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火电投资额将逐年下降,装机容量增速将随之降低。2017年前10月,火电建设投资完成额572.8亿元,同比下降25.3%。我们预计随着投资额度下降,未来火电装机容量增速也将放缓。有助于煤电利用小时数的提升,提高煤电企业资产收益率。
图表56:火电投资额(亿元)和同比增速(%)
图表57:煤电装机容量(亿千瓦)和同比增速(%)
我们认为火电发电设备利用小时数将企稳回升。从2017年前三季度数据来看,火电利用小时为3117小时,同比增加47小时。根据中电联数据,2017年受来水偏枯影响,前三季度水电发电小时为2674小时,同比降低92小时。水电对火电的挤压效益减弱,17年全年火电发电增速有望企稳回升,叠加装机容量增速放缓,我们预计17年火电利用小时约为4165小时,和去年持平。综合供需两方面因素,一是用电需求方面,全社会用电需求“十三五”期间年均复合增速有望达5.8%,维持稳定增长态势;二是电力供给方面,装机结构不断优化,火电装机增速明显趋缓,步入结构调整期,对火电利用小时数摊薄影响有望减弱。我们预计火电利用小时“十三五期间”有望企稳回升,预计2017-2020年火电利用小时分别为4165、4170、4254、4308,同比分别增加0、5、84、54小时。
图表58:各电源利用小时数预测(小时)
图表59:火电利用小时预测(小时)
成本端:明年煤价将小幅回落,煤电联动调价幅度有限
燃料成本是火电企业主要成本构成。火电企业的燃料成本占比60%-70%。以华能国际为例,根据公司公告,2016年发电业务成本为440.2亿元。燃料费用为288.6亿元,占比65.5%。随着装机结构的优化,供电煤耗逐年降低,燃料成本占发电成本比例也有所下滑。2016年,由于煤价上涨,燃煤成本占发电成本比例有所回升。2020年前,供电煤耗不会大幅下降,燃料成本占发电成本的比例将维持在60%-70%之间。
图表60:2012-2016年华电国际燃料成本(亿元)
我们预计煤炭供需关系将得到缓解,明年煤价将回落。明年将推动动力煤供应的主要因素有:2017年和2018年新增产能;现有煤矿增产能力获得批准。预计煤炭价格将从今年的630元/吨回落至500元/吨-570元/吨。估计CCI5500千卡动力煤价格平均在人民币550元/吨左右,将同比下降12.7%。
2017年煤炭均价较2016年大幅上涨,或触发煤电联动。2016年,国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,通知规定,2014年平均电煤价格为基准煤价,原则上以与2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。煤电价格实行区间联动,周期内电煤价格与基准煤价相比波动每吨30元为启动点,每吨150元为熔断点。当煤价波动不超过每吨30元,成本变化由发电企业自行消纳,不启动联动机制;煤价波动超过每吨150元的部分也不联动。煤价波动在每吨30元至150元之间的部分,实施分档累退联动,即煤炭价格波动幅度越大,联动的比例系数越小。2014年中国电煤价格指数平均价格为444元/吨,2016年11月至2017年10月周期内平均电煤价格指数为507元/吨。超过触发煤电联动的启动点。2018年大概率启动煤电联动政策。
收入端:保证重资产合理收益,标杆上网电价或随煤价上调
火电行业属于重资产行业,需要保证合理的资产收益率才能维持企业的正常经营。2017年前三季度SW火电板块的总资产报酬率为2.69%,处于2013年以来最低水平,低于十年期国债利率3.94%。我们认为,为了恢复到合理水平,上调标杆上网电价或是关键途径。
我们预计明年火电上网标杆电价或上调2.05分/千瓦时。上网电价形成机制主要由标杆电价和市场电量电价构成。我们根据燃煤机组标杆上网电价与煤价联动公式计算出2018年较2014基准上网电价应上调的金额,同时考虑2016年1月下调的金额、2017年7月上调的金额和2018年煤价将回落12.7%带来的成本降低,最终得出2018年应在目前上网电价的基础上调的金额。我们预计2018年的全国煤电标杆电价平均上调幅度为2.05分/千瓦时。
图表62:2018年煤电联动的测算(单位:分/千瓦时)
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