火电行业专题报告：三大因素影响火电盈利 仍存在煤电联动预期

主要原因为煤炭供需关系较春节前有了较大的缓解，一方面是近期需求逐步回落，主要表现在六大电厂日均煤耗下降，3月8日六大电厂日均煤耗为64.10万吨，已较最低点2月18日的40.51万吨提升了23.59万吨，但同1月底的80万吨左右的日均煤耗仍有较大差距。

另一方面则是煤炭供给仍然较为稳定，春节前政府煤炭保供应措施稳定了煤炭供应，神华和中煤等国有大型煤矿春节仍不停产，同时集中运力保障煤炭供应，大秦线运量持续创新高，最终导致六大发电集团煤炭库存和秦皇岛港煤炭库存均有较大幅度的上升。

采暖季后用电需求趋弱。我国北方大部分地区往往在3月停止供暖，随着气温的回升，全社会用电量也会在4月出现小幅的环比下滑，整体用电需求进入较为平稳的状态，直到6月或7月进入高温季节后，用电需求将有明显提升。

清洁能源挤占火电发电空间。随着天气转暖，清洁能源的发电能力将逐步提高，水电和风电的利用小时数在每年的3-5月将持续提升，核电整体保持平稳。

同时，光照的加长也能使光伏发电的利用率提高。由于清洁能源拥有优先消纳权，因此清洁能源机组发电量的增长将挤占火电的发电空间。

煤炭需求有限，煤价短期内仍存下行空间。采暖季结束后用电需求的小幅下滑，以及清洁能源机组利用小时数提升将挤占火电发电空间。需求减少，供给空间被压缩，这将导致火电发电需求降低，带动煤炭需求阶段性减少。

同时，目前六大发电集团和秦皇岛港煤炭库存处于高位，火电消化库存仍需一段时间，目前补库存的需求不足，在供给稳定的情况下，煤炭价格短期内仍然存在下行空间。

2.2 煤价长期有望回到绿色区间

煤炭去产能任务剩余不多，去产能进度有望放缓。国家发改委主任何立峰在十三届全国人大一次会议记者会中介绍，煤炭17年去产能目标为1.5万吨，实际超预期完成2.5亿吨，2016年完成2.9亿吨，两年化解过剩产能5.4亿吨，“十三五”规划的煤炭产能退出目标是8亿吨，18年如果能够完成去产1.5亿吨任务，那么最后两年仅剩1.1亿吨，预计未来去产能的速度相较前两年有望放缓。

供给端将逐步释放，每年有望净增加产能1-1.3亿吨。中国煤炭工业协会会长王显政在2017年11月2日召开的“中国煤炭学会经济管理专业委员会2017年年会”上表示到2020年，具备生产能力的煤矿产能在现有基础上将净增3-4亿吨/年。意味着2018年-2020年，每年将净增加产能1-1.3亿吨。

上述目标同目前发改委批复的煤炭新增产能的基本一致。目前，进入联合试运转阶段的新增产能约3.15万吨，未建成的新增产能4.61亿吨，合计新增产能7.75亿吨。其中资源整合类的新增产能为2.16亿吨，资源整合煤矿属于历史遗留问题，可能会有较复杂的问题短时间内难以解决，我们预计产量贡献较为有限，预计3年内能够贡献产能5000万吨-10000万吨。

联合试运转的产能往往周期约半年，之后将会逐步贡献产能，而新建产能则平均需要三年时间以及半年的联合试运转，因此三年内改扩建、技术改造和新建的煤矿能够贡献产能5.6亿吨。预计全部新增贡献产能6.1-6.6亿吨，考虑到未来三年去产能任务仍有2.6亿吨，到2020年将净增加产能3.5-4亿吨，大概率能够完成提出的产能净增加额的目标。

煤炭需求将继续增长，新增消费约8000万吨。煤炭的下游行业主要包括电力、冶金、水泥和化肥等，其中电力用煤占比最高，接近50%，四大行业每年的煤炭消费量约为消费总量的85%左右。

