门已经发布多次声明,对存量拖欠补贴不会出现一笔勾销的情况,最终补贴会在一定时间后收回。

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5、投资建议:基本面改善叠加短期资本开支周期可能接近尾声,电力运营商有较好投资价值

对于火电和风电运营商:2019-2020年行业大量的新增风电并网后,仍然有一些未及时并网的陆上风电项目和并网时间节点在2021年的海上风电项目在2021年并网。但风电新开工大概率在2021年开始明显放缓,且可能会持续至少几年的时间。2021年开始,火电和风电运营商的自由现金流有望明显改善,估值修复有望提前出现。

对于火电运营商:短期虽然受到电价政策和当前事件的小幅影响,但是中长期将受益于燃料成本的逐渐下降,盈利好转的确定性较强。我们认为,2020年新的火电标杆电价政策影响有限,2020年市场电比例或许会提升至80%附近,而折让会由现在的8%缩窄至5%左右,最终对综合电价影响的幅度或许在-1%以内。同时,当前事件影响逐渐结束后,经济修复带来用电量的恢复性增长确定性较高,煤炭增产也将持续。另外,受益于整体盈利的好转和行业供给侧改革,资产减值情况从2020年开始预计会逐渐好转。

对于风电运营商:当期的估值水平已经充分反映了账面大额的电价补贴拖欠和短期大额增加资本开支带来的自由现金流恶化,另外一级市场存量风电资产一直以高出二级市场一倍的价格进行交易,二级市场严重的低估值也引发了控股股东的私有化行为。我们认为,中长期来看,风电运营商的估值修复大概率可以实现。

5.1、华能国际电力(902.HK)龙头火电,盈利持续改善可期

华能国际电力(902.HK)是中国最大的火力发电公司,截止2019H1公司控股装机容量106.1GW,新能源装机占比达到16.05%,2019年全年计划投产风电2.35GW。成本端在经历了2017-2018年两年高煤价影响后,公司2019H1燃料成本显著下降,燃料成本为0.224元/千瓦时,较去年同期下降5.57%。我们的观点:华能国际电力(902.HK)是中国最大的火力发电公司,在上市的同行中业绩对于煤炭价格下降的弹性最大,万得一致预期2020年ROE有望回升至7%以上,建议投资者积极关注。风险提示:电煤价格不降反升;市场电交易压力增加;资产减值规模超预期。

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5.2、华电国际电力(1071.HK)优质火电龙头,盈利改善可期

华电国际电力(1071.HK)是优质火电龙头,装机多位于电力需求较好的山东、湖北等地区,截止2019H1累计燃煤机组40.9GW,燃气发电机组6.4GW,新能源机组6.2GW。公司历年燃煤机组利用小时高于同行业,供电煤耗显著低于同行业。在新能源电站建设方面,华电集团主要通过其新能源子公司华电福新进行,华电国际自身2019年仅将约15%的开支用于新能源电站的建设。我们的观点:华电国际电力(1071.HK)是优质火电龙头,在上市的同行中业绩对于煤炭价格下降的弹性较大,万得一致预期2020年ROE有望回升至7.6%以上,建议投资者积极关注。风险提示:电煤价格不降反升;市场电交易压力增加;资产减值规模超预期;

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5.3、华润电力(836.HK)大力发展新能源发电,火电盈利改善可期

华润电力(836.HK)是中国大型火力发电公司之一,装机较多布局于发达地区。在经历了2017-2018年两年高煤价影响后,公司2019H1燃料成本为0.206元/千瓦时,较去年同期下降6.6%,公司年初预计全年燃料成本下降5-8%,目前看来有望下降超过8%。截止2019H1公司权益装机容量为38GW。其中燃煤发电运营权益装机为29.3GW,占比77.3%;清洁及可再生能源运营权益装机合共8.6GW,占比22.7%。公司目前在手未投运风电项目规模为9.27GW,今明两年继续维持较大的风电装机计划,预计2019和2020年分别投产1.9GW和3.0GW。我们的观点:华润电力(0836.HK)是中国大型火力发电公司之一,装机较多布局于发达地区,未来以大力发展新能源发电为重要方向。我们判断未来一段时间公司将继续受益于煤炭价格回落带来的盈利改善,万德一致预期公司2020ROE回升至11%以上,建议投资者积极关注。风险提示:电煤价格不降反升;市场电交易压力增加;风电并网不及预期;

