火电走出 至暗时刻

杜鹏

火电股迸发出了耀眼的“火花”。

随着煤电工作会议的召开，在控制电煤价格的政策基调之下，火电板块整体表现抢眼。

火电包括煤电、气电和油电，中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋导致煤电长期以来一直占据中国电源结构的核心地位。2017年，中国煤电装机量为10.2亿千瓦，占装机总量的58%，此外，水电占19%、气电占5%、并网风电占9%、并网太阳能占7%、核电占2%。而从发电量来看，煤电全年为42000亿千瓦时，占比更是高达67%。

成本高、穩定性差是清洁能源发电痛点，煤电未来仍将长期占据电力供应的核心地位。

上网电量、上网电价和煤炭价格是影响火电企业业绩的三大因素。火电企业的盈利主要取决于其营业收入和营业成本两大核心因素，而能够影响营业收入的因素包括上网电量和上网电价，影响营业成本的最核心因素就是煤炭价格。因此，上网电量、上网电价和煤炭价格是影响火电企业业绩的三大主要因素。

2016年年初以来，随着煤炭价格的大幅上涨，以及供需关系的失衡，整个火电行业业绩连续两年遭受重创，尤其2017年年不少上市公司出现大幅度亏损。

不过，历经两年调整之后，积极因素开始出现：火电利用小时数从2017年年初开始见底回升，已经连续14个月保持增长态势;煤电价格自2017年3月创下本轮新高之后开始回落，尤其2018年一季度同比回落明显。

2018年一季度，火电行业业绩同比、环比均改善明显，火电盈利能力逐步回升的拐点正式确立，火电走出至暗时刻。长期来看，在煤价逐步回归合理区间以及电价、供需共同向好的推动下，此轮火电向好的周期有望持续1-3年。

利用小时数见底回升

2011年之前，中国用电量增速较快，除2008年和2009年均保持在10%以上增速，随着中国进入经济转型时期，从2012年开始，全社会用电量增速持续下滑，2015年增速更是下滑至低点0.5%。

而在此期间，火电装机容量却是快速增长。将表1和表2对比可以发现，在2011-2016年期间，除了2013年以外，其余年份的火电装机容量增速均显著高于全社会用电量增速。尤其2015年最为明显，当年火电装机容量同比增长7.84%，而全社会用电量仅同比增长0.52%。直到2017年，两者之间的关系才开始出现逆转。

供应量增速明显高于需求水平，导致火力发电设备平均利用小时逐年降低。

发电设备的利用小时数是反映发电设备生产能力利用程度的指标。利用小时数越高，说明设备的使用越充分，每度电中摊销的固定资产投资越低。

2011-2017年，火电设备利用小时数分别为5294小时、4965小时、5012小时、4706小时、4329小时、4165小时、4209小时。数据显示，自2011年之后，火电设备利用小时数一路走低，尤其2016年同比降低164个小时，创下新低，直到2017年才有所好转。火电设备的利用率持续低迷，反映电力供需格局仍然宽松。

火电供大于求成为常态，供给侧改革势在必行。

2016年年初以来，控制火电产能的政策文件开始密集下发。

2016年2月，国家能源局局长努尔·白克力在能源局全面深化改革领导小组会议上表示，严格控制煤电新开工规模，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。

2016年10月，国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，要求放缓煤电建设核准步伐。

2017年1月，能源局陆续发布各省“十三五”煤电控产能具体方案，广东、山东、新疆、内蒙、山西、河南、甘肃、宁夏、陕西、青海、广西十一省详细方案出台，这十一省煤电缓建装机容量合计达到1亿千瓦，共涉及83个煤电项目需停建或者缓建。

2017年8月，国家发改委等16个部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。

2017年，《政府工作报告》中则首次将“去产能”范围扩大到煤电领域，规定2017年淘汰、停、缓建煤电产能5000万千瓦以上，2018年的报告中这一目标则为淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组。

2018年年初的全国能源工作会议再度提出聚焦煤电和煤炭，要求大力化解煤电过剩产能。

政府对于火电去产能规划明确，政策高压将在“十三五”期间持续。《电力发展“十三五”规划》要求“到2020年年末，煤电投产规模不超过11亿千瓦”，截至2017年年末，煤电装机量为10.2亿千瓦，那么由此计算，未来3年新增煤电空间只有0.8亿千瓦，未来3年煤电装机量年复合增速在3.3%以下。

