报告行业投资评级 - 对MCY评级从卖出上调至中性，目标价上调4%至6.05新西兰元/股；对MEL和GNE评级为买入；对CEN评级为中性 [30][31][168] 报告的核心观点 - 市场可能低估新西兰电力零售的长期价值，未来5年家庭电价预计每年增长5%，超过CPI，零售业务占需求约30%，将提升行业盈利能力，特别是MCY和CEN [4] - 预计未来5年零售电价每年增长5%，零售商净回扣（不包括输配电）每年增长3%，但需约5年时间实现正的EBITDA利润率以抵消批发成本上升 [5] - 通过捆绑销售和负荷管理可进一步挖掘零售客户价值，长期来看，MCY和CEN的EBITDA每连接数可能提高60 - 70%，但行业股价上行空间有限 [6] - 新西兰电力公用事业板块年初至今上涨2%，跑赢NZX50指数7%，中期看好MEL的稳健DPS增长和GNE的估值优势 [7] 各部分总结 执行摘要 - 过去35年新西兰家庭电价年均增长3.8%，未来5年零售电价预计每年增长5%，10年恢复到历史正常增长率 [29] - 预计2025财年行业零售业务EBITDA大幅亏损，若要在2030财年实现约5%的EBITDA利润率，未来5年零售大众市场净回扣需每年增长超3% [29] - 政府能源特别工作组的调查虽带来监管关注，但历史上零售商在必要时会理性提价 [29] - MCY和CEN在行业合理提高零售价格时受益最大，MCY定价和规模优势明显，CEN零售服务成本最低 [29] - 捆绑销售和负荷管理是增加零售商客户价值的关键因素，2030财年MCY、CEN、GNE、MEL的非电力业务EBITDA每连接数分别为100、87、85、26新西兰元 [29] - 综合公用事业零售业务通常按约7倍EV/EBITDA估值，MCY零售业务价值最高，其次是CEN、GNE、MEL，MEL和GNE零售业务现值较低，MCY和CEN有一定价值 [29] 新西兰零售电力市场概况 - 新西兰电力市场主要由四家垂直一体化发电零售商主导，占发电市场约90%和大众零售市场约85%份额，零售电力占总消费约三分之一，过去10年基本保持稳定，零售ICP增长稳定在每年约1%，每户消费量逐渐上升 [32] - 发电零售商将零售业务作为应对低批发电价的对冲手段，过去10年零售渠道定价增长与或略低于CPI，净回扣增长与CPI基本一致，C&I渠道增长较快，MCY和GNE在零售市场份额最大，MEL在C&I市场份额最大，CEN正调整客户结构 [37] - 未来新增电力需求主要来自大型商业和工业用户，大众零售市场份额将逐渐压缩 [39] 零售定价困境 - 新西兰家庭年均电费约2400新西兰元，其中约45%为能源和零售商利润，其余为输配电、计量和GST费用，过去10年输配电费用增长滞后于CPI，其他费用近期与CPI基本持平 [42] - 由于内部转移价格不透明、服务成本差异和内部对冲政策不明，难以区分发电和零售业务的真实盈利能力，2017 - 2021财年，终端零售电价平均约126新西兰元/MWh，内部转移价格平均约84新西兰元/MWh，零售商毛利约42新西兰元/MWh，EBITDA约17新西兰元/MWh，自2025财年以来，批发电价上涨120%，导致零售EBITDA亏损 [44] - 2025年4月输配电定价调整，允许回报率提高，电力零售商需应对传递能源和输配电成本、恢复服务成本等压力，同时避免监管和媒体关注 [50] 新西兰零售电价上涨速度 - 从35年长期来看，新西兰家庭电价增长大幅高于CPI（180个基点），若以1991年为基准，当前隐含能源成本约160新西兰元/MWh，与批发价格相近 [51] - 历史上，媒体或监管压力时期及其他可比地区，电价在相关时期及之后通常上涨，表明新西兰零售商定价受经济服务成本影响，而非政府或媒体干扰 [57] - 预计未来5年输配电费用每年增长10%，10年增长5%，若家庭电价按历史趋势增长，未来5年电费其他部分价格将每年下降1% [61] - 预计2025 - 