一、火電經(jīng)濟性優(yōu)勢明顯 仍是我國主力電源

2017 年前三季度，國家繼續(xù)防范化解煤電過剩產(chǎn)能風(fēng)險，煤電投資同比下降 30.5%。在電力消費需求較快增長、水電欠發(fā)等 因素拉動下，全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量同比增長 6.3%。火電設(shè)備平均利用小時 3,117 小時，同比提高 46 小時，其中， 煤電 3,197 小時、同比提高 48 小時。 電煤價格維持高位運行。截至 9 月底，今年已發(fā)布的 37 期環(huán)渤海煤價指數(shù)中，共有 35 期超過 570 元/噸的“綠色區(qū)間”上限， 港口 5,500 大卡動力煤現(xiàn)貨價格絕大多數(shù)時間處于 600 元/噸以上的“紅色區(qū)間”運行。煤電企業(yè)成本快速上漲，持續(xù)整體虧 損，企業(yè)效益大幅下滑。 分省來看，前三季度，全國火電新增裝機主要集中在山東、浙江、新疆、內(nèi)蒙、福建等省份;江蘇、山東、河北、寧夏、海 南、陜西等省份利用小時數(shù)排名靠前;山東、江蘇、內(nèi)蒙、廣東、河南等省份火電發(fā)電量位居前列。可以看出，華北區(qū)域火 電供需平衡稍緊，華中區(qū)域電力供需基本平衡，華東和南方區(qū)域電力供需平衡有余，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多。

2017 年前三季度分省火電新增裝機及增速(吉瓦，%)

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2016-2017 年前三季度分省火電累計利用小時數(shù)及增速(小時，%)

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2017 年前三季度分省火電累計發(fā)電量及增速(億千瓦時，%)

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2017 年 7 月國家取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，將國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶 持基金征收標(biāo)準(zhǔn)各降低 25%之后，目前全國燃煤機組平均標(biāo)桿上網(wǎng)電價約為 0.3738 元/千瓦時，仍然低于我國其他發(fā)電形式 的平均上網(wǎng)電價，煤電經(jīng)濟性優(yōu)勢明顯。此外，根據(jù)我國《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，雖然到 2020 年，我國煤電裝機比重 將從 59%下降至 55%，但是煤電作為我國發(fā)電的主力電源這一基本事實不變。

不同發(fā)電形式的上網(wǎng)電價比較(元/千瓦時)

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二、電煤價格高企 煤電企業(yè)持續(xù)虧損

在煤電企業(yè)生產(chǎn)成本中，燃料成本一般占 60%~70%，煤電企業(yè)的盈利狀況與煤價的周期性波動密切相關(guān)。2016 年以來，煤 炭價格回升，尤其是 2016 年四季度以來，煤價快速上漲，煤炭行業(yè)利潤呈恢復(fù)性增長。2017 年，隨著需求改善、去產(chǎn)能繼 續(xù)推進，以及主動補庫存周期對價格的支撐，我們預(yù)計 2018 年煤炭價格將全年保持高位震蕩態(tài)勢。

秦皇島動力煤價格(元/噸)

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神華下水動力煤長協(xié)價 VS 現(xiàn)貨價(元/噸)

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受煤價上漲影響，煤電企業(yè)成本大幅上揚，煤電板塊利潤也大幅下降。可以看到，2016 年全國火電行業(yè)凈利潤較 2015 年減 少了 200 多億元，增速持續(xù)下行，毛利率、凈利率、ROE 等指標(biāo)都大幅下滑。總市值排名前十位的火電上市公司，歸母凈利 潤增長率均值為-54%，企業(yè)盈利負(fù)擔(dān)加重。

火電行業(yè)營業(yè)收入及增長率(億元，%)

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火電行業(yè)凈利潤及增長率(億元，%)

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火電行業(yè)毛利率及凈利率(%)

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火電行業(yè) ROA 及 ROE(%)

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2018 年，煤炭供需將維持緊平衡態(tài)勢，我們預(yù)計煤炭價格中位與 2017 年持平。此外，根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于推進 2018 年 煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》，要求 2018 年下水煤基準(zhǔn)價仍按不高于 2017 年度水平執(zhí)行，通知還要求中央和各省 區(qū)市及其他規(guī)模以上煤炭、發(fā)電企業(yè)集團簽訂的中長期合同數(shù)量，應(yīng)達(dá)到自有資源量或采購量的 75%以上。2017 年 11 月 21 日-23 日，在全國煤炭交易會上，44 家煤炭供需企業(yè)共簽訂中長期合同量 1.3 億噸，基準(zhǔn)價及調(diào)價機制仍然按照 2017 年 535 元/噸執(zhí)行。神華的年度合同價格通常比現(xiàn)貨價格低 10%-20%，月度合同價格比現(xiàn)貨低 1%左右，這一政策的執(zhí)行意味著 2018 年煤電廠的煤炭成本或?qū)⒌陀?2017 年，利好電廠盈利。

三、煤電供給側(cè)改革增加利用小時數(shù)

火電發(fā)電量主要由火電機組裝機量和利用小時數(shù)決定。近年來，我國用電增速大幅放緩，火電利用小時數(shù)逐年降低，而煤電 規(guī)劃建設(shè)規(guī)模遠(yuǎn)大于用電需求。 比較 2015-2017 年 1-10 月的數(shù)據(jù)，可以看出，2017 上半年，尤其是 4-7 月，全國火電新增裝機容量較前兩年大幅下滑，8 月以后逐漸開始回升，高于 2016 年同期水平，但較 2015 年仍有很大差距。火電平均利用小時數(shù)，2017 年 1~10 月累計為 3,431 小時，較 2016 年同期漲幅為 0.76%，但較 2015 年同期下降了 3.7%。

