一、火电经济性优势明显 仍是我国主力电源

2017 年前三季度，国家继续防范化解煤电过剩产能风险，煤电投资同比下降 30.5%。在电力消费需求较快增长、水电欠发等 因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长 6.3%。火电设备平均利用小时 3,117 小时，同比提高 46 小时，其中， 煤电 3,197 小时、同比提高 48 小时。 电煤价格维持高位运行。截至 9 月底，今年已发布的 37 期环渤海煤价指数中，共有 35 期超过 570 元/吨的“绿色区间”上限， 港口 5,500 大卡动力煤现货价格绝大多数时间处于 600 元/吨以上的“红色区间”运行。煤电企业成本快速上涨，持续整体亏 损，企业效益大幅下滑。 分省来看，前三季度，全国火电新增装机主要集中在山东、浙江、新疆、内蒙、福建等省份；江苏、山东、河北、宁夏、海 南、陕西等省份利用小时数排名靠前；山东、江苏、内蒙、广东、河南等省份火电发电量位居前列。可以看出，华北区域火 电供需平衡稍紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。

2017 年前三季度分省火电新增装机及增速（吉瓦，%）

数据来源：公开资料整理

2016-2017 年前三季度分省火电累计利用小时数及增速（小时，%）

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2017 年前三季度分省火电累计发电量及增速（亿千瓦时，%）

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2017 年 7 月国家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%之后，目前全国燃煤机组平均标杆上网电价约为 0.3738 元/千瓦时，仍然低于我国其他发电形式 的平均上网电价，煤电经济性优势明显。此外，根据我国《电力发展“十三五”规划》，虽然到 2020 年，我国煤电装机比重 将从 59%下降至 55%，但是煤电作为我国发电的主力电源这一基本事实不变。

不同发电形式的上网电价比较（元/千瓦时）

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二、电煤价格高企 煤电企业持续亏损

在煤电企业生产成本中，燃料成本一般占 60%~70%，煤电企业的盈利状况与煤价的周期性波动密切相关。2016 年以来，煤 炭价格回升，尤其是 2016 年四季度以来，煤价快速上涨，煤炭行业利润呈恢复性增长。2017 年，随着需求改善、去产能继 续推进，以及主动补库存周期对价格的支撑，我们预计 2018 年煤炭价格将全年保持高位震荡态势。

秦皇岛动力煤价格（元/吨）

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神华下水动力煤长协价 VS 现货价（元/吨）

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受煤价上涨影响，煤电企业成本大幅上扬，煤电板块利润也大幅下降。可以看到，2016 年全国火电行业净利润较 2015 年减 少了 200 多亿元，增速持续下行，毛利率、净利率、ROE 等指标都大幅下滑。总市值排名前十位的火电上市公司，归母净利 润增长率均值为-54%，企业盈利负担加重。

火电行业营业收入及增长率（亿元，%）

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火电行业净利润及增长率（亿元，%）

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火电行业毛利率及净利率（%）

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火电行业 ROA 及 ROE（%）

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2018 年，煤炭供需将维持紧平衡态势，我们预计煤炭价格中位与 2017 年持平。此外，根据国家发改委《关于推进 2018 年 煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，要求 2018 年下水煤基准价仍按不高于 2017 年度水平执行，通知还要求中央和各省 区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的 75%以上。2017 年 11 月 21 日-23 日，在全国煤炭交易会上，44 家煤炭供需企业共签订中长期合同量 1.3 亿吨，基准价及调价机制仍然按照 2017 年 535 元/吨执行。神华的年度合同价格通常比现货价格低 10%-20%，月度合同价格比现货低 1%左右，这一政策的执行意味着 2018 年煤电厂的煤炭成本或将低于 2017 年，利好电厂盈利。