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“限电”难缓解,周期股仍承压

事件

“限电”根源在于煤炭。8月火电产量下滑,这或与煤炭价格高涨密切相关,动力煤价格与火电盈利具有显著的负相关关系,煤价大幅上行将严重压低火电企业利润甚至导致亏损。以2019年以来煤价数据测算,火电行业对应的盈亏平衡煤价约为650元/吨(秦港平仓价计)。8月中旬煤价已接近650元/吨,9月更是迅速突破这一数值达到710元/吨,这或是火电产量回落的主要原因。尽管“双控”政策也加剧了“限电”趋势,但“限电”已经不仅限于传统高耗能行业,甚至波及到居民用电,并且降能耗政策由来已久,在8、9月煤价突破火电盈亏平衡点时进一步强化,与电力供应不足可能也有一定关系,“限电”根源可能仍在煤炭。

煤炭紧缺短期内仍难缓解,“限电”或仍将延续。2021年1-7月动力煤供需缺口已达10069万吨,远远高于2018-2019年同期2000余万吨的水平。9、10月是冬储煤集中备货时段,11、12月则开始进入供暖期,9-12月是煤炭需求旺季,并且今年出现拉尼娜现象(冷冬)的概率高达80%,2020年也出现拉尼娜,冬季耗煤量同比达到6%,而往常年份(2015年以来)平均冬季耗煤量同比仅约为3%,今年煤炭消费预计仍将较为旺盛。尽管煤炭“保供稳价”已经开启,但以2020年12月“限电”中“保供稳价”作对比,当时“保供”贡献了约1200万吨动力煤,而这一增量并没有完全弥合缺口,相较于往年12月仍有1300万吨左右的供需缺口,“保供稳价”释放的供给量可能也难以完全扭转短缺局势。煤炭供给不足下,“限电”或仍将延续。

“限电”之下新能源发电往往上涨,而高耗能周期品则多数下跌。历史上,2008年1月-3月、2010年9月-2011年1月和2020年12月也发生过较为严重的全国性“限电”,三次“限电”都与煤炭、火电供需缺口密切相关。回顾三次“限电”中与“限电”密切相关的发电与高耗能用电行业股票市场上的表现,光伏、风电等新能源发电往往表现较优,而高耗能的周期品如铝、钢铁、水泥等则多数表现较弱,即使事后来看这些行业的业绩并未受到影响,甚至有时由于涨价业绩表现更优,但在“限电”期间,政策、需求等的高度不确定性可能还是会驱使一些风险厌恶的投资者暂时离开。

行业配置:拥抱长趋势与确定性。电力短缺或仍将持续较长时间,“限电”力度和节奏、下游需求对价格的敏感度等都有相当高的不确定性,明确的业绩兑现出现前,市场在高耗能周期品上形成共识或较平时更加困难。同时Taper预期下,部分国际大宗商品价格已有所下跌,货币收紧预期下全球大宗商品价格或面临更高不确定性。在当下长趋势与确定性可能是更好的选择。“双碳”、“双控”下,尽管成本端可能有短期扰动,但大力发展清洁能源是大势所趋,相应的配套实施预计也将持续受到拉动,行业配置建议关注光伏、风电、储能、特高压、绿电运营商等。此外,本次“限电”中一部分处于重点能耗压降区域[1]的其他制造业企业或也将受到波及,家电、机械(激光加工设备、锂电设备等)、电子(PCB、被动元件等)、医药(医疗器械、原料药)、化工(氨纶、涤纶等)等的个股密集分布在重点能耗压降区域 ,具有较高的风险性。

风险提示:“限电”影响超出预期,政策超出预期,数据统计存在误差,市场波动超出预期

正文


1.“限电”根源仍在煤炭


8月火电产量显著下滑,数十家企业发布受“限电限产”影响公告。8月火电产量当月同比由7月的5.8%下降至3.2%。此外9月以来,大量A股上市公司集中发布受“限电限产”影响公告,据不完全统计,截止9月30日A股已有近50家企业发布由于受到“限电限产”影响减产甚至停产的公告。

煤价高涨导致电力供应不足可能是主因,能耗“双控”进一步加剧限电限产力度。火电产量不足或是因为煤价高涨。2021年4月以来动力煤价格持续上行,秦皇岛港动力煤价由4月15日的530元/吨上行至9月23日的710元/吨,动力煤价格与火电毛利率、净利率具有显著的负相关关系,煤价大幅上行将严重压低火电利润甚至导致火电企业亏损。以2019年以来煤价数据测算,火电行业对应的盈亏平衡煤价650元/吨(秦港平仓价计),煤价继续上行则火电行业整体可能面临亏损经营,然而煤炭价格在8月中旬已接近650元/吨并在9月突破这一数值、迅速蹿升至710元/吨,这可能是火电产量回落的主要原因。“能耗”双控政策的出台也是限电限产的重要驱动因素。8月12日发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》,9月16日发改委进一步印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》,各省市压降能耗的政策也纷纷出台,整体对工业特别是高耗能行业能耗管理非常严格。但总体来看,一方面“限电”已经不仅限于传统高耗能行业,甚至波及到居民用电,一方面降能耗政策由来已久,在8、9月煤价突破火电盈亏平衡点时进一步强化与煤炭短缺可能也有一定关系,“限电”根源可能仍在煤炭。

