深度 | 华电国际：火电多因素向好 高弹性乘势起飞

（四）多措施疏导煤价上涨动因，煤价预期与去年持平

从煤电关系上来看，2016 年前动力煤价格与火电发电量增速同步变动，2015 年末-2017 年动力煤价格与电量- 煤量增速差较为统一。我们将近十年的动力煤价格与火电发电量、煤炭可供量增速比较发现：2008-2015 年期间，秦 皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）从 2011 年 11 月最高点 860 元/吨到 2015 年 11 月最低点 351 元/吨，对应火电发电 量增速由 2011 年的 13.9%到 2015 年的-2.8%，发电量增速每波动 1 个百分点，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500） 平均波动 30.5 元/吨；2015-2017 年，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）从 2015 年 11 月最低点 351 元/吨到 2016 年 11 月最高点 741 元/吨到，电量-煤量增速差由 2015 年的 0.78%到 2016 年的 7.28%，电量-煤量增速差每波动 1 个 百分点，秦皇岛港动力末煤平仓价（Q5500）平均波动 60 元/吨。

整体来看，前五个月电量-煤量 2.9%的增速差与去年同期基本持平。如果 2018 年全年电量-煤量增速差与去年保 持基本一致，加之供需基本面基本维持紧平衡状态，我们预测今年煤价与去年相比将不会有大幅波动。

中长协煤价对电煤成本影响加大，有助于维持火电燃料成本稳定。2017 年 11 月，国家发改委发布《关于推进 2018  年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》支持煤电企业多签中长期合同。其中，中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的  75%以上。合同一经签订必须严格履行，全年中长期合同履约率应不低于 90%。按照下限测算，中长协煤价对发电企业的电煤成本影响程度为 68%。

今年 4 月中下旬以来，煤炭价格特别是电煤价格持续上涨从而给发电企业经营带来压力。为缓解电煤矛盾，发改委 5 月份开始积极采取措施稳定煤价。5 月 18  日，发改委经济运行调节局负责人在回应近期煤价上涨过快问题时表示，将采取增产量、增产能、增运力、增长协、增清洁能源、调库存、减耗煤、强监管、推联营等 9  项措施，进一步稳定煤炭市场，促进市场煤价回归合理区间。5 月 21 日，煤电工作会议召开，会议主要讨论了控制电煤价格措施：（1）新增 2 亿至 3  亿吨铁路配置运力的产运需三方长协合同；（2）要求神华、中煤等主要煤企带头把 5500 大卡的月度长协价格降到绿色区间 570  元/吨以内；（3）要求于各央企、重点省属电厂不要高价抢购电煤，在现有基础上降低 5  天左右库存，以稳定煤炭市场平抑煤价；（4）在进口煤方面，要求在不超去年总量的基础上定向支持发电企业。并要求各方执行，力争在 6 月 10 号前将 5500  大卡北方港平仓价引导到 570 元/吨以内。5 月 22  日，国家发改委与国家市场监管总局联合发布《关于公布煤炭市场违法违规行为举报方式的通知》，公布了煤炭市场违法违规行为举报方式，表示为进一步规范煤炭市场秩序，有关部门将加强煤炭市场监管，严厉打击违法违规炒作煤价、囤积居奇等行为。

具体落实上，为响应国家保供稳价政策，大秦线自年初以来基本保持满负荷运行。5 月 19  日起，张唐铁路煤炭运输引入万吨大列，对环渤海港口煤炭供应提供有效补充。截至 6 月 13 日，大秦线运量维持在 131.53 万吨，较去年同期高近 17  万吨，张唐铁路接入 22 大列也有近 10 万吨的净增量。除保障运量外，太原局、呼和局还同时加大了对长协煤、平价煤的保障力度，力促优质低价货源加速运转。

（五）点火价差企稳回升，火电企业利润水平有望改善

煤电度电利润由点火价差决定，点火价差受到上网电价及燃料成本的影响。上网电价由标杆电价和市场电价加权得到，市场交易电价一般在标杆电价的基础上有一定折让，2017  年，市场交易电量累计 1.63 万亿千瓦时，占比 26%。2016 年 1 月以来，电煤价格指数不断攀升，全国平均点火价差也随之下降。2017 年 7 月 1  日起，全国煤电标杆电价平均上调约 1.1 分/千瓦时，全国平均点火价差也随之增长。

