深度报告丨火电行业2018年度展望：煤电联动能否解火电燃“煤”之急？-第5页-北极星火力发电网

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2.3. 相关电力公司业绩弹性测算

为了进一步研究煤电联动对电力企业盈利能力的影响，我们选取华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电等四家全国性火电公司及浙能电力、京能电力等十家区域性电力公司进行研究。我们基于各公司在不同省份的煤电装机与上网电量情况预测其在2018年的煤电上网电量，从而结合各省预期电价上调幅度进行净利润弹性测算。假设各公司市场化电量电价折让幅度不变，电价上调按平均4.45分/千瓦时的乐观估计，2017年7月份已上调燃煤标杆上网电价的省份2018年上调幅度扣除已上调部分，国电电力暂不考虑神华火电装机并入的影响。

从下列图表可以看到，电价上调对电力企业净利润影响非常显著。以华能国际为例，电价上调预期将增加其2018年净利润83.73亿元，占其2016年全年净利润的77.62%。而其2017年上半年实现营收714.34亿元，净利润10.37亿元，如果电价如期足量上调，其盈利能力有望回升至2016年的水平。从净利润变动绝对值来看，各火电龙头企业受益于煤电发电量绝对值较高，排名均比较靠前，华能国际、华电国际和国电电力位居前三。从净利润相对弹性来看，之前受高煤价冲击更大导致经营情况更为困难的企业反弹幅度更强，漳泽电力、长源电力和粤电力A排名前三。事实上，考虑到大部分电力上市企业均有参股相关区域内的火电厂，煤电联动同样会大幅改善其投资收益，对火电企业的业绩有着更深远的影响。

3. 风险讨论：政策风险与市场电量双冲击

虽然按照煤电联动相关公式测算，我们预期2108年煤电标杆上网电价有望上调4.45分/千瓦时，但在当前“市场煤计划电”的格局下，电价上调仍受国家政策影响较大。尽管随着中发9号文拉开新一轮电改帷幕，市场化电量占比已逐渐超过20%，但煤电电价仍然主要受政府管控。在当前供给侧改革的情况下，煤炭拥有资源优势可以取得定价权和交易权。而煤电企业难以反向与煤炭侧议价，下游售电价也被严格管控，成本上涨的压力难以得到有效疏导。在当前三去一降一补仍为产业主旋律的情况下，煤电联动带来的电价上涨有可能对下游制造业生产造成影响，从而影响国家上调煤电价格的决心。2016年全年我国煤电发电量为39058亿千瓦时，按7%的厂用电率考虑对应上网电量为36324亿千瓦时，如按度电上涨4.45分测算，对应1616亿元的电费涨幅。即使考虑2018年有30%的市场电空间，市场电部分不受调价影响，对应电费涨幅也有1131亿元。

由于煤电联动理论上只会对下游工业用电和一般工商业用电价格进行调整，我们从PPI角度出发简略探讨电价上调带来的影响。从2016年用电数据出发，2016年我国全社会用电量59198亿千瓦时，居民用电量为8054亿千瓦时，煤电上网电量估算为36324亿千瓦时。考虑度电上涨4.45分，对应工业用电价格上涨幅度约为8.58%。通过对历史宏观数据拟合我们得出电力工业价格占PPI权重为6.5%，对应PPI上涨幅度为0.58%。

结合历年电价调整和煤电联动政策历史来看，从2004年至今我国燃煤机组上网电价共计调整14次，其中九次上调五次下调，全国性上调平均电价最高为2.6分/千瓦时，下调幅度最大为-3分/千瓦时。在之前的若干个煤电联动周期中，不乏虽然达到煤电联动上调电价的要求，但出于宏观经济调控等原因少调甚至不调电价的情况。电价目前是国家少有的可以直接调控的价格，其变化必须考虑经济大环境的条件。从今年7月份调整电价的情况来看，也有不少省份并未按照国家发改委《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》的要求足额上调燃煤机组标杆电价。

同时考虑到2018年市场化电量占比势必进一步提升，当前电力供过于求的格局下电力企业议价能力相对较弱。基于以上判断，我们给出在中性假设影响下各火电企业的业绩变化，即：全国火电标杆上网电价受煤电联动及宏观调控影响，上涨3分/千瓦时(把2016年下降的幅度补回来);各省电价调整幅度相应调价情况折算;假设有30%的市场电量，且市场电量不涨价，相当于电价涨幅打七折为2.1分。

最终计算结果显示，在中性假设下各火电企业净利润及同比弹性相较乐观假设均有较大幅度的下滑。华能国际、浙能电力和华电国际位居绝对值变动前三，但华能国际26.71亿元的净利润增长仅为乐观假设83.73亿元的31.9%。漳泽电力、长源电力和大唐发电净利润弹性排名较为靠前。

在中性假设条件下，我们判断电价上涨对应PPI上涨幅度为0.27%，相对影响较小，此方案推行阻力应该不大。

4. 分省火电基本面研究

对于火电行业来说，电价固然是影响其营收和业绩的重要因素。但从其基本面分析逻辑出发，利用小时和装机容量影响上网电量，煤价与供电煤耗影响度电成本水平，同样对火电企业的经营情况有着重大影响。火电企业的业绩主要由上网电量和度电利润决定，而发电量又与供需情况存在紧密联系。电价与煤价又分别从收入侧和成本侧决定了度电利润。由于电力不可储存，所以需求的增长将直接带动发电量的增长;而当前电力供过于求，如果新增装机进一步增长的话，将会摊薄现有装机的利用小时。好在随着国家化解煤电过剩产能的一系列政策出台，2017年1-8月我国火电装机增速5.21%，下降2.5个百分点。上亿千瓦的在建装机被停建缓建，极大的缓解了现有火电机组的压力。