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华能新能源:完美错过大牛市 问题与转机在哪儿ag亚游集团只为非 发布日期:2019-03-17 14:01 浏览量:

  2017年第三季度即将结束,港股在质疑和惊讶声中连涨八个月。投资者也在不遗余力的寻找市场上的遗珠。不少投资者把目光投在了估值低、增长稳定的新能源龙头 —— 华能新能源(,以下简称:华能。

  据彭博数据显示,市场一致预期2017年华能ROE高达14%,盈利增长为12.4%,有88%的券商都给予“买入”评级。

  但即便如此,华能的股价表现却不尽人意。截至2017年9月25日,华能跑输国企指数20%,其估值也处于历史低位,2017年市盈率为7倍。到底发生了什么呢?

  我国是全球新能源装机量最大的国家。其中,2016年中国风电累计、新增装机容量均居全球第一。总装机量达到148吉瓦(吉瓦为功率单位),约为美国(排名第二)的两倍。

  为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标,政府也多次发布指导政策和能源发展规划以推动风电产业发展。根据能源局最新的十三五规划,风电总装机将于2020年达到210吉瓦。

  按装机容量计算,华能为中国第二大风电场运营商(截至2016年底,占全国总装机容量7%),仅次于龙源电力(0916.HK)。

  除此以外,华能在非限电地区的装机容量高于行业平均,其ROE14%一直在行业内也都高于行业平均值10%。

  风电运营商的限电问题一直是影响股价的一个关键因素。风电行业限电率在2015、2016年分别达到15%和17.1%。而解决新能源的限电问题一直是国家的重中之重,国家的目标是通过发展特高压输电通道、进一步开放市场电量,在2020年,要将弃风、弃光率控制在5%以内。

  今年以来,受益于特高压的投运和直购电的扩大,华能的限电率一直呈下降趋势。2017上半年限电率仅为10.1%,同比下降 2.6 个百分点,平均风电利用小时数为 1,109 小时,持续高于全国平均水平。

  除此以外,根据公司披露的月度数据,风电8月份利用小时同比大幅提高12%,高于前7个月的增长7.5%。

  下图可见,华能发布的月度运营数据在2017年以前和公司股价还是有较大的正相关性(2016年以前华能发布的是季度数据),但是进入2017年,月度数据的披露基本无法对公司股价带来正面影响。

  在中国,风电发电项目的收入是20年不变的固定标杆电价,该电价与建设时间、地区分布有关。

  当地燃煤机组标杆上网电价由当地电网结算,高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

  举个例子:根据最新电价,宁夏地区新建装机可享受0.49元/千瓦时的固定补贴,当地火电电价为0.26元/千瓦时,多出的0.23元/千瓦时需由国家的可再生能源基金进行补贴。

  而补贴拖欠问题一直是行业的担忧。据新闻报道,截至2016年底,我国可再生能源补贴缺口已超700亿元。

  目前,我国可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时1.9分。按照文件,2016年应当征收的可再生能源附加基金大约在800亿元左右,与当年可再生能源电价附加补贴基本相当,但实际征收的数额远低于这一数字,成为导致补贴无法及时到位的重要原因之一。

  未来,伴随行业装机规模的快速增长,政府补贴压力将更加沉重。目前,一个可再生能源电站在正式并网后,拿到补贴资金至少需要18个月甚至是更长。

  进入2017年上半年,补贴问题愈发严重。我们看到华能在2017年上半年应收账款大幅上升25亿人民币,占其上半年收入的44%,公司在中期业绩会上也透露了今年上半年补贴基本没有收到的事实。

  很多人就会有疑问,政府为什么不上调这个电价附加,补贴问题不就可以解决了吗?

  我们要知道,从2006年至今,我国可再生能源电价附加标准从最初的0.1分钱/千瓦时提高至1.9分。虽然没有明文说明,但这1.9分已是行业和政府公认的上限。

  要解决拖欠的存量补贴,行业内的一个猜测是利用绿证将其财政负担转移出去。如果真的用绿证解决存量补贴,那就意味着有极大可能坏账拨备和现存机组的回报率的不确定性。绿证的分析,我们下文会讲。

  电改是电力十三五规划的主题,而其核心之一便是引入市场竞争,让各电源同台竞价。

  在发电端,随着电改的持续推进,预计直购电规模会逐渐放开。直购电可以理解为发电企业向下游用电用户让利。

  根据中电联预测,预计2017年全国交易电量规模同比将提高到总发电量的30%,而度电折扣因为煤价的高企会略有缩窄。2016年全国电力直接交易超1000太瓦时(1太瓦时=10亿千瓦时=10亿度电),约占社会用电量18%,度电折扣约6分钱,向实体经济让利幅度约600亿元。

