火電：一季度迎來業(yè)績反彈，火電行業(yè)恢復(fù)活力

現(xiàn)狀：受電價上調(diào)影響，火電一季度業(yè)績反彈 2018 年 1-4 月，受年初氣溫較低及實體經(jīng)濟(jì)相對景氣的影響，火電發(fā)電量增速較快，火電發(fā)電量 1.60 萬億千瓦時，同比增長 7.1%。火電裝機(jī)容量 11.0 億千瓦、同比增長 3.7%，增速同比降低 1.2 個百分點(diǎn)。新增火電裝機(jī)占新增總裝機(jī)的 30%，較上年同期減少 9 個百分點(diǎn)，嚴(yán)格控制煤電新增規(guī)模政策效果明顯。火電設(shè)備平均利用小時 1426 小時，同比提高 69 小時。

2018 年一季度，受到經(jīng)濟(jì)形勢向好及 2017 年下半年上網(wǎng)電價上調(diào)等因素影響，一季度火電行業(yè)業(yè)績明顯改善。火電行業(yè)實現(xiàn)收入 1806.01 億元，同比增加 17.13%;歸母凈利潤 73.93 億元，同比提高 49.62%;毛利率 14.84%，同比上升 1.01 個百分點(diǎn);凈利率 5.5%，同比提升 1.28 個百分點(diǎn)。火電行業(yè)恢復(fù)活力，優(yōu)質(zhì)的現(xiàn)金流帶來分紅率的提升。

收入：裝機(jī)容量增長有限，利用小時數(shù)仍有較大提升空間

2018 年 1-4 月份全社會累計用電量 21094 億千瓦時，同比增長 9.32%，增速同比提高 2.64 個百分點(diǎn)，用電量增速較快。根據(jù)《2018 年能源工作指導(dǎo)意見》指示，我國電力增量需求更多的將由可再生能源提供。但可再生能源目前仍處于發(fā)展階段，難以滿足不斷增加的電力需求。因此，目前火電仍然承擔(dān)電量支撐的角色。根據(jù)我國《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到 2020 年力爭將煤電裝機(jī)控制在 11 億千瓦以內(nèi)，占比降至約 55%，火電裝機(jī)容量增長有限。我們認(rèn)為火電未來利用小時數(shù)會有短期增長，火電行業(yè)將恢復(fù)活力。

收入：上網(wǎng)電價上調(diào)空間有限，成本傳導(dǎo)依靠市場電價

17 年 6 月發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》，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，7 月起燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價由 0.3644 元/度上調(diào)至 0.3738 元/度，促進(jìn)一季度火電行業(yè)盈利反彈。 18 年 4 月，國家發(fā)改委官網(wǎng)對外發(fā)布了《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項的通知》，決定分兩批實施降價措施，落實一般工商業(yè)電價平均下降 10%的目標(biāo)要求，進(jìn)一步優(yōu)化營商環(huán)境。4 月 19 日，第一批一般工商業(yè)電價降價措施涉及降價金額 430 億元，可降低一般工商業(yè)電價每千瓦時 4.3 分。5 月 16 日，發(fā)布第二批降價措施，降幅 2.16 分/千瓦時，至此，累計降幅約 7%。整體來看，本次降低一般工商業(yè)用電價格對輕工業(yè)企業(yè)和商業(yè)用戶是利好影響。從宏觀來看，本次降電價加快競爭性電力市場建設(shè)，促進(jìn)電煤價格由市場形成。對用電需求端來說，隨著一般工商業(yè)終端用電價格下降，用能成本將會下降，企業(yè)效益會相對提高，可能帶動用電量和發(fā)電耗煤量增加。對發(fā)電側(cè)來說，此次新政策追求直接降低銷售電價，發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價未做調(diào)整，對發(fā)電企業(yè)的影響是中性的。目前已有 21 個省市發(fā)布下調(diào)一般工商業(yè)電價文件，湖南省一般工商業(yè)目錄電價下降 2.7 分/千瓦時，江蘇省一般工商業(yè)目錄電價下調(diào) 2.29 分/千瓦時，湖北省一般工商業(yè)目錄電價下降 2.5 分/千瓦時。此舉措降價成本主要由電網(wǎng)公司承擔(dān)，意味著政府已將電網(wǎng)騰出的電價空間讓渡給用電側(cè)，而上網(wǎng)電價上調(diào)空間由于失去支撐幾乎為零。

我們認(rèn)為，如未來煤價沒有進(jìn)一步大幅度提升的可能，上網(wǎng)電價上調(diào)可能性很小。

在煤電聯(lián)動無法啟動的情況下，電力企業(yè)則會通過減小市場化交易電價降幅的方式消化上漲煤價，達(dá)到提升營業(yè)收入的效果。中電聯(lián)《2018 年一季度全國電力市場交易信息簡要分析》指出，2017 年以來，隨著煤炭市場價格波動上升以及發(fā)電市場競爭的理性回歸，煤電市場化交易電價呈緩步回升趨勢。2018 年 1 季度，煤電市場化交易平均電價為 0.3307 元/千瓦時，同比回升 5.9%。