2018 年 5 月煤电全国平均点火价差为 0.1296 元/千瓦时，同比增长 0.96%。2018 年以来，点火价差从 2 月份的 0.1127  分/千瓦时逐步提升至 5 月的 0.1296 元/千瓦时，逐步回升至 2017  年以来的较高水平，实现企稳回升。从电价和煤价两个角度来看，目前市场化电价价差正在逐步缩小，市场化电价对整体上网电价的侵蚀有望就此触底；煤价方面，前文我们通过电量-煤量增速差的分析并结合目前政策趋势，预测今年煤价与去年相比将不会有大幅波动。因而，全国平均点火价差有望企稳回升。

分地区来看，火电发电量前五名省区点火价差均高于全国平均水平。2018 年 5 月，全国平均点火价差排名前五位省区分别为：海南（0.1768  元/千瓦时）、蒙东（0.1612 元/千瓦时）、广东（0.1586 元/千瓦时）、冀北（0.1535 元/千瓦时）、上海（0.1488 元/千瓦时）。2018  年 1-5 月份火力累计发电量前五名的省区分别是：山东（392 亿千瓦时）、江苏（344 亿千瓦时）、内蒙古（325 亿千瓦时）、广东（287  亿千瓦时）、浙江（229 亿千瓦时），对应点火价差分别为：0.1296 元/千瓦时、0.1334 元/千瓦时、0.1331 元/千瓦时、0.1586  元/千瓦时、0.1392 元/千瓦时。公司在山东、广东、浙江、河北均布局有大型装机，有望受益于点火价差扩大带来的业绩提升。

三、业绩弹性强，短期+长期逻辑兼备

（一）短期受益电价和利用小时数提升，长期受益煤价下行

我们测算得出公司的业绩对电价和煤价的敏感性高，因此电价提升和煤价下行都将为公司带来高速增长。同时，利用小时数提升能够有效抵消煤价上涨对业绩的影响。

 1、标杆电价提升和市场交易折价收窄，助公司业绩触底回升

以公司 2017 年数据为基础，假设其他因素稳定，每当电价提升 0.01 元/千瓦时，对应的净利润增幅达 126.6%。

我们通过梳理各省 2017 年煤电标杆电价的变动，以公司在各省发电量加权计算得 2017 年 7 月煤电标杆电价上调幅度约为 0.014  元/千瓦时。由于今年降成本的大环境，煤电联动较难落实，电价调整空间较小。因此 2018 年公司平均上网电价将主要受 2017 年 7  月标杆电价上调的影响，2018Q1 公司平均上网电价同比增长 3.5%（+1.38 分/千瓦时）至 0.4132 元/千瓦时，预计 2018  全年平均上网电价增幅约为 0.007 元/千瓦时，对净利润产生约 7 亿元的贡献。

同时，公司市场化交易电量占比在 2018  年预计将进一步提升，但折价幅度将有所缩窄。因此整体来看，在电价稳中微升的预期之下，公司业绩对电价的高敏感度将有力地推动业绩上行。

2、煤价敏感性较高，规模效应下煤价涨幅可控

煤价对公司盈利能力的影响较电价相对较弱，但从绝对额角度考虑，煤价每下降 10 元/吨，公司业绩将正向增长  44.4%，其对业绩的提振幅度同样较为可观。

2018 年综合煤价与 2017 年价差在逐步收窄。若以现货、月度长协与年度长协 4：3：3 的比例计算综合煤价， 2018 年 1  月份综合价格比去年同期高 70 元/吨，而到 6 月累计综合价格比去年同期高 24 元/吨，价差处于收窄态势。

华电国际未来煤价涨幅有限，有回落趋势。一方面由于公司主要电厂采用当地煤以及陆路运输煤，运费可控性更强；另一方面由于公司长协煤占比达  60%，在现货价格上涨时对公司成本起到一定的稳定作用。2018Q1 华电国际入炉标煤单价为 748 元/吨，2018 年 4-6 月有所回落。我们预计 2018  年上半年入炉标煤单价为 730-733 元/吨，公司煤价处于回落态势。

