电改新政落地 煤电联动取消!发电企业盈利收缩 这些投资方向要

电力市场欢迎重大改革!

最新的国家往往决定取消煤电联动机制,将基准上网电价机制改为“基准价格上下浮动”的市场化机制。业内专家表示,此举将降低电厂(主要是火电)的利润率,从而给煤炭价格带来更大压力,影响相关市场,并带来一些投资机会。

网上电价机制改为“基准价格上下波动”

据中央电视台报道,9月26日召开的国务院常务会议决定,要完善燃煤发电上网电价形成机制,推进电力交易市场化,降低企业电费成本。

会议决定,从明年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将基准上网电价机制改为“基准价格上下浮动”的市场化机制。基准价格根据当地基准上网电价确定。浮动范围原则上向上不超过10%,向下不超过15%。具体电价由供需双方通过谈判或投标确定。

为了降低企业成本,会议强调,明年电价暂时不会上涨,特别是要确保一般工商业的平均电价不会上涨。居民、农业等民生用电继续执行现行目录价格,确保稳定。

据统计,今年上半年,中国完成电力市场交易1.1万亿千瓦时,同比增长29.3%,占全社会总用电量的32.4%。直接电力交易的平均价格下调为3.4美分/千瓦时,企业用电负担减少了约300亿元。

整理上述信息有三个要点:

1.从明年1月1日起,基准上网电价机制将改为“基准价格上下浮动”的市场化机制。

2.基准价格应根据各地区的网上基准电价确定。浮动范围原则上向上不超过10%,向下不超过15%。

3.电价明年暂时不会上涨。

这三大影响不容忽视。

周创信息分析师张敏认为,新政策将带来三大影响:

(1)用电企业的生产成本将进一步降低。

总的来说,电力市场是落实的。最大的受益者仍然是用电企业。政策方向也倾向于用电企业。电力市场实施后,可以进一步提升和提高电力市场交易水平,从而降低企业和居民生产生活用电成本,最终降低生产资料成本,提高商品竞争力水平。

(2)发电企业的利润空间在后期会缩小。

该政策明确指出,基准价格是根据目前各地区燃煤发电网上基准电价确定的。浮动范围原则上向上不超过10%,向下不超过15%。基准价格明年暂时不会上涨。特别是,有必要确保一般工商业的平均电价不会上涨。浮动电价的涨幅小于下调幅度,2020年电价只能下调而不能上调。政策导向不利于燃煤电厂。燃煤发电企业应降低上网电价,电价降低后,燃煤电厂的盈利能力将进一步降低。燃煤电厂利润水平下降后,只能压低煤炭价格。

(3)煤炭价格继续承压。

2020年,电价只能下调而不能上调,电价上调幅度小于下调幅度。电厂的利益应该更倾向于用电企业。因此,发电厂只能给煤炭企业施加压力,为了维护自身利益而索取利润。因此,抑制煤炭价格是不可避免的。在当前煤炭市场供需紧张的情况下,发电企业将进一步压低煤炭价格,煤炭价格将承受下行压力,2020年年度长期基准价格影响最大。

2016年底,年度长期协会基准价为535元/吨,现行增值税税率下调4个百分点。下调4个百分点应针对下游,但长期关联的基准价尚未调整。为了降低电价,有必要提高电价市场化程度。电价下调后,燃煤电厂企业的利润将受到损害,抑制煤炭价格势在必行。

因此,煤炭企业今后必然会将减税政策红利转移给下游发电企业。如果明年的长期合作价格降低这四个税点,相应的长期合作的基准价应为517元/吨,而目前电价的绿色区间为500-570元,煤炭对应的绿色区间也将降至482-552元/吨。因此,电力市场价格将降至550元/吨以下,长期合作煤炭基准价格将不可避免地降至520元/吨以下。

期货市场和股票市场的机遇在哪里?

煤是大宗商品。自2013年以来,国内动力煤已经上市。煤炭企业和电厂中有许多上市公司在股票市场上市。新政策将调整和改变这些投资目标,投资机会将随之而来。

投资机会一:做空动力煤

在业内大多数人看来,新政策将会给基本面疲弱的动力煤带来更大压力,未来该品种将会有周期性卖空机会。

展望第四季度电煤市场,郑东期货黑色产业高级分析师梦姑认为,由于需求疲软,没有拐点,整体供应充足,电煤时期的现货价格重心仍将整体下移。在煤炭价格下跌的环境下,下游冬季仓储的步伐往往更加谨慎,现货采购往往选择现货价格优于月度长期关联的时期。因此,日消耗量的短期减少和库存天数的增加使得很难推动电厂补充库存的意愿。11月份合同对应冬季储存合同的可能性很小。然而,1月份合约的短期下行压力仍然存在,但第四季度将有阶段性冬季储仓。据估计,一月份的合同主要是550-590元/吨。建议在冬季储存阶段尝试1至3台或1至5台。

事实上,郑商硕的动力煤期货在新政策出台当天大幅下跌。

张敏还指出,今年全国煤炭价格走势呈现两大特点:一是价格重心整体下移;其次,价格波动范围已经缩小。以秦皇岛港5500千卡动力煤为例,2018年2月初最高煤价为770元/吨,4月中旬全年最低煤价为565元/吨,差价为205元/吨。2019年1月1日至9月26日,平均价格为603元/吨,同比下降58元/吨,下降8.77%,年价格在580-640元/吨之间。

