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2017 年一季度公司营业收入375.77

亿元，环比增长22.83%;营业成本329.53亿元，环比增长15.44%;毛利率12.30%，环比增加5.61 个百分点。公司业绩于2017

年一季度出现环比改善的重要原因系煤价出现下行。

二季度公司营业收入338.57 亿元，环比减少9.90%;营业成本302.73 亿元，环比减少8.13%;毛利率10.58%，环比减少1.72

个百分点。二季度营收下滑是公司业绩缩水的主因：二季度公司完成售电量856.24 亿千瓦时，环比下降5.38%。

三季度公司营业收入396.41 亿元，环比增长17.08%;营业成本344.58 亿元，环比增加13.82%;毛利率13.07%，环比增加2.49

个百分点。公司三季度营收和业绩的同步提升主要得益于2017 年7 月1 日起全国范围内火电标杆上网电价的上调增厚公司度电利润空间。

四季度公司营业收入413.85 亿元，环比增长4.40%;营业成本375.24 亿元，环比增加8.90%;毛利率9.33%，环比减少3.74

个百分点。我国煤炭价格在四季度的需求旺季再度季节性走高，公司毛利率承压成为业绩下滑的主因。

根据年报披露数据，我们大致拆分2017 年公司各分部的盈利情况。其中，营业税金及附加、销售费用、管理费用和财务费用按照营收占比进行粗略的分拆。

可以看出，公司2017 年除火电业务以外都实现了盈利，而火电虽然毛利仍为正值，但是在按照营收比例扣除各项费用支出之后，税前亏损达到62

亿元左右。火电亏损的子公司无法去为盈利的子公司抵扣所得税，导致公司2017 年综合所得税率达到42.30%，进一步削弱了公司的净利润水平。

度电利润在2017 年大幅下降。从公司各季度的度电利润看，2017 年第一季度-2017

年第四季度，由于煤炭价格的高位运行，公司度电成本较高，度电利润均为负值，表明在煤价较高的情况下电力收入难以覆盖高额成本。其中，第三季度度电利润相对高于其他季度，主因系2017

年7 月1

日起各省区上调燃煤发电标杆上网电价，公司平均电价提升。同时第三季度为用电旺季，公司电量基数较大，有效摊薄了相关固定成本，度电成本水平相对较低。

综上所述，公司作为火电行业龙头上市公司，经营情况基本上反应了行业环境的变化：2017

年公司及行业在经济向好、需求旺盛的促进下，利用小时得到了显著的改善，但由于煤价的大幅攀升及高位运行形成了第三次“煤电顶牛”，成本方面压力较大，火电业务已经基本出现亏损，出现了营收增长但业绩大幅下降的经营困境。

滩浅困龙，渊深腾蛟：价格系行业及公司业绩改善重点

当前，我国用电需求随经济回暖而保持持续增长，火电供给侧改革政策频出，也一定程度上遏制了火电装机容量的增速。供需的持续改善利好火电利用小时，2017年全国火电利用小时实现止跌，公司火电利用小时实现同比提升，产能利用率不再是制约公司及行业业绩的因素。2017年，火电行业及公司受煤价拖累的度电利润是全行业业绩下行乃至亏损的主要原因，因此价格的未来走势(包括煤价和电价)是火电行业及华能国际业绩能否实现改善的重点。

(1)清洁能源持续压制火电利用小时

2013年以来，随着经济增长趋缓和电力需求下降，以及各电源装机容量的持续增长，我国电力供需关系恶化，火电作为发电优先级最低的电源种类，发电空间受到挤压，全国火电利用小时数持续下降。而公司作为火电第一龙头企业，发电装机以煤电为主，同样受到供需关系变化的影响，公司平均利用小时数大幅下降。随着2016年以来的火电供给侧改革效果初显以及2017年电力需求增速较为理想，2017年火电行业利用小时止跌，公司平均利用小时3951小时，同比提升增加30小时。

(2)火电装机增长受限，电力行业供需环境改善

2017年，国家发改委及能源局陆续推出政策和相关措施限制火电装机增长速度，2018年3月5日，“两会”上政府工作报告再次指出，化解过剩产能、淘汰落后产能，淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组。3月7日，国家能源局网站发布《2018年能源工作指导意见》，提出2018年煤电投产规模较2017年更进一步减少，淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。未来火电企业内生发展预计将继续受限。

因此在电源装机增长方面，我们维持此前的看法不变：火电新增装机容量将受到相关去产能政策影响，2017年燃煤发电装机投产情况将同比下滑，行业内生发展将继续受限，预计全年装机增长将控制在5%左右，未来则有望进一步下降。

(3)基于电力供需平衡的火电利用小时预测

结合我国用电需求预测、装机增量预测以及清洁能源出力假设，对我国火电利用小时水平进行预测：预计2018-2020年我国火电利用小时分别为4154小时、4177小时4181小时，“十三五”期间略有浮动但幅度不大，整体维持该水平运行。依据如下：

1、2017年起火电装机增速得到有效抑制，且全社会用电需求持续保持旺盛。在较高的需求同比增长下，我国火电利用小时或仍能保持在相对较高的水平。然而，考虑到2017年来水较丰的汛期对于新水利年(2017下半年-2018上半年)的水电出力有着积极的影响，我们判断2017-2018年火电利用小时仍无法实现同比增长。

2、2017年我国用电需求保持在一个非常理想的水平(增速6.57%)，但本着审慎的原则，我们预计2018年起随着宏观经济增速的放缓，用电需求增速将开启下滑，因此火电利用小时基本很难实现反弹。

3、按照国家能源发展“十三五”规划，“十三五”期间取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，同时全国煤电装机规模到2020年力争控制在11亿千瓦以内，火电装机的增长受限将有利于火电利用小时止跌。

煤价已过高点下行，若持续下跌有望促进业绩回升

(1)煤价过旺季之后急促下降

2月以来，秦皇岛煤炭平仓价和环渤海煤炭价格均出现显著的下降，或因煤炭需求旺季进入尾声，供需关系趋于平衡，过高的煤炭价格得到控制。此外国家发改委引导重点产煤省和煤炭企业保持煤矿连续生产和稳定供应，通过调整产能置换指标折算比例等多种方式引导优质煤炭产能加速释放。随着煤炭需求旺季接近尾声，叠加多方力量引导煤炭供需关系理性发展，煤价短期大幅下行。

从中长期看，我们判断随着国家政策持续引导煤炭优质产能释放，煤炭供需关系或将得到改善，2018-2020

年煤炭价格有望进入下行通道。在当前电价调升而煤价趋稳的环境下，公司度电利润水平得到提升，利好公司当期业绩改善。

(2)电价不匹配煤价，仍存在上调的可能

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。2017年公司平均上网结算电价为0.41401元/千瓦时，同比提升0.01741元/千瓦时，增幅约4.39%，2017年7月1日全国火电标杆上网电价调升成果已在公司平均上网结算电价中有所体现。

(3)煤电价格联动

我国燃煤发电计划电部分标杆电价目前遵循《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[2015]3169号)文件精神，按照煤炭价格和电价联动机制进行调整。文件明确煤电联动的具体内容：

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