电价改革将长期改善下游产业链盈利
以《深圳市输配电价改革试点方案》为例,输配电价=输配电准许收入(准许成本+准许收益+税金)/输配电量。独立输配电价体系建立后,积极推进发电侧和销售侧电价市场化,目前尚无细则出台,用户购电价格应以市场交易价格+输配电价+政府性基金为基础。深圳试点方案有望于15 年初开始执行,后续在其他地区(预计以供给充裕、利用率较低的地区优先)推广。
水电和大火电将受益于发电侧竞价。待独立输配电价体系建立后,发电端上网电价有望率先引入市场化机制。可能采用独立区域交易平台和大用户直购模式,或将拉低整体性购电成本。不管何种模式,低成本者受益。首推水电和大火电。建议持续关注大型水电:长江电力、国投电力、桂冠电力等;和大型发电运营商:国电电力、华能国际、上海电力等。
配售电企业和发电企业有望受益售电侧市场化。配售电侧市场化改革或允许六类企业成为售电主体,我们认为独立配售电企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势,更利于涉入售电市场业务。优势明显大于其他四类企业(产业园和经济开发区,社会资本、微网等企业)。建议关注已有配电资源的企业:文山电力、郴电国际、乐山电力等;和区域性发电企业:上海电力、浙能电力、皖能电力、内蒙华电、建投能源、豫能控股等。
电价改革将长期改善下游产业链盈利。从国际改革经验来看,由于电改政策均不同程度引入竞争机制,改革将促进整体电力价格水平的下降。
我国本次电改改变了电网‘差价收入’的盈利模式,在发、售电两侧引入市场化机制,将有利于降低全社会用电成本,改善下游全产业链(原材料、制造等环节)盈利水平。由于目前政策细则尚未出台,无法定量测算电价水平可能下降的幅度。假设用户平均用电价格降低0.01 元/千瓦时(假设全国工业平均用电价格在0.55 元/千瓦时,相当于降幅1.8%),则将会为下游企业节省成本400 亿元以上。建议关注对电价敏感度较高的高耗能行业龙头企业。如:铝业、钢铁、水泥、化工等相关标的。
水电和大火电将受益于发电侧竞价。待独立输配电价体系建立后,发电端上网电价有望率先引入市场化机制。可能采用独立区域交易平台和大用户直购模式,或将拉低整体性购电成本。不管何种模式,低成本者受益。首推水电和大火电。建议持续关注大型水电:长江电力、国投电力、桂冠电力等;和大型发电运营商:国电电力、华能国际、上海电力等。
配售电企业和发电企业有望受益售电侧市场化。配售电侧市场化改革或允许六类企业成为售电主体,我们认为独立配售电企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势,更利于涉入售电市场业务。优势明显大于其他四类企业(产业园和经济开发区,社会资本、微网等企业)。建议关注已有配电资源的企业:文山电力、郴电国际、乐山电力等;和区域性发电企业:上海电力、浙能电力、皖能电力、内蒙华电、建投能源、豫能控股等。
电价改革将长期改善下游产业链盈利。从国际改革经验来看,由于电改政策均不同程度引入竞争机制,改革将促进整体电力价格水平的下降。
我国本次电改改变了电网‘差价收入’的盈利模式,在发、售电两侧引入市场化机制,将有利于降低全社会用电成本,改善下游全产业链(原材料、制造等环节)盈利水平。由于目前政策细则尚未出台,无法定量测算电价水平可能下降的幅度。假设用户平均用电价格降低0.01 元/千瓦时(假设全国工业平均用电价格在0.55 元/千瓦时,相当于降幅1.8%),则将会为下游企业节省成本400 亿元以上。建议关注对电价敏感度较高的高耗能行业龙头企业。如:铝业、钢铁、水泥、化工等相关标的。
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