从需求来看，2016年我国电力需求恢复增长，我们预计未来三年火电发电量增速将维持在3%-4%；同时供给侧改革使我国工业企业产能利用率提高，目前冶金和水泥等行业对煤炭的需求相对稳定，预计整体煤炭消费增速能够达到2%左右，预计新增消费量约8000万吨。

多种调控手段同时推进，煤价有望回归绿色区间。煤价的大幅上涨使煤电矛盾加剧，有关部门出台了多种调控措施，试图抑制煤价的大幅波动。

目前的主要政策包括通过减量置换和指标交易制度来实现优质产能释放；调节生产消费企业的最高库存和最低库存来保证煤炭供应；推动供需双方签订中长期的煤炭协议和鼓励煤电联营。多种政策的同步推行，在煤炭价格供需持续改善的背景下，可以抑制煤价因短期因素影响而大幅波动的情况。

煤炭供需格局有望持续改善。我们预计2018-2020年煤炭产能净增加在1-1.3亿吨/年，预计18年新增消费量8000万吨，同时考虑到未来国家对劣质进口煤的限制将减少约2000万吨的煤炭进口量，因此判断18年整体煤炭供需仍旧偏紧。但随着新增产能的逐步投放，未来供给增速有望提升，同时多种调控手段防范煤价的大幅波动，整体煤炭供需格局正在持续改善，未来煤炭价格有望回到绿色区间。

3 上网电价有支撑，仍存在煤电联动预期

国家提出一般工商业电价降低10%，由于一般工商业电价的特殊性，我们认为降价的主要压力在输配电环节和政府性基金，火电成本高企，目前下调电价可能性小。其次是目前煤电联动仍存预期，各大发电集团在积极推动煤电联动执行，如能够执行将提升行业整体盈利水平。

3.1 电价下调压力主要在中间环节，上网电价下调可能性小

降低电价空间主要在上网电价、输配电价和政府性基金三方面。2018年政府工作报告中提出，要求降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%，这是首次明确了降低电价的具体量化指标。如果本次降价能够落实，预计全国将降低电费约800亿元。

销售电价的构成主要包括上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金及附加，未来降低电价的空间应该也主要来自于上网电价、输配电价和政府性基金三个方向。

输配环节将承担绝大部分降价压力。全国大部分省的销售电价表的用电分类分为四大类：居民生活用电、一般工商业及其他用电、大工业用电和农业生产用电，这次政府工作报告提出的主要是降低其中的一般工商业电价。

从电价上来看，一般工商业电价要明显高于大工业用电。以北京市为例，1~10千伏电压等级的一般工商业用电平段价格为0.8595元/千瓦时，同等电价等级同一时段的大工业用电电度电价则为0.6770元/千瓦时。如果按照每度电摊销0.1元的基本电价测算，同等电价等级同一时段的一般工商业用电价格，比大工业高10%以上。

一般工商业电价较高的主要原因为定价方式的不同和交叉补贴的存在。大工业用电一般采用电度电价加基本电价的两部制定价方式，而一般工商业用电则采用电度电价单一制定价方式。同时，销售电价长期以来实行“企业补居民、城市补农村”的交叉补贴制度。

工商用电同价政策落实不达预期。2013年5月，国家发展改革委印发的《关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》已经明确要求销售电价逐步调整为以用电负荷特性为主分类，将现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电价格三个类别。

该文件核心是实现工商用电同价，并明确要求销售电价分类结构原则上应于5年左右调整到位。从政策的实际执行情况看，除了上海、河北、海南和广东的深圳，全国大部分省份仍未能实际落实政策。

可以预见，降低一般工商业用电电价将主要由电网企业来承担，同时，国家电网公司董事长舒印彪在3月5日的总工会界别小组讨论时也表示国家电网将承担80%左右电价降低的压力。

政府性基金有望继续下调。政府性基金及附加是指随电量征收的基金及附加，包含在销售电价中，目前主要包括：城市公用事业附加费、重大水库建设基金、水库移民后期扶持基金和可再生能源电价附加。此外，各省可能还有各种地方性基金。