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A股主要电力公司ROA(%)
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三)、火电量价齐升有助火电行业业绩复苏
1、2017年三季度火电发电量同比增长6.3%,利用小时提高46.7小时
电力消费呈现出新常态特征。随着我国经济发展步入新常态,用电增长总体放缓。2012年以来,全社会用电量增长水平总体远低于改革开放以来的增长水平,其中2015年仅增长1%。但2017年以来,宏观经济稳中向好态势持续发展,加上夏季出现持续高温天气等因素,前三季度全社会用电量同比增长6.9%,增速同比提高2.4个百分点,其中,三季度在高温天气影响下,用电量增速达到7.8%。
在电力消费需求较快增长、水电欠发等因素拉动下,前三季度火电发电量及利用小时均得到显著改善。全国规模以上电厂火电发电量同比增长6.3%。火电设备平均利用小时3117小时,同比提高46小时,其中,煤电3197小时、同比提高46.7小时。
火电发电量实现同比增长6.3%,助力火电板块2017年三季度实现营收4498亿元,同比增长13.08%:由于煤炭价格处于高位压力导致营业成本居高,2017年三季度火电行业实现归母净利润增速同比下滑48.01%,由于三季度单季火电发电量表现优异及电价上调,三季度火电业绩环比降幅(降幅48.01%)较上半年(降幅为65.38%)显著收窄,环比降幅减少17.37个百分点。
2017年三季度火电发电量同比增加6.3%
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2017年三季度火电利用小时同比增加47个小时
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2、2017年三季度火电行业营收同比增长13.08%,主要受益于电价上调,明年进一步提高煤电上网电价是大概率事件
2017年7月1日,全国25个地区上调了燃煤发电标杆电价,全国平均上调额度为1.105分/千瓦时。2017年6月16日,国家发改委印发《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》(发改价格[2017]1152号),拟自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,将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价,缓解燃煤发电企业经营困难。
此次变相提高的燃煤电厂标杆电价,是年初煤电联动理论值0.18分/度的7.1倍:2017年1月4日国家发展改革委相关负责人称,2017年全国煤电标杆上网电价将不作调整。2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱,煤电联动机制自颁布以来虽经过四次完善但其调价机制仍然难以满足燃煤电厂的实际需求,其调价幅度也对市场影响有限。2017年Q1燃煤电厂的大面积亏损以及2017年4月宁夏七大电企联合上书请求降煤价等事件的陆续发生,反映了现行煤电联动机制的不合理性。而本次变相调价可看作是煤电联动机制的一项有力补充,同时也是对煤电联动机制进一步完善的一次有益尝试。
进一步提高煤电上网电价是大概率事件:这次提高煤电标杆上网电价可以理解为在煤炭价格高企与市场电“量高价低”的“双重挤压”下,国家对电力价格构成的一次微调。煤炭价格高企已经有一段时间了,而按照最先设定的煤电联动公式,发电环节要提高效率消化部分上涨压力,并最终传导至用电环节,此次均未涉及,且发电环节进一步“挖潜”需要等待燃煤发电技术大幅进步的“窗口期”,故此次只是电价结构的内部环节调整,另参照当前某一大型央企煤电平台的数据来看,亏损面仍然在进一步扩大,2018年年初提高煤电上网电价是大概率事件。
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