从政策效果来看，煤电去产能颇具成效。2017年，全国主要火电企业电源工程投资大幅缩减，共完成投资不到700亿元，同比下降27%。全国重点14个省市自治区在2017年共去煤电落后产能775.9万千瓦，超额完成国家煤电去产能目标，其中，山东、贵州、河南淘汰产能均超过100万千瓦。

在火电项目核准方面，据BHI统计，2017年共计核准规模以上机组23台，装机1505万千瓦，较2016年、2015年均大幅下滑。

在煤电去产能大背景之下，如表2所示，2017年，火电装机容量同比增幅只有4.95%，创下至少近20年以来新低。而在需求端，2017年全社会用电量同比增速达到6.57%，高于前者。

供需关系的此消彼长，使火电设备利用小时数，终于在2017年结束了长达5年的下滑态势，开始见底回升。2017年，火电设备利用小时数相比2016年增加了44个小时。

从月度数据来看，火电设备利用小时数从2017年2月开始见底回升，已经连续14个月保持同比增长态势。尤其是进入2018年以后，呈现加速增长态势，2月、3月、4月，火电设备利用小时数同比分别增加51小时、52小时、69小时，呈现向好态势。

这与全社会用电量的加速增长有关。Wind资讯显示，2018年2月-4月，全社会用电量同比增速分别为13.25%、9.83%、9.32%，不仅显著超过2017年增速水平，而且还创下近年来的增速新高。在供给端严控产能以及需求端加速增长的格局下，火电设备利用小时数预计能够继续保持回升态势。

发电量=发电设备容量×利用小时数。火电利用小时数的持续回升，不仅能够直接增加发电量，同时还可以降低度电固定成本。

据国金证券测算，如果机组利用小时数增加100小时，火电行业内主要上市公司大唐发电（601991.SH）、内蒙发电（600863.SH）、华电国际（600027.SH）、上海电力（600021.SH）、华能国际（600011.SH）、建投能源（000600.SZ）、国电电力（600795.SH），可以分别增加当年净利润3.48亿元、1.32亿元、4.47亿元、1.21亿元、8.21亿元、0.93亿元、3.19亿元，业绩弹性分别为28.38%、16.82%、8.63%、7.7%、7.34%、6.17%、4.36%。

煤价回落

煤炭是火电企业的最主要成本。

中国的火电企业成本主要包括燃料费用、日常运营费用（水费、材料费、人工等）、折旧费和期间费用。其中燃料费用是火电企业最主要的成本，占比可达到60%-70%，可见煤炭价格的波动对火电企业的业绩水平具有较大影响。

2015年，煤炭价格持续走下坡路，在当年年底达到了最低点，全年环渤海动力煤平均价格仅为420元左右，较上年度均价下降 19%。当年中信火电板块所有公司2015年实现归母净利润643.28亿元，达到了火电行业的业绩顶峰。

进入2016年以后，受供给侧改革和房地产销售火爆等影响，煤炭价格出现了大幅上涨的情况，2016年全年，环渤海动力煤（Q5500K）上涨59.8%。其中，2017年3月22日，环渤海动力煤价格指数达到606元/吨的高点，较2016年年初上涨63.34%。2017年3月是当年煤炭价格的高峰期，基本维持在590元/吨以上，目前价格已有所回落，维持约572元/吨的水平。

根据测算，煤炭价格为540元/吨左右是当前火电企业的盈亏平衡点，而2017年全年，环渤海动力煤平均价格为585.31元/吨，意味着2017年不少火电企业处于亏损状态。

据统计，在29家火电主要上市公司中，2016年只有一家亏损，2017出现亏损的公司扩大至7家，主要分布在东北、山西、山东和湖南。净利率低于-10%的公司有漳泽电力（000767.SZ）、新能泰山（000720.SZ）、华银电力（600744.SH）、金山股份（600396.SH）和华电能源（600726.SH），分别为-21.4%、-20.6%、-16.3%、-14.2%、-13.3%。

从整个行业业绩变动情况来看，2017年，火电行业上市公司归母净利润124.8亿元，同比减少65.1%;扣非凈利润81.4亿元，同比下滑78.6%。与2016年相比，火电毛利率下降9.4个百分点至12.3%;净利率减少6.8个百分点至 2.4%。

