公用事业行业周报:火电利用率提升 氢储能配风光前景远大
需求反弹,火电利用小时有望提升。据国务院国资委,8 月4 日中国华电发电量20.26 亿度;据中国华能,8 月5 日华能集团发电量24.62 亿度,均创公司日发电量历史新高。其中华能是继8 月4 日单日发电量24.18 亿度新高之后,再次打破2018 年8 月10 日创下的24.05 亿度最高纪录。据中国华能,5 日,华能集团火、水、光、风发电量同比分别增长10.95%、27%、29%、4.4%,可见在清洁能源靠天吃饭仍然有较多不稳定性,火电仍需承担主要供给作用。
需求虽疲软,但各发电集团电价稳定。据南方电网,8 月1 日,南方(以广东起步)电力现货市场正式投入全月结算试运行,首个结算运行日内,发电侧日平均价格最大值0.254 元/度出现在高峰时段,最小值0.07 元/度出现在低谷时段。
我们认为,发电公司大部分的电量已经通过中长期合同锁定电价,0.07 元/度的现货低价只是低谷时段个案,不会影响发电公司的整体收益。实际上,据上市公司公告披露,2020 年H1 国电、华能和华电平均上网电价同比分别-1.76%、-0.68%和-0.54%,电价基本保持稳定,市场化的推进并未大幅降低火电的电价。
风光项目管理趋严,但风光竞争力却在不断提升。据内蒙古能源局,内蒙古要求从2020 年起,对超规风光项目将采取“区域限批”等措施。据国家发改委,今年风电、光伏平价项目已经达到1139.67 和3305.06 万千瓦,占2020 年消纳能力的52%,说明新能源的成本潜力仍然较大。尤其光伏可发电制氢,据北极星氢能网援引中国科学院院士周孝信:大连化学物理研究所主导的一个项目每小时10 兆瓦的光伏制氢,每方氢耗电4.2kWh,若光伏电价0.3 元/kWh,考虑电解成本与天然气制氢成本2 元/方基本持平。但如果弃电成本低于0.1 元/kWh,成本甚至可以低于煤制氢。另据山东能源局,山东现货市场电能量出清价格:-0.08 至1.30 元/度,调频辅助服务申报价格:0 至8 元/兆瓦。出清价格上限较高且峰谷价差大,有利提升火电的调峰收益也更有利储能和新能源的发展。
经济转型阶段,火电有较好的消费属性,估值应该修复。我们认为,随着雨季结束,以及工地恢复建设和施工,建材、水泥等行业将在一定程度上增加煤炭需求;煤价未来跌幅不会太大。电力市场化改革提升了行业自主定价权,有助于提升行业估值,市场化的海外电力龙头PE 在15-20 倍,国内估值5-15 倍并不合理。长期看,我国电力需求仍有上涨空间,我们认为行业理应取得更好的估值。个股建议关注:华电国际、华能国际、京能电力、建投能源、国投电力、皖能电力、长源电力、内蒙华电。
风险提示。(1)疫情风险未完全解除,用电量增速的不确定性。(2)新能源和储能等竞争性能源的不确定性。