  风电企业也需参与让利市场。因为新能源投资的资本开支较大,新能源的电价相比火电、水电都没有竞争力,如果要同台竞争,需要产生较大折扣。

  2017年上半年,华能有28%的电量参与了市场竞争,电价折扣高达9.2分/千瓦时,远高于去年同期的6分/千瓦时。

  很多人买新能源的股票就是为了获得稳定回报,毕竟政府保证了20年不变的电价。但是,随着电改的推进和直购电的放开,这个幻想却要被逐渐打破了。要知道,风电的运营成本是极低的,根本无法从运营成本端的下降来减少电价所带来的影响。

  高负债一直是华能面临的问题,因为公司资金紧张,2016年新增总装机量仅为742兆瓦,远不及之前指引的全年1,400兆瓦。

  2017年5月,公司进行配股,相当于已发行股本约20%,所得款项净额约21.67亿元,按照30%资本金来假设新投产项目,预计该资金足够供应1,000兆瓦的新增装机,恰好足够2017年的新增装机资金需求。

  可以明显的感受出来,在电力消费和稳定回报的取舍上,国家倾向于优先解决限电问题,而不是保证风电运营商的回报。

  根据国家的规划,风电在2020年能够在部分地区实现与煤电平价竞争、光伏发电在销售侧实现平价上网。为了推动平价上网,国家多次下调了风电、光伏各资源的地区上网电价。

  除此以外,2017年5月,国家能源局综合司下发了《关于开展风电平价上网示范工作的通知》,正式提出风电平价上网示范项目。

  2017年2月6日,国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》,试行向风电、光伏企业核发绿色电力证书。

  根据该政策,拟自2017年7月1日起,在全国范围试行可再生能源绿色电力证书的核发及自愿认购,尝试通过市场化方式消化电价附加补贴资金,但并未明确2018年后出台强制考核体系时,谁会成为考核主体。

  这个政策可以简单理解为:新建机组所收的电价虽然仍由政府决定,但是承担补贴支付责任的不再是政府。政府拟颁发绿证来取代补贴,新能源企业可以拿着绿证自由市场去进行销售。

  现在市场上比较接纳的做法是各火电企业将会承担该补贴责任,通过购买绿色证书,帮助各电企完成2020年的目标。

  根据国家能源局2016年配额制的规定,2020年各煤电企业承担的非水电可再生能源发电量配额与煤电发电量的比重应达到15%以上,各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过绿证交易完成非水电可再生能源占比目标的要求。

  首先,去年能源局对2020年配额制的规定仅仅是指导意见,并不存在任何强制性措施和惩罚制度,这对政策的落地带来了极大的难度。

  其次,绿证政策并无规定地板价格,只有一个天花板价(不可高于原补贴),难以保证新投运电厂的回报率。

  再来谈谈各火电企业的支付能力。2017年上半年,因为煤炭供应平衡偏紧,煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。

  全国煤炭供需平衡偏紧,各环节库存下降,电煤价格高位上涨,煤电企业燃料成本大幅攀升,大部分发电集团煤电板块持续整体亏损,发电行业效益大幅下滑。

  不仅是小发电企业,而且连具有一定规模的发电集团华电国际电力股份(1071.HK)在2017年上半年的利润竟然也同比大幅下跌107.32%至亏损1.81亿人民币。如果煤价继续处于高位,很难想象这些火电企业还能以什么样的价格购买绿证。

  我曾对华润电力(0836.HK)做出测算,根据首批试行绿证0.184元/度电的价格,为了完成2020年发电量的15%来自非水可再生能源(2016年该比例为6.5%)的目标。公司需要至少25亿港币的支出,接近其2016年净利润的30%。

  所以,如果让火电企业来承担绿证的支付责任,绿证价格不大幅下降基本是不可能的。

  文章有3/4的篇幅都在阐述华能的不好,简单粗暴的说,我对现在的华能仍持悲观态度。那倘若未来它能够扭转乾坤,触发点会是什么?我认为有以下三点:

  ① 可再生能源补贴附加的调高,我认为可以在中短期带来股价刺激。因为这不仅代表了应收账款的拨备风险减少,也代表了政府的态度转变。

  ② 绿证的地板价出台,或者找到合理的绿证支付者,而不是由亏损严重的火电企业支付。

  ③ 最后也是最重要的一点,便是风电的成本真做到实打实的在下降。我希望看到现在到2020年,每年以超过15%速度的风电投资成本稳定下跌。

  只有这样才真正做到和火电成本相当,风电企业才能摆脱补贴带来的风险和影响。

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