这主要是受到高煤价拖累所致，对此，国家开始出手抑制煤价。

2017年1月，国家发改委与中煤协、中电联、中钢协签订了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》（下称“《备忘录》”），明确规定，未来5年在煤炭综合成本的基础上，以年度为周期，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为基础，建立价格异常波动预警机制，将动力煤具体划分为绿色区域、蓝色区域和红色区域三种情况。

《备忘录》明确了煤价的合理区间，用政策手段调节上游产量的释放，防止煤价在未来出现大幅跳涨的情况，有望使煤价运行在合理区间。

2017年11月，国家发改委下发《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，明确要求2018年中长期合同数量应达到自有资源或采购量的 75%以上，全年合同履约不低于90%，长协合同量的增长有助于稳定煤炭价格。2018年1月11日，新成立的国家能源集团在北京举行煤炭三年长协签约仪式，将过往的年度合同进一步延长至三年，定价方式与定价基数不变。长协量价红线的划定和煤炭三年长协的签订均有助于平抑未来煤价波动。

政策效果开始显现，煤炭价格在2017年3月达到峰值后开始有所回落，并在2017年8月初至今相对保持稳定，尤其是在2018年一季度，煤价同比回落明显。根据Wind资讯，2018年一季度，环渤海动力煤平均价格为575元/吨，相比2017年同期下降了18元/吨。

不过，在2018年4月下旬之后，受整体日耗抬升及进口煤政策边际收紧影响，国内动力煤价格有所反弹，秦皇岛Q5500K动力煤价格从4月18日564元/吨的低点上涨了近100元/吨，达到652元/吨。

这引起了有关部门的高度重视。据报道：“政府相关管理部门5月21日下午召开煤电工作会议，主要讨论控制电煤价格，要求各方执行相关措施，力争在6月10号前将5500大卡北方港平仓价引导到570元/吨以内。”

2018年5月22日，国家发改委和国家市场监管总局公布煤炭市场违法违规行为举报方式，规范煤炭市场秩序，保障上下游企业合法权益。

自年初以来，国家层面调控煤价的力度非常坚决，而保证煤价于合理区间内平稳运行，对于保障国家能源安全具有非常重要的意义。因此，煤炭保供政策有望在全年得到贯彻执行，确保煤价回归合理区间。

煤价短期看政策，中长期还是要看供需关系。

《煤炭工业发展“十三五”规划》提出 “十三五”期间化解淘汰过剩落后煤炭年产能8亿吨目标。目前来看，2016年和2017年煤炭去产能目标均超额完成，两年合计退出产能5.4亿吨。2018年《政府工作报告》中指出将继续退出煤炭产能1.5亿吨。若2018年目标完成，则2016-2018年三年总计退出煤炭产能6.9亿吨，也即是说，剩下的2019年和2020年两年只需解决1.1亿吨退出产能，压力大大减小。

就2018年而言，去產能与产能置换将同步进行，但考虑到新产能投放有一定滞后性，2018年前半年煤炭供需面仍然偏紧，后半年将有所缓解，国金证券预计2018年动力煤价格将高位缓降。

所谓“产能置换”，是指通过市场化手段，淘汰落后产能，实现产业升级。通过产能置换，2017年煤炭行业1.5亿吨的去产能年度目标任务已超额完成，未来新增产能投放节奏有望加快。目前已有3.8亿吨煤炭产能获得发改委批复，有望于2018年投产，其中新增产能约2亿吨。2018年2月发布的产能置换新政支持一级安全生产标准化煤矿、优化生产系统煤矿、煤电联营煤矿、与煤炭调入地区签订中长期合同煤矿增加优质产能。这些煤矿若符合相应规定，所需产能置换指标折算比例可提高至130%-300%不等。此举将进一步加速推动大型优质煤矿释放产能，有利于增加动力煤的供应，令煤价回落至合理区间。

从中长期来看，长江证券判，断随着国家政策持续引导煤炭优质产能释放，煤炭供需关系或将得到改善，2018-2020年煤炭价格有望进入下行通道。

在低毛利率状态下，相比利用小时数，煤价对火电企业业绩的弹性更大。据光大证券测算，利用小时数变动1%对毛利的影响是3%，煤价变动1%对毛利的影响是7%。如表6所示，按照光大证券的统计，煤价下行，火电公司盈利弹性最大的是华能国际和华电国际。

