火电专题报告二：煤炭和电力供需双改善带动火电业绩反转-第3页-北极星火力发电网

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3 电力供需改善，煤电机组利用小时数进入上升通道

3.1 短期煤电利用小时数或将明显回升

全社会用电量恢复增长。2018 年以来，全社会用电量持续保持高速增长，1-4 月全社会用电量达 2.11 万亿千瓦时，同比增速 9.32%，远超年初预期。

火电发电量同比增速保持较高水平。2018 年 1-4 月，火电发电量为 1.59 万亿千瓦时，同比增长 7.1%，同样保持了较高的增速。

用电量超预期或带动利用小时数明显回升。对应用电量超预期的情况是，火电的装机增速持续下滑，2018 年 4 月火电装机增速已下滑至 3.7%，为近年低点。

我们假设今年煤电装机量能够达到 10.16 亿千瓦，火电装机量达 11.43 亿千瓦时，若火电能够保持 7%的发电量增速，则全年利用小时数可达 4315 小时，较 2017 年的 4208 提升 107 小时；若火电发电量增速回落至 5%，则火电 2018 年的利用小时数为 4234 小时，较 17 年提升 26 小时。

3.2 长期煤电利用小时数进入上升通道

到“十四五”末将新增用电量 3.2 万亿度。全社会用电量呈现增长趋势，经历过 2015 年宏观经济转型导致的低速增长后，近两年的用电量增长又保持在 5%左右的稳定增速。中电联预计 2018 年全社会用电量增长为 5.5%左右。据国家统计局预测，我国实体经济运行稳中趋好，企业盈利状况将有所改善，保守估计未来三年间社会用电量可以实现年均增速 5.5%的稳定增长，到“十四五”末将新增用电需求 3.37 万亿度。

社会用电需求的增量对发电量提出了更高的要求。一直以来我国能源消费结构以煤炭为主，煤炭在一次能源消费中的占比一直居于 60%左右的高位。根据能源发展的“十三五”规划，到 2020 年，煤炭消费比重应该进一步降低，控制在 58%以下；使清洁能源成为能源增量主体，非化石能源占比应达到 15%。

自 2012 年以来火电占全部发电量比重由 78.1%开始逐步下降， 2017 年这一比例为 71.8%。 2015 至 2017 年三年间，我国能源消费结构持续优化：煤炭占比逐年下降，天然气和非化石能源占比逐年上升。为了实现 2020 年煤炭消费结构降至 58%的目标，需要持续提升非化石能源所占比重。

非化石能源即当前的新能源以及可再生能源，包含水能、风能、核能、太阳能等。水力发电作为传统电源长期以来贡献的发电量仅次于火电，也是非化石能源中最主要的贡献来源。但水电发电量自 2014 年以来年均增速两年下降，2017 年水电发电量达 1.08 万亿千瓦时。

目前我国十三大水电基地未开发水能资源占比已不到 20%，未开发地区主要集中于开发难度较大的河流上游、高海拔和藏区且大机组较少，未来开发利用预计会十分缓慢；另一方面受国家政策和物价水平影响，环境保护和建设征地等标准提高影响，水电站的建设成本大幅提高，水电建设接近尾声。

水电到 2025 年新增发电量占需求缺口 9.5%。从水电十三五规划来看，2020 年水电总装机容量达 3.8 亿千瓦，年发电量 1.25 万亿千瓦时；预计 2025 年全国水电装机量达 4.7 亿千瓦，年发电量达 1.4 万亿千瓦时。未来到“十四五”末预计水电发电量增量在不到 3200 亿千瓦时之间，仅为未来需求空间的 9.5%。

风电光伏无法成为基核负载，且基数仍然较小。光伏和风电受制于阳光和风能的限制，稳定性较差，间歇性特征明显，容易引发电力供应不稳问题，对电网的安全性造成冲击，为补足光伏和风力发电没有运作时的发电缺口，需要更加稳定的基荷能源。目前风电和光伏的基数仍然较小，风电十三五末预计装机规模达到 2.1 亿千瓦，发电量达到 4200 亿千瓦时，光伏十三五末预计装机规模达到 1.1 亿千瓦，发电量达到 1500 亿千瓦时，即使“十四五”期间能够实现爆发式增长，对于 3.2 万亿的需求缺口来说仍然较小。

核电发展低于预期。在核电装机容量方面，截至目前有 3681 万千瓦核电在运装机，2187 万千瓦核电在建装机。2018 年预计新增 700 万千瓦的核电装机。按照国内核电机组核准后 2 年开工，开工后 6 年投产的建设周期估算，目前在建的全部 2187 万千瓦装机均能在 2022 年前后全部投产，延期两年才能够实现 5800 万千瓦在运的“十三五” 规划在运目标。

2016 年-2017 年国家未核准一台核电机组，而为了实现 3000 万千瓦在建的装机容量规模目标，2018 至 2020 年每年应至少开工 5-6 台核电机组，每年应批准开工约 1000 万千瓦的核电机组。

预计未来加快核电发展速度的概率不大。目前国家对于核电的发展还是相对谨慎的态度，预计今年将恢复核电项目的核准，但未来加快核电发展速度的概率不大，仍将以稳步推进发展为主要步调。

煤电重要性提升，利用小时数进入长期上升通道。目前我国对于新增煤电机组控制严格，近期下发的能源局煤电预警规划中明确指出大部分省份的装机充裕度指标为红色，到 2021 年煤电核准的机组增量将很少，未来煤电增量机组也非常有限。

但随着我国用电量的持续增长，到“十四五”末我国新增用电需求 3.2 万亿千瓦时，在水电增量不到 10%，核电发展低于预期和风光无法负载基核的能源供给结构下，电力供需的结构会得到明显的改善，煤电的重要性应得到提升，负载基础负荷的煤电机组利用小时数将持续提升。

4 煤炭和电力供需双改善推动火电业绩反转

煤炭供需改善，行政干预加强，价格回归绿色区间趋势明确。未来 3 年新增产能 6.1-6.6 亿吨，剩余 2.6 亿吨去产能任务多为去无效产能，未来 3 年新增净产量望超 1.3 亿吨/年，预计 18 年需求端增量不到 1 亿吨，煤炭供需格局已在改善；运力持续释放，今年预计新增 1-1.5 亿吨运力，19 年蒙华铁路投产可新增 2 亿吨运力，整体运力宽松；发改委行政干预继续加强和履约率提高的长协煤可减小电企煤价波动， 2018Q1 华能煤价同比+7.5%，低于市场煤 12.55%的涨幅，煤价回归绿色区间趋势明确。

电力供需改善，利用小时数进入长期上升通道。1-4 月份的用电量增速（9.3%）超预期，叠加煤电装机增速降低，2018 年 3 月煤电装机增速已降至 3.7%，煤电利用小时数望明显回升。未来煤电装机增量有限，随着用电量持续增长，负责基核的优质大机组利用小时数长期处于上升通道。

火电估值为近十年低位，在煤价和利用小时数均处在有改善情况下，业绩反转预期明确，具备战略性的配置价值。我们重点推荐港股的华能国际电力和大唐发电，A 股的华能国际、皖能电力和浙能电力。

原标题：火电专题报告二：煤炭和电力供需双改善带动火电业绩反转

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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