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按煤电联动公式计算,2018 年上网电价应上调 3.5 分左右。2016 年 11 月至 2017 年 10 月平均电煤价格指数为 513.68 元/吨,供电标准煤耗为 311.24 克/千瓦时,按煤电联动公式计算在 2014 年 1 月 1 日电价基础上应上调 1.67 分/千瓦时。由于 2016 年初曾发生过一次调整,降低了 3 分/千瓦时,2017 年 7 月 1 日通过取消工业结构调整基金以及下调两项基金上调上网电价平均 1 分/千瓦时左右,因此理论上,若 2018 年实行煤电联动,全国各省应在 2017 年 7 月 1 日电价基础上再上调 3.5 分/千瓦时。
煤电联动大概率不达预期,电价上升空间有限。虽然按照最新煤电联动机制计算,2018 年燃煤上网标杆电价应上调 3.5 分,但由于我国经济正处于“新常态”,工商业仍需大力降成本,我国当前缺乏支持电价大幅上调的经济基础。2018 年 1 月 3 日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,其中特别提出了“大力推动降电价”;2018 年政府工作报告提出,“要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%。尽管国家推动降电价针对的是销售电价而非上网电价,但在降销售电价的背景下,上网电价上调的难度也就比较大,由此我们预计煤电联动大概率不达预期。
5.2. 上网电价边际恶化风险较小
我们认为虽然煤电联动上调电价的难度较大,但上网端电价边际恶化风险也较小:1)标杆上网电价下调的概率较小;2)市场电折价幅度缩窄。
标杆上网电价下调的概率较小。目前来看国家大力推行降电价的措施主要针对电网端及附加费用等,2017 年 4 月 1 日取消城市公用事业附加费,7 月 1 日取消工业结构调整基金,下调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,通过降低附加费用的方式让利于下游,并未涉及下调上网电价。同时在煤价高位运行的背景下,火电企业不具备承受电价下调的基础,2017 年底四大集团向发改委递交《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》,报告中提到 2017 年高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损 402 亿元,亏损面高达 60%。从火电上市公司 2017 年的业绩来看,ROE 也纷纷跌进历史低点。因此我们认为上网端电价的下调空间非常有限,预计在煤价回归合理区间之前,上网端标杆电价下调的概率较小。
市场电折价幅度收窄。目前各火电企业市场电占比均在 30%左右,未来市场电占比仍有进一步扩大的趋势,但折价幅度已从 2016 年以来大幅收窄。以华能国际为例,通过调研我们了解到其 2017 年市场电折价幅度 8%-9%,明显低于 2016 年折价幅度 12%-13%,折价收窄的原因主要有两方面:一是电力企业竞价逐渐趋于理性;二是在煤价上涨过程中,市场电的市场化特性得到凸显。
6. 投资建议
综上我们认为,火电大周期拐点确立,在煤价逐步回归合理区间以及利用小时逐步提升的推动下,火电已经进入盈利能力逐渐修复的大周期上升通道。多重利好助力火电基本面从底部逐渐修复:①利用小时数逐步提升:经济稳中向好带动用电量需求持续回暖,煤电去产能背景下火电装机增速明显放缓,供需好转拉动火电利用小时逐步提升,我们预计未来有望保持每年 50-小时左右的速度上升。②煤价缓慢回归至合理区间:煤炭去产能边际作用递减,同时发改委多次强调释放先进产能及保供应,我们预计未来煤炭供需偏紧的状况有望得以改善,煤价下行趋势较为确定,煤价有望缓慢回归合理区间;③电价相对平稳:降成本大背景下煤电联动大概率不达预期,但高煤价下火电企业大幅亏损,因此电价下调的空间也非常有限,我们预计在煤价回归合理区间之前,上网电价下调的概率较小。
在目前市场波动加大的背景下,电力配置属性凸显,持续推荐火电板块。首推估值处于历史低位的港股火电企业华能国际电力股份、华电国际电力股份, A 股推荐资产优质、分红比例高、类债属性凸显的全国火电企业华能国际、华电国际,以及地方龙头皖能电力。
7. 核心风险
盈利能力方面:1、成本端:动力煤价格超预期上涨;2、销售端:电价调整幅度过低从而无法覆盖成本端上升 3、需求端:电力需求疲软,火电利用小时数继续下行;水电来水超预期从而挤压火电。
改革方面:电力央企重组推进步伐低于预期;供给侧改革不及预期,导致火电整体发电效率维持较低水平;新一轮电改进度不及预期。
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