成本：一季度煤價大幅下跌，火電虧損有所改善

我國發(fā)電機(jī)組中約 70%為燃煤機(jī)組，發(fā)電成本中燃料成本占 70%左右，煤價變化對電價影響較大。2017 年以來，煤價高位震蕩。2018 年以來，先是一季度煤價大幅下跌，4 月 18 日秦皇島 5500 大卡煤價 564 元/噸，較年初的 703 元/噸下降 139 元 /噸，煤價下跌利好火電企業(yè)，一季度火電企業(yè)業(yè)績明顯改善。之后 4 月下旬動力煤價格持續(xù)上漲并于 5 月 22 日達(dá)到最高價：秦皇島 5500 大卡煤價 652 元/噸。電力股本具備均衡、穩(wěn)定回報的公共事業(yè)屬性，但為穩(wěn)定我國能源成本，長期出現(xiàn)周期性特征。為了維持電力股本的公共事業(yè)屬性，國家將會在之后彌補(bǔ)電力企業(yè)的虧損。以煤價為例，在 2017 年煤價上漲之后，7 月國家調(diào)高了燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價以彌補(bǔ)電力企業(yè)虧損。

5 月 21 日召開煤電工作會議，出臺“將庫存，壓煤價”的政策，力爭在 6 月 10 號前將 5500 大卡北方港平倉價引導(dǎo)到 570 元/噸，降低電廠成本。隨著三產(chǎn)和居民用電量增加導(dǎo)致用電峰谷差進(jìn)一步加大，電力供需缺口在七、八月份將進(jìn)一步拉大，煤炭價格仍有回漲可能。隨著電力市場化改革的推進(jìn)，煤價回漲向下傳導(dǎo)，市場電價降價幅度將逐步收窄，緩解煤電企業(yè)成本壓力。由于火電行業(yè)對煤炭價格的高彈性特征，若煤價回歸合理區(qū)間，火電行業(yè)業(yè)績?nèi)詴玫礁纳啤?/p>

展望：火電行業(yè)享受利用小時紅利，業(yè)績持續(xù)高增長

受宏觀經(jīng)濟(jì)景氣度提升及新興產(chǎn)業(yè)用電量增速較快影響，全社會用電量持續(xù)較快增長。而非化石能源發(fā)電量有限，火電仍是支撐性角色。根據(jù)國家出臺的多個促進(jìn)非化石能源消納的政策，火電裝機(jī)容量增長減緩是確定的大方向，要滿足全社會用電量需求主要靠火電平均利用小時數(shù)的提升，我們預(yù)計，至 2020 年火電平均利用小時數(shù)將達(dá)到 4680 小時，火電行業(yè)享受利用小時紅利業(yè)績持續(xù)走高，將逐步恢復(fù)活力。

風(fēng)電：棄風(fēng)情況好轉(zhuǎn)，行業(yè)迎來底部反轉(zhuǎn)

現(xiàn)狀：利用小時數(shù)大幅提高，棄風(fēng)率持續(xù)下降

2018 年前 4 個月風(fēng)電累計發(fā)電量為 1197 億千瓦時，同比增長 29.4%;全國平均利用小時 812 小時，同比增長 150 小時;其中華東和華南地區(qū)利用小時數(shù)較高，分別為 703 小時和 701 小時。2018 年第一季度全國棄風(fēng)量為 91 億千瓦時，同比減少 44 億千瓦時。全國平均棄風(fēng)率為 8.5%，棄風(fēng)率同比下降 8 個百分點(diǎn)。其中吉林和黑龍江棄風(fēng)限電嚴(yán)重地區(qū)形勢明顯好轉(zhuǎn)，棄風(fēng)率分別下降 35.5 個百分點(diǎn)以及 27.8 個百分點(diǎn)。

2018 年前 4 月，風(fēng)電投資下降放緩。全國風(fēng)電電源基本投資完成額為 94 億元，同比上漲 2.6%。2018 年 4 月 3 日國家能源局發(fā)布《分散式風(fēng)電項目開發(fā)建設(shè)暫行管理辦法》指出：各地方要簡化分散式風(fēng)電項目核準(zhǔn)流程，建立簡便高效規(guī)范的核準(zhǔn)管理工作機(jī)制，鼓勵試行項目核準(zhǔn)承諾制。鼓勵各類企業(yè)及個人作為項目單位，在符合土地利用總體規(guī)劃的前提下，投資、建設(shè)和經(jīng)營分散式風(fēng)電項目。在政策發(fā)力以及特高壓提供空間的背景下，棄風(fēng)限電改善或?qū)⒊蔀槲磥韼啄甑闹黝}，帶動已裝未并網(wǎng)的風(fēng)電裝機(jī)加速并網(wǎng)。

收入：紅色預(yù)警 6 省變 3 省，風(fēng)電裝機(jī)情況改善

2018 年前 4 月，全國風(fēng)電新增裝機(jī) 534 萬千瓦，同比增長 21.3%，其中內(nèi)蒙、新疆、甘肅為累計裝機(jī)最多的省份，分別為 2737 萬千瓦、1806 萬千瓦、1282 萬千瓦。截至 2018 年 4 月，累計裝機(jī)容量 1.6846 億千瓦，同比增長 10.6%。

由于棄風(fēng)率下降，2018 年 3 月 5 日能源局發(fā)布《2018 年度風(fēng)電投資檢測預(yù)警結(jié)果》將甘肅、新疆(含兵團(tuán))、吉林為紅色預(yù)警區(qū)域，內(nèi)蒙古、黑龍江為橙色預(yù)警區(qū)域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陜西北部榆林市以及河北省張家口市和承德市按照橙色預(yù)警管理。其他省(區(qū)、市)和地區(qū)為綠色預(yù)警區(qū)域。其中，內(nèi)蒙古和黑龍江從紅色預(yù)警變成橙色預(yù)警，寧夏從紅色預(yù)警變成綠色預(yù)警。投資預(yù)警放松意味著內(nèi)蒙古、黑龍江以及寧夏三個省納入年度實施的方案項目可以繼續(xù)核準(zhǔn)建設(shè)，我們預(yù)計 2018 年下半年風(fēng)電裝機(jī)容量將持續(xù)回升。