3、利用小时数提升或可完全抵消煤价上涨，多种情形测算确认底部

（1）2018H1 利用小时数提升可完全抵消煤价上涨引入

利用小时平衡煤价，探究利用小时数和煤价作用强弱。由于火电企业在装机容量不变的情况下，折旧、职工薪酬及维修保养修理等其他成本不会大幅波动，利用小时数的增加将度电折旧和其他成本摊薄，从而使火电边际利润增加。为了探究利用小时数和煤价相互作用的强弱，我们引入利用小时数平衡煤价（与利用小时数变动  1%作用大小相同的综合煤价同向变动值）进行分析。

华电国际利用小时数平衡煤价为 4 元/吨，2018H1 利用小时数提升可完全抵消煤价上涨。经测算，在公司 2017 年 4502  小时火电机组利用小时的基础上，若利用小时数增长 1%，可以平衡掉标煤单价（不含税）上涨 4 元/吨带来的成本增长。2017H1 和 2018H1  华电国际入炉标煤单价（不含税）分别约为 720 元/吨、730-733 元/吨，2018H1 利用小时数提升约 4%。按照利用小时平衡煤价的概念，利用小时数提升  4%可以抵消标煤单价（不含税）上涨 16 元/ 吨的成本增长，将完全抵消华电国际上半年入炉标煤单价（不含税）的涨幅，或能带来利润增长。

（2）不同煤价下的多情形分析：收益增长确定性较强

为进一步探究公司业绩的确定性，我们假设公司全年利用小时数提升 4%（公司 Q1 利用小时数增  4%），在不同煤价的情况下测算了公司业绩增长的情况：

情形一（煤价同比下降）：下半年 5500 大卡北方港平仓价维持在 570 元/吨，全年煤价下跌 16 元/吨，利用小时数维持同比  4%的增长，公司归母净利润增幅 449%

若根据发改委 5 月 21 日的要求：“力争在 6 月 10 日前将 5500 大卡北方港平仓价引导至 570 元/吨以内”，我们假设下半年煤价维稳在  570 元/吨，则全年电煤成本较去年下降约 2.5%，对应标煤单价（不含税）将下降约 15-17 元  /吨，在利用小时数增长和煤价降低的联合作用下，公司归母净利润将达 23.6 亿元，对应增幅达 449%。

情形二（煤价同比持平）：电量-煤量增速差与 2017 年持平，煤炭平均价格与 2017 年相比变动不大，利用小时数仍维持 4%的增长，归母净利润增幅约  347%

根据前文煤价-电价增速差的概念，动力煤价格与电量-煤量增速差较为统一，据国家统计局数据，1-4 月份火电发电量同比增长 7.1%，煤炭可供量同比增长约  4.2%，电量-煤量增速差为 2.9%，与去年同期持平。2018 年煤炭行业预计新增产量约 1.0 亿吨，国内进口煤量约 2.7-3.0  亿吨，煤炭可供应量增速为 3.4%，电量-煤量增速差为 4%，略低于去年  4.12%，因此我们预测今年煤炭平均价格与去年相比不会有大幅波动。在煤价维稳、利用小时数增长的推动下，公司归母净利润将同比增长 347%至 19.2  亿元

 情形三（下半年用电需求增速回落）：下半年用电需求增速回落，火电利用小时数增速下滑 1%至  3%，煤价同步下跌，且跌幅将超利用小时数平衡煤价，归母净利润同比增长 472%

若全年火电利用小时数增速下降 1%，同样根据电量-煤量增速差概念，火电发电量增速下降 1pct，现货煤价将下跌约 60  元/吨。若只考虑现货煤价下跌，则全年综合煤价下跌约 24 元/吨，远超利用小时平衡煤价，公司归母净利润仍将同比增长 472%至 24.6 亿元。

 情形四（煤价同比上涨）：全年综合煤价同比提高 20 元/吨，利用小时数保持 4%的增长，归母净利润增幅约 221%

若利用小时数仍保持 5.2%的增速，而下半年煤价持续上涨，即便下半年现货/月度长协/年度长协分别维持在 700/620/570  元/吨，全年综合价格比去年同期高 20 元/吨的极端情况，由于利用小时数带来的边际收益更为显著，仍完全能够平衡掉煤价上涨带来的成本增长，2018  全年公司归母净利润预计同比增长 221%至 13.8 亿元。