2015-2017 年全國火電平均利用小時數(shù)(小時)

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2015-2017 年全國火電新增裝機容量(萬千瓦)

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四、煤電去產(chǎn)能將延續(xù)，裝機規(guī)模增長空間有限

2017 年政府工作報告中，首次提出將去產(chǎn)能范圍首次擴大到煤電領(lǐng)域。2017 年 8 月，國家發(fā)改委、財政部等 16 部委聯(lián)合印 發(fā)《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革防范化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》，提出化解煤電產(chǎn)能過剩、支持煤電整合等政策。煤電去 產(chǎn)能具體要求“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產(chǎn)能 1.5 億千瓦，淘汰落后產(chǎn)能 0.2 億千瓦以上。 一年內(nèi)政府接連兩次發(fā)文強調(diào)煤電去產(chǎn)能，可以看出煤電去產(chǎn)能將在“十三五”期間延續(xù)高壓態(tài)勢。2016 年底，全國煤電裝 機 9.5 億千瓦，要在 2020 年煤電裝機控制在 11 億千瓦以內(nèi)，我們預(yù)計 2017-2020 年煤電裝機增速將會保持低位，年均復(fù)合 增速約在 3.5%，每年約新增裝機 0.33~0.37 億千瓦，達(dá)到 2020 年煤電裝機控制在 11 億千瓦以內(nèi)的要求。

全國煤電裝機增量預(yù)測(億千瓦)

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五、煤電利用程度將平緩提升

發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)是發(fā)電廠發(fā)電設(shè)備利用程度的指標(biāo)。以 5,500 小時的火電盈虧平衡點測算，2017 年全國火電平均利 用小時數(shù)約為 4,062，火電過剩 26%。 2017 年，全社會用電量有所回升，1~10 月增速都超過了 6%。按照我們對全社會用電量的預(yù)測，2017-2020 年，全社會用電 量增速在 5%~7%之間。

全社會用電量累計增速(%)

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全社會用電量的回暖對火電利用小時數(shù)的提升形成利好，但是火電利用小時數(shù)的變化幅度還受特高壓通道建成、清潔能源消 納擠占等外部因素影響。 大批量特高壓通道的建成利好火電利用小時數(shù)提升。我國 76%的煤炭資源集中于北部和西北部地區(qū)，但是 70%的能源需求卻 位于中東部地區(qū)，煤電就地消納較為困難，需要將煤遠(yuǎn)距離輸送至負(fù)荷中心再生產(chǎn)電能，加重中東部地區(qū)的環(huán)境負(fù)擔(dān)。截至 2017 年 11 月，國家電網(wǎng)已投產(chǎn)山西-江蘇、錫盟-江蘇特高壓工程，此外，2017~2018 年，上海廟-山東、陜北-武漢、準(zhǔn)東- 皖南等特高壓工程將陸續(xù)投運，為富煤省份火電外送提供了更多重要通道，這對于火電多發(fā)和利用率上升具有正向激勵作用。 2018 年建成的特高壓通道，將為火電外送提供 50 吉瓦的容量。

2018 年水電等清潔能源發(fā)電擠占火電利用空間。2017 年 1-10 月份，全國水電設(shè)備平均利用小時為 3,024 小時，比上年同期 降低 44 小時，2017 年來水總體偏枯。根據(jù) 2017 年 11 月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《解決棄水棄風(fēng)棄光問題實施方案》，云 南、四川水能利用率將力爭達(dá)到 90%左右，并到 2020 年有效解決棄水棄風(fēng)棄光問題。國家政策要求保證水電的充分消納， 再加上近年來對清潔能源發(fā)電的傾斜，那么火電利用空間必然受到擠占。 結(jié)合以上情況，我們預(yù)計火電發(fā)電量將穩(wěn)步增長，2020 年火電發(fā)電量將由 2017 年的 4.5 萬億千瓦時達(dá)到 2020 年的 4.7 萬億 千瓦時，增速年均增速 1.8%。

全國火電發(fā)電量預(yù)測(億千瓦時，%)

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六、2018 年燃煤上網(wǎng)電價將上漲 1~2 分/千瓦時

在煤價持續(xù)高位、煤電過剩等多重矛盾下，煤電企業(yè)經(jīng)營持續(xù)虧損，煤電行業(yè)經(jīng)營遭遇嚴(yán)峻困難和挑戰(zhàn)。若后續(xù)上網(wǎng)電價不 實現(xiàn)上漲，則煤電企業(yè)經(jīng)營形勢難以有效改觀。由于 2017 年電煤價格居高不下。

燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的變動主要來自于煤電聯(lián)動機制。2015 年 12 月 31 日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于《完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān) 事項的通知》。根據(jù)要求，如果 2018 年 1 月 1 日要觸發(fā)煤電聯(lián)動機制、實現(xiàn)煤電聯(lián)動調(diào)整，2017 年全年平均的煤電價格指數(shù) 與 2014 年基準(zhǔn)煤價必須相差 30 元(含)以上。 每期電煤價格按照上一年 11 月至當(dāng)年 10 月電煤價格平均數(shù)確定。2016 年 11 月至 2017 年 10 月，全國平均電煤價格為 514.94 元/噸，與 2014 年基準(zhǔn)價格 444.44 元/噸相比，相差為 70.5 元/噸。

中國電煤價格指數(shù)(克/千瓦時)

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