2027年家庭电价同比增长6%、9%、7%，2032年后降至CPI水平（约2%），未来10年家庭电价年均增长约3.8%，能源和零售利润部分（净回扣）年均增长约2.8% [62][63][68] - 预计未来10年家庭电价从约360新西兰元/MWh增至约515新西兰元/MWh，前5年复合年增长率约5%（净回扣约3%），后5年约2%（净回扣约2%） [73] 行业利润率变化 - 零售毛利率可通过内部转移价格（ITP）或市场购买价格（LWAP）计算，能源特别工作组提议运营商公开内部转移价格和内部对冲合同信息 [81] - 零售市场“真实”毛利率波动大且大多无利可图，内部转移价格通常是现货价格和1 - 3年ASX期货价格的函数，预计未来4年行业零售毛利率受抑，2030财年回升 [88] - 按运营商分析，预计2030财年MCY的电力零售毛利率最高，为49新西兰元/MWh，其次是CEN（44新西兰元/MWh）、GNE（41新西兰元/MWh）、MEL（40新西兰元/MWh），目前各运营商服务成本差异不大，CEN最低，GNE和MCY最高，预计所有运营商到2030财年实现正的EBITDA利润率，仅MCY和CEN能达到约5%的目标 [99] 运营商零售业务竞争策略 - 运营商通过捆绑销售和负荷管理挖掘零售客户价值，捆绑销售包括移动宽带、天然气、LPG等，负荷管理包括分时电价、热水负荷控制、电动汽车充电等 [104] - 从Powerswitch网站数据看，GNE电价最便宜，Nova最贵，MEL的Powershop品牌更便宜，CEN、MEL和MCY定价相近，分时电价计划比非分时电价计划便宜约5%，GNE的捆绑天然气和电力计划折扣最大 [105][108] - 目前MCY和CEN的电信和移动捆绑业务占电力用户比例分别从25%和18%升至29%和26%，预计电信和宽带业务EBITDA每客户约105 - 150新西兰元/年，利润率约12 - 15% [112] - MCY、CEN和GNE提供天然气服务，GNE市场份额最大，天然气毛利率波动大，2024财年健康，2025年上半年压缩，长期来看，2027财年及以后零售天然气毛利率约13%，每客户约150 - 170新西兰元/年 [113] - CEN、MEL的Powershop品牌和Flick提供分时电价服务，若50%的居民用户采用负荷转移计划，20%的电力转移，可调整峰值电力需求约530GW，预计高峰批发电价降低约14%，低谷电价上涨约7%，CEN每连接EBITDA受益约10新西兰元，MEL的Powershop品牌约5新西兰元 [120][121] - 四大发电零售商均参与住宅热水系统负荷控制，预计到2030年普及率达30%，可减少高峰负荷160MW，转移负荷380MW至低谷，预计高峰电价降低约5%，每客户每年回购价格降低约15新西兰元，MCY和GNE受益最大 [128][130][131] - 截至2025年3月，新西兰电动汽车占轻型车队约1.8%，新车销售约7%，GNE和MEL拥有和运营充电站，政府计划到2030年建设10000个充电站并提供补贴，MEL、CEN和GNE提供电动汽车优惠计划，预计到2030年电动汽车普及率达9%，GNE和MEL每客户每年受益分别约8新西兰元和5新西兰元 [133][134][137] 零售业务隐含价值 - 综合各项分析，MCY和CEN的长期（2035财年）EBITDA每连接数分别可达约270新西兰元和近250新西兰元，是MEL的两倍多 [140] - 历史交易和全球股票分析显示，电力零售业务EV/EBITDA倍数约7.1倍，预计2035财年MCY零售业务企业价值约11亿新西兰元，MEL约3亿新西兰元，考虑未来10年亏损，MEL和GNE零售业务现值低，MCY和CEN分别约3亿和2亿新西兰元 [147][149] 估值和盈利变化 - 报告对零售净回扣、LWAP定价和近期盈利预测进行调整，因全国水文条件不佳和天然气成本上升，多数运营商近期盈利下调 [155] - 以目标股息收益率和股息贴现模型进行估值 [177]