“随着新产能的陆续释放,国内煤炭供应能力将继续增加。然而,在高库存和低日消耗量的正常条件下,下游电厂对煤的需求不太可能显著增加。煤炭价格重心继续下移的可能性很大。从明年1月1日起,新的电价机制实施后,电价将下降,燃煤电厂的利润将受到损害,这将进一步加大煤炭价格的下行压力。因此,到2020年,电力市场价格将不可避免地降至550元/吨以下,谢场煤炭基准价格将降至520元/吨以下。”张敏说。

投资机会2:火电面临压力,水电和光伏在下跌后有机会。

CICC报告称,短期内火电企业将率先承受压力。2020年“暂时不上浮”的政策声明表明,在“减税、减费”的环境下,本轮“市场化”更倾向于降低煤电电价。根据CICC的计算,如果明年工商总电价再下降10%,新进入市场的火力发电厂基准将需要下调11.1%,这将影响明年主要火力发电企业9%-60%的盈利能力。虽然火电利润水平较低,但不同省份的煤电利润差异很大,这可能导致利润较低的省份不进行调整。然而,利润较高的省份大幅调整,给火电行业的股价基本面带来压力。随后的表现需要进一步观察实际价格波动。

与此同时,电价下调可能会给煤炭价格带来压力,迫使其调整回来。然而,具体下降取决于当前的供应和政策,以及宏观环境决定,如新产能的速度、进口规模和综合电力需求。此外,对动力煤的需求约有60%是电煤,而非电煤的销售(下游客户主要是水泥、化工等)。)已经是以市场为导向的,所以总的来说,电价的放开对煤炭价格并没有很大的压力。机制调整不会影响新能源股票的电价和补贴总额,但可能提高国内平价门槛。该政策明确规定,基准价格仍以目前的煤电基准价格为基础。新能源储能项目的价格、今年和明年的招标以及与基准价格挂钩的平价项目不会受到影响,短期补贴调整的风险也将消除。煤炭和电力价格下降还将使所有地方更难以负担得起的价格接入互联网,或影响该国的新设施数量,导致风力和光伏设备价格持续下降,海外设施需求增加。然而,考虑到国内光伏需求已降至全球市场的30%以下,该政策对整体光伏需求的影响有限。一些水电价格可能会下跌,但这位领导人强劲的现金流支持了他的股息支付能力,并有望兑现他的股息支付承诺。煤电基准推低水电传输电价的可能性很大。

CICC认为,领先的水电企业有足够的现金流,其资本支出正在逐步下降。电价的结算没有拖欠,这不影响他们完成股息的承诺。以长江电力为例。根据承诺,2016-2020年每股股息为0.65元,总资本需求为150亿元。即使电价下调10%,其经营现金流也将下降4%,股息覆盖率仍将达到2.24倍。

总而言之,CICC认为,在本轮股价下跌后,光伏行业将有更好的购买机会。同时,CICC认为,水电领军企业将拥有稳定的股息分配和充裕的现金流,并在股价下跌后有买入机会。它对长江电力持乐观态度

投资机会3:聚焦电煤上市公司

一些分析师认为,虽然动力煤价格短期内可能面临压力,但在新的电力市场政策下,煤炭中长期价格可能反而保持高位,这可能有利于相关动力煤上市公司。

信达证券(Cinda Securities)认为,在采用市场化浮动机制后,中长期内煤电行业将从“市场煤电和计划电”转变为“市场煤电”。煤和电之间的矛盾将会大大解决。煤电将共同成为变相提价的一种方式,煤电价格极有可能保持高位。

工业方面,目前煤炭市场供需疲软,沿海煤炭价格依然疲软稳定。一方面,大庆的供应端正在逼近,火工品的控制更加严格,生产区的供应更弱,土地销售更好,一些生产区的煤炭价格正在上涨。另一方面,火电启动水平低,淡季供电不足,下游采购意愿低,大秦铁路大修基本完成,影响微弱。总体而言,煤炭供需疲软,价格疲软且稳定。炼焦煤,炼焦煤市场整体疲软。炼焦煤和煤矿的库存继续上升。一些主要生产区的主流大型矿存量已增至今年最高水平。为了缓解交货压力,一些煤炭企业继续增加大量优惠价格政策。近年来,煤炭价格已降至低位。在焦炭市场没有明显改善和煤矿供应不足的情况下,下游的库存量将继续保持中低水平。短期内炼焦煤市场整体疲软稳定。

“动力煤继续推荐估值优势明显、安全边际和成长性高的兖州煤业(H,A)、资源禀赋优异、内生成长空间大的陕西煤业(Shanghain Coal)、业绩稳定、现金流充裕的中国神华(H,A)作为其三大核心目标。炼焦煤积极关注西山煤电(国家改变了预期)、淮北矿业、平煤股份等。和煤炭供应链管理金融公司瑞茂通。”信达证券指出。

(来源:经纪人中国)

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