电价难上调

为了缓解煤电价格矛盾，国家在2004年开始实行煤电价格联动政策。

煤电价格联动政策的主要内容，是在煤炭市场化定价而电力政府定价的大环境下，为促进煤炭和电力行业的全面协调发展，按照燃煤发电上网电价与煤炭价格联动、销售电价与上网电价联动的机制，调整燃煤发电上网电价和销售电价，以缓解发电企业煤炭成本和电价之间的矛盾。

煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004年-2011年曾连续7次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013年以来，电煤价格持续走低，又连续4次下调上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱。

2015年年底，国家发改委进一步完善了煤电价格联动机制。完善后的煤电价格联动机制规定，依据向社会公布的中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算煤电标杆上网电价，每期电煤价格按照上一年11月至当年10月电煤价格平均数确定。

2016年，煤炭价格大幅上涨，市场纷纷预期煤电上网电价将于2017年年初上调，然而却未能实现。

2017年1月4日，国家发改委表示，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。然而联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。

2017年6月16日，国家发改委印发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（发改价格[2017]1152号），拟自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。

自通知发布之后，多省份纷纷上调燃煤发电上网电价。据不完全统计发现，此次各省燃煤标杆电价，上调幅度在0.14分/千瓦时-2.28分/千瓦时。而相比2016年年初，2017年环渤海动力煤（Q5500K）吨平均价格上涨了250元到300元，折算到平均每度電的成本上涨了6到7分钱。因此，此次调价相比大幅上涨的煤价而言，属于杯水车薪。

根据煤电联动公式计算，2018年，煤电机组上网电价有每千瓦时3.57分钱的上调空间，但该政策细则的出台及落实程度仍有待观察。

在中国，用户最终购买电的价格，即销售电价=上网电价（电网企业向发电企业购电的价格）+输配电价+输配电损耗+政府性基金及附加。2018年政府工作会议要求一般工商业电价降10%，并降低电网收费和输配电价格。可见，政府由于担忧增加实体经济负担以及通胀上行，大概率不会主动提高终端销售电价。

总体而言，在销售电价趋降的形势下，火电上网电价维稳和提高空间有限，不能对煤电上网电价上调抱有太大期望。

业绩拐点

从业绩上来看，主要受煤价同比回落影响，再叠加利用小时数的持续回升和2017年7月上网电价的小幅上调，2018年一季度火电行业业绩实现明显改善。

据统计，2018年一季度，火电行业内上市公司实现收入1797.6亿元，同比增加17.4%，环比增长0.2%;归属母公司净利润62.7亿元，同比提高 50.8%，环比增长414.9%;扣非净利润 54.3亿元，同比上升58.9%，环比提高230.3%;毛利率同比、环比分别上升1.1个百分点、1.5个百分点至 12.9%;净利率同比、环比分别提升1.1个百分点、5.8 个百分点达到4.4%。

在30家火电上市公司中，有17家已经在2018年实现净利润正增长。其中，以华能国际和华电国际为代表的行业龙头，更是实现了同比大幅增加，2018年一季度净利润同比增速分别达到86.96%、5707.04%，扭转了过去几个季度净利润连续下降的趋势，业绩拐点趋势明显。

在火电上网电价维持相对稳定的状态下，当前火电业绩的弹性主要取决于煤价回落和利用小时数的回升。其中，又以煤价变动 对火电业绩的弹性最大，在国泰君安看来，在煤价逐步回归合理区间以及电价、供需共同想好的推动下，此轮火电向好的周期有望持续1-3 年。

具体到个股方面，投资者应该优先选择对煤价弹性最大的火电上市公司。对煤价弹性最大的上市公司是华能国际和华电国际，按照煤价下降20元/吨测算，两者的净利润增量，相对2017年全年净利润的增幅分别为68.09%、129.57%。

值得注意的是，这两家上市公司均在A股和港股同时挂牌上市。从估值上来看，港股优势明显。按照5月29日收盘价计算，华能国际、华能国际电力股份（00902.HK）的PB分别为1.4倍、0.95倍，华电国际、华电国际电力股份（01071.HK）的PB分别为0.95倍、0.69倍。

很显然，港股挂牌上市的华能国际电力股份、华电国际电力股份，或是本轮火电拐点行情中最佳的选择。