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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最大的组成部分。
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最大。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最大,其次是煤价,影响最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,其中上调幅度最高的是河南、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,达到历史最低,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年以外近十年的最低水平。
综上所述,我们认为在三大变量因素中,电价是影响最显著的因素,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%。
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