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5.4、龙源电力(916.HK)风电运营龙头,估值修复可期

公司2019年风电发电量同比增3.0%,预计全年风电平均利用小时数达2,200小时。2019年全年公司风电发电量达407.3亿度,同比增加3.0%,我们预计公司2019年风电平均利用小时数达2,200小时,同比小幅回落9小时,维持较高水平。公司2019年全年限电率降至约5.12%左右(2018年:5.7%),实现此前指引。公司维持2020年较快新增装机指引。2019H1公司实际风电新增并网90MW,据最新公开新闻,截止2019年12月26日,龙源电力实现风电并网2000万千瓦,即公司至少在2019年并网1.1GW,达到此前并网1.1-1.3GW的目标。公司维持2020年较快新增装机的指引,计划并网2GW以上的项目。我们的观点:龙源电力隶属国家能源集团,是国内最早从事风电场开发、建设和运营的公司之一,装机规模领先。我们维持公司2019-2021年收入预测为人民币27,052、28,103和29,729百万元,股东净利润分别为4,356、4,511和4,924百万元。我们维持公司的“买入”评级,维持目标价为6.00港元,认为公司中长期的估值修复可期。风险提示:限电率不再下降;新增装机不及预期;补贴欠款账期持续延长。

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5.5、新天绿色能源(956.HK)风电短期谨慎发展,燃气业务保持扩张公司对短期风电新增装机持谨慎态度。

2019H1公司新并网风电119.4MW,在建项目600MW左右,全年预计并网规模在400-500MW。公司对2020年风电并网规模持谨慎态度,初步计划2020年新增装机规模在300-400MW。2019全年风电发电量增15%,销气量同比增23%。公司2019全年风电发电量88.34亿千瓦时,同比增长15.08%。全年公司风电利用小时数2,471小时,同比小幅回落10个小时,利用小时数维持高位。受益于河北地区天然气需求的持续增长,公司2019年天然气销售量达32.37亿方,同比增长23%。我们的观点:新天绿色能源背靠河北省国资委,风电运营和燃气分销业务均处于良好发展势头,派息水平维持在40%以上,同时A股IPO如果顺利进行也有望提升估值。我们维持公司的盈利预测,预计公司2019-2021年营收分别为12,637、14,077和15,748百万元,股东净利润分别为1,556、1,747和1,878百万元。我们维持公司的“买入”评级,维持公司目标价2.95港元。风险提示:新能源补贴持续拖欠;风况大幅偏弱;应收款拨备收回不及预期。

5.6、华电福新(816.HK)2019水电、火电如期改善,估值修复可期

公司今明两年维持较大风电装机规模。公司2019H1新投产风电76.8MW,全年预计新增投产风电400-500MW,并预计2020年投产800-1,000MW陆上风电。同时,公司在手也有1.1GW海上风电项目。另外,公司上半年也新核准了100MW的平价风电项目。公司火电业务利润率受益于煤炭价格下跌明显改善。公司2019H1年火电入厂标煤单价为697.1元/吨,同比下降了96.08元/吨,受此影响,同期火电经营利润率由1.2%提升至8.0%。展望未来一段时间,由宏观经济增速放缓带来的用电需求增速放缓基本确定,而国内煤炭整体供给量有望增加,煤价仍存在下跌空间,预计将持续给公司火电业务盈利带来提升。我们的观点:公司的风电业务将持续受益于限电率的改善,水电业务在2019年实现大幅好转,火电业务有望持续受益于煤价下降带来的盈利提升。我们维持公司2019-2021年的收入预测为19,279、20,489和22,705百万元,归母净利润预测为2,725、2,962和3,303百万元,维持“买入”评级,维持目标价为2.12港元,认为公司中长期的估值修复可期。风险提示:限电率下降不达预期,补贴回收慢于预期,项目建设周期拉长。

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6、风险提示:1、电煤价格不降反升;2、市场电交易压力增加;3、资产减值规模超预期;4、可再生能源补贴拖欠恶化;5、派息不及预期

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