摘要

三大因素影响火电盈利，高煤价侵蚀火电利润

上网电价、煤价和机组利用小时数是影响火电盈利能力的三个主要因素，其中电价的变动对于火电业绩影响大，其次是煤价和机组利用小时数。2017年上网电价小幅上调，火电机组利用小时数也有提升，但2017年1-9月申万火电板块净利润却同比下降66.71%，主要原因为煤价持续的高位运行侵蚀了火电企业的利润空间，火电板块目前整体的ROE和ROA水平是除2008年以外近十年的低点。未来火电企业的盈利能力能否反弹，主要是由煤价的趋势所决定。

煤炭供需结构持续改善，价格有望回到绿色区间

未来煤炭价格主要还是由煤炭的供需关系决定，我们从短期和长期分别分析煤价走势。短期来看，电力需求在采暖季后有小幅下滑，同时这个阶段清洁能源发电量增长会挤占一部分火电发电空间，煤炭需求短期内偏弱，供给方面相对稳定，我们认为煤价短期仍存在继续下行的空间。

长期来看，我们预计2018-2020年煤炭产能净增加在1-1.3亿吨/年，预计18年新增消费量8000万吨，考虑到国家对劣质进口煤的限制将减少部分煤炭进口量，判断18年整体煤炭供需仍旧偏紧。但随着新增产能的逐步投放，未来供给增速有望提升，同时多种调控手段推行防范煤价的大幅波动，整体煤炭供需格局正在持续改善，未来煤炭价格有望回到绿色区间。

上网电价有支撑，仍存在煤电联动预期

国家提出一般工商业电价降低10%，由于一般工商业电价的特殊性，我们认为降价的主要压力在输配电环节和政府性基金，火电成本高企，目前下调电价可能性小。其次是目前煤电联动仍存预期，各大发电集团在积极推动煤电联动执行，如能够执行将提升行业整体盈利水平。

煤电持续去产能，火电利用小时数未来将保持稳定

我国目前处于电力供大于求状态，近年火电利用小时数持续降低，煤电在2016年开展供给侧改革，淘汰落后产能并控制新增产能，目前煤电装机增速已由2015年的7.84%下滑至4.95%。通过对未来电力供需的测算，我们认为火电未来三年利用小时数可能会有短期回升，但整体仍将保持稳定。

投资建议：

目前火电盈利能力已经处于底部，未来盈利水平将随煤价降低而提高，板块当前处在近十年的估值低位。建议关注股息率高和弹性大的标的，我们推荐关注港股华能国际电力和大唐发电，A股华能国际和皖能电力。

风险提示：

宏观经济下滑的风险、电价下调的风险、煤价上升的风险

正文

1 三大因素影响火电盈利，高煤价侵蚀火电利润

电价、煤价和利用小时数是影响火电企业盈利能力的主要因素，其中电价的变动影响大，其次是煤价和利用小时数。2017年在电价小幅提升和利用小时数企稳的情况下，煤价高位运行使火电板块盈利能力大幅下滑，目前已经接近历史低点。

1.1 三大因素影响火电盈利，电价变动效果显著

电价和利用小时数是收入主要变量。火电企业的收入主要由发电量和电价决定，发电量又由装机容量和利用小时数决定，在装机容量确定的情况下，主要影响发电量的变量是利用小时数。因此，电价和利用小时数是影响收入的主要变量。

燃料成本变动直接影响火电成本。火电企业的成本主要由燃料成本、折旧、运营维护、政府税金及其他这几项组成。其中，燃料成本是度电成本大的组成部分。

在当前煤价水平下，燃料成本占度电总成本的比例约为60%-75%。煤炭成本的涨跌直接影响火电企业的成本。以大唐发电为例，2017年上半年，公司单位发电成本约0.315元/千瓦时，其中燃料成本0.184元/千瓦时，占发电总成本的58.58%。

电价变动对火电盈利影响大。电价、煤价和利用小时数的变动对火电企业的影响力度不同，我们以华能国际为例，通过对公司的盈利变动情况进行建模分析，发现三种因素在同样的变动幅度下，电价对公司盈利水平的影响大，其次是煤价，影响小的是利用小时数的变动。