“限电”难缓解,周期股仍承压插图


2.煤炭紧缺短期内仍难缓解,“限电”或仍将延续


冬季供暖将至,煤炭需求旺盛。9、10月是冬储煤集中备货时段,11、12月则开始进入供暖期,历年9-12月都是煤炭需求旺季,今年煤炭消费预计也将持续旺盛,9月秦港动力煤平仓价从630元/吨飙升至710元/吨也从侧面印证了这一点。并且,根据美国海洋大气管理局(NOAA)预测,今年冬天发生拉尼娜现象的概率大约是70%-80%,冷冬有较高概率再次来袭,可能会进一步加剧煤炭的需求,2020年也曾出现过拉尼娜现象,冬季耗煤量同比达到6%,而往常年份(2015年以来)平均冬季耗煤量同比仅约为3%。旺盛需求拉动下,年内扭转供给短缺局面可能比较困难。

供给紧缺短期内仍难缓解,“限电”或仍将延续。1-7月数据来看,2021年动力煤供需缺口已高达10069万吨,远远高于2018-2019年2000余万吨的水平。本年度动力煤供需缺口或与动力煤供给不足密切相关,1-7月动力煤消费量上涨4.2%(与2018-2019年相比较为正常),而产量仅上涨2.3%,进口量甚至下跌3.4%。而从产量和进口量贡献来看,本年度产量的减少可能是动力煤短缺更重要的原因,一方面,动力煤产量远高于进口量,另一方面与2018-2019年水平相比动力煤产量/消费量下降约3.25%,而动力煤进口量/消费量则仅下滑约0.4%。当前煤炭“保供稳价”工作已经开启,但扭转如此大的供需缺口可能仍显乏力。以2020年12月“限电”中“保供稳价”做对比,当时“保供”贡献了约1200万吨动力煤(以2020年12月动力煤供给量-2018、2019年12月平均动力煤供给量),这一增量并没有完全弥合缺口,相较于往年12月仍有1300万吨左右的供需缺口,“保供稳价” 释放的供给量可能也难以完全扭转短缺局势。煤炭供给不足下,煤价难有大幅回落,火电供给短缺可能仍将持续较长一段时间,“限电”或仍将延续。

“限电”难缓解,周期股仍承压插图1


3.“限电”之下新能源发电往往上涨,高耗能周期品则多数下跌


“限电”之下新能源发电往往上涨,高耗能周期品则多数下跌。历史上,2008年1月-3月、2010年9月-2011年1月和2020年12月也发生过较为严重的全国性“限电”,并且三次“限电”都与煤炭、火电的供需缺口密切相关。回顾三次“限电”中与“限电”密切相关的发电与高耗能用电行业股票市场上的表现,光伏、风电等新能源发电往往表现较优,而高耗能的周期品如铝、钢铁、水泥等则多数表现较弱。对于高耗能周期品,即使事后来看这些行业的业绩可能并未受到影响,甚至有时由于涨价业绩表现更优,如2008年的纯碱、2010年的水泥,2020年的铝、板材等,但在“限电”期间,政策、需求等的高度不确定性可能还是会驱使一些风险厌恶的投资者暂时离开。

“限电”难缓解,周期股仍承压插图2


4.行业配置:拥抱长趋势与确定性


行业配置:拥抱长趋势与确定性。煤炭供给不足下,电力短缺或仍将持续较长时间,目前来看“限电”的力度和节奏、各地区的执行情况以及下游需求对价格的敏感度等都有相当高的不确定性,在明确的业绩兑现出现之前,市场在高耗能周期品上形成共识或将较平时更加困难。此外,美国Taper预期下部分全球大宗商品价格有一定回调,9月24日-9月28日,LME铜、LME铝分别下跌0.19%、0.59%,货币收紧预期下全球大宗商品价格或面临更高不确定性。

当前长趋势与确定性可能是更好的选择。“双碳”、“双控”下,尽管成本端可能有短期扰动,但大力发展清洁能源是大势所趋,相应的配套实施预计也将持续受到拉动,行业配置建议关注光伏、风电、储能、特高压、绿电运营商等。

此外,本次“限电”除影响传统高耗能周期行业外,严格的“双控”政策下,一部分重点能耗压降区域的其他制造业企业或也将受到波及。家电、机械(激光加工设备、锂电设备等)、电子(PCB、被动元件等)、医药(医疗器械、原料药)、化工(氨纶、涤纶等)等的个股密集分布在青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏、浙江、四川、安徽等重点能耗压降区域(2021年上半年能耗强度、能源总量综指目标均为一级或二级预警的地区),具有较高的风险性。

“限电”难缓解,周期股仍承压插图3

风险提示

“限电”影响超出预期,政策超出预期,数据统计存在误差,市场波动超出预期

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