上市公司华能国际于3月14日发布年报，公司2017年实现收入1,524亿元，营业利润达40.95亿元，同比减少76.67%。2017年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为414.01元/千千瓦时；境内电厂全年售电单位燃料成本为225.92元/千千瓦时；境内电厂全年平均利用小时为3,951小时，其中燃煤机组利用小时为4,194小时。

我们以营业利润为基准，暂时不考虑营业外收入和营业外支出等非经常性的损益，通过模型分析，当利用小时数、燃料成本和电价变动1%时，公司的营业利润的变动幅度分别为15.88%、20.49%和36.37%。电价变动所导致的业绩弹性明显要大于利用小时数和煤价的变动。

1.2 高煤价侵蚀火电利润，行业盈利能力接近低点

纵观电价、利用小时数和煤价三大因素，2017年表现出电价小幅提升、利用小时数企稳和煤价大幅上涨的特性。

2017年电价小幅提升。2017年6月16日，国家发改委发布了《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》，通知中称，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，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。

截至目前，共26省对燃煤电厂的标杆电价进行了调整，其中上调幅度高的是河南、山东和陕西地区，各省平均上调上网电价1.17分/千瓦时，2016年全国燃煤电厂平均上网电价为362.08元/千千瓦时，平均上调幅度为3.23%。

发电机组平均利用小时数开始企稳。发电机组平均利用小时数自2011年起开始下滑，2016年全年平均利用小时数达3785小时，达到历史低，其中燃煤机组利用小时数为4165小时。

2017年全国发电机组利用小时数为3786小时，同比增加1小时；燃煤机组利用小时达到4209小时，同比增加44小时，同比提高1.06%。全国发电设备的产能利用率开始企稳，且燃煤机组的利用率提升要明显好于平均水平。

煤炭价格持续高位运行。2017年煤价整体处于高位运行，且仍有上涨，2017年底秦皇岛港山西优混（Q5500K）价格为694.2元/吨，较年初的614元/吨上涨13%。2017年全年全国电煤价格指数平均值为515.99元/吨，较16年的380.93元/吨提高了35.46%。

高煤价侵蚀火电利润空间。2017年上网电价上调3.23%，平均利用小时数回升1.06%，煤价上涨35.46%，通过我们测算出的各因素的影响比例可以看出，电价和利用小时数的小幅提升难以抵抗煤价上涨的压力，高煤价持续侵蚀火电企业的利润空间，导致行业整体利润大幅下滑。2017年1-9月申万火电板块营业收入达4706.29亿元，同比下降15.25%，净利润达180.06亿元，同比下降66.71%。

2017年煤价四季度再创新高，使得火电公司Q4业绩继续承压，目前已有部分火电公司披露了2017年年报和业绩预告，其中华能国际利润下滑82.73%、国电电力下滑53.17%、华电国际利润下滑83%至93%。

行业盈利能力接近近十年低点。2017年1-9月申万火电板块ROE和ROA分别为2.89%和0.98%，同比下降4.73%和1.91%；2017年1-9月毛利率和净利率水平也大幅下降，同比上年减少10.37%和6.05%，板块整体盈利能力大幅下滑，是除2008年以外近十年的低水平。

综上所述，我们认为在三大变量因素中，电价是影响显著的因素，但目前整体的电价比较稳定，利用小时数也开始企稳，未来火电盈利能力能否反弹，主要是由煤价未来的趋势所决定的。

2 煤炭供需结构持续改善，价格有望回到绿色区间

春节后煤价高位回落，未来煤炭价格主要还是由煤炭的供需关系决定，我们从短期和长期分别分析煤价走势，认为短期仍存在下行空间；长期来看，供需是一个逐步改善的过程，我们认为煤炭的供给已经开始释放，且去产能的压力有望减小，煤价有望回到绿色区间。

2.1 煤价短期仍存继续下行空间

供需关系缓解致煤价高位回落。3月12日秦皇岛港山西优混（Q5500K）平仓价为658.20元/吨，较2月5日的758.6元/吨的高点已回落100.40元/吨，下降幅度为13%。