深度报告 | 三要素向好何曾有过？火电行业龙头上演王者归来

1、利用小时重要性逐步提升

GDP 增速、全社会用电量增速、火电发电量和火电平均利用小时数从上至下依次影响。全社会用电量受 GDP 增速和用电结构的影响，火电发电量受全社会用电量和新能源发电量（特别是水电）的影响，火电利用小时数由火电发电量和装机容量决定。2000-2007 年，我国成功进行了市场化改革，并于 2001 年加入 WTO，经济进入新的增长周期，GDP 一路攀升至 14.2%，全社会用电量增速和火电发电量增速维持高位，火电利用小时数一度达到 5991 小时，之后装机容量提速，利用小时数开始下行；2008-2015 年，全社会用电量增速和火电发电量增速基本与 GDP 增速趋势保持一致，利用小时数在火电发电量和装机容量综合影响下先升后降；2016 至今，中国经济进入新常态，GDP 维持 6.7%-7%左右增速，用电结构随着产业调整升级发生深刻变化，全社会用电量和火电发电量增速触底回升，在装机容量增速降低的综合作用下，利用小时数逐渐回升。

2005-2016 年，火电营收增加主要依靠装机容量的快速扩张而非利用小时数提升。在过去的 6 次历史行情中，仅有 2003 年 3 月-2004年 5 月期间利用小时数是同比增加的，难道火电行情真的和利用小时数无关？答案是否定的！ 2000 年后，中国经济进入新增长周期，在“经济发展，电力先行”的理念指引下，火电装机增速迅速提升，2006 年一度达到 26%的增速。在如此高的装机增速下，火电利用小时数必然会下行。过去的十几年中，火电盈利的扩张主要依靠装机容量的增加而非利用小时数的提升。

未来几年内，利用小时数料将起到至关重要的作用。自 2016 年起，我国相继推出多项政策促进煤电装机去产能，通过建立煤电规划，取消不具备核准条件煤电项目，缓核、缓建一批盈余省份煤电项目，淘汰高污染、高能耗机组来进一步优化煤电装机结构与地域分布。随着装机增速的下滑，装机容量对业绩增量的贡献率将降低，利用小时数的贡献对火电企业业绩增长至关重要。

未来几年内，利用小时数料将起到至关重要的作用。自 2016 年起，我国相继推出多项政策促进煤电装机去产能，通过建立煤电规划，取消不具备核准条件煤电项目，缓核、缓建一批盈余省份煤电项目，淘汰高污染、高能耗机组来进一步优化煤电装机结构与地域分布。随着装机增速的下滑，装机容量对业绩增量的贡献率将降低，利用小时数的贡献对火电企业业绩增长至关重要。

2、标杆电价造就逆周期属性

标杆电价是为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。2004 年，我国首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价水平，并在以后年度根据发电企业燃煤成本的变化进行了适当调整。为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，2004 年 12 月国家发展改革委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》。

标杆电价造就了火电的逆周期属性。标杆电价即所谓计划电价，虽然建立了煤电联动机制，但调整频率与快速波动的煤价相比仍然过低，这也造就了火电的逆周期属性。如标杆电价不进行调整，当煤价下跌时，火电点火价差增加，盈利能力增强；当煤价上涨时，火电点火价差降低，盈利能力减弱。所以说，标杆电价让火电企业有时欢喜有时忧。

一半火电行情与标杆电价上调有关。从 2004 年至今我国燃煤机组上网电价共计调整 15 次，其中 11 次上调 4 次下调。标杆电价上调的低频率、稀缺性，也让市场对电价调整倍加关注，几乎每次电价大幅上调都会带来一波火电行情。2007 年 1 月-2007 年 5 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月、2014 年 6 月-2015 年 6 月的 3 次行情均与电价上调有关系。

3、成也煤价，败也煤价 2003 年以来，秦皇岛港:山西优混(Q5500K):平仓价平均为 555.6 元/吨，最高点出现在 2008 年 7 月为 995 元/吨，最低点出现在 2003 年 6 月为 260.5 元/吨。伴随着煤价的涨跌，点火价差反向变动，也显著影响火电企业业绩。2007 年 1 月-2007 年 5 月、2008 年 8 月-2009 年 2 月、2012 年 5 月-2012 年 7 月、2014 年 6 月-2015 年 6 月出现的 4 次行情均与煤价下跌有关。而煤价上涨也会造成火电盈利能力变弱，从而引起股价下跌。

（二）火电三要素齐向好，这次大不一样过去的 6 次行情中，无论进攻属性还是防御属性行情尚未遇到三要素齐向好的情况。这次三要素同时向好，或将引起一轮前所未有的火电行情。

1、定价权提升

“基准电价+浮动机制”提升火电定价权，火电资产向优发展。国家发展改革委、国家能源局近日联合出台了《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》。《通知》指出完善中长期合同交易电量价格调整机制。交易双方在自主自愿、平等协商的基础上，在合同中约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。通过煤电联动的浮动机制提高火电企业定价权，保证火电现金流和业绩稳定，火电的周期属性减弱，资产向优转变。

标杆电价上调叠加市场化交易折价收窄，助推平均上网电价提升。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，从市场化交易电价的角度来看，市场化交易电量折价自 2017 年以来逐步收窄。2018 年 6 月份电力市场化集中竞价交易有广西、山东、安徽、江苏及贵州等省份。其中，广西、安徽及江苏均呈现出申报电量需求旺盛的状态，安徽省用电端申报电量甚至约为发电端申报电量的 2 倍，与此对应的是集中竞价最终出清价格与当地燃煤机组上网标杆电价价差收窄，广西、山东、江苏、贵州、福建等地价差分别为 1.085、0.89、1.4、0.35、1.4 分/千瓦时，安徽省该项价差仅为 0.06 分/千瓦时，几乎等同于标杆电价。

2、持续提升的利用小时数

2018 上半年，火电利用小时数同比增加 116 小时，提升 5.8%。1-6 月，全国全社会用电量 3.23 万亿千瓦时，同比增长 9.4%；火电发电量 2.39 万亿千瓦时，同比增长 8%；火电平均利用小时为 2126 小时，比上年同期增加 116 小时，同比提升 5.8%；

随着装机容量增速放缓，全社会用电量增速维持高位，未来三年利用小时数将持续提升。根据我们电力供需模型预测 2018-2020 年全社会用电量增速有望分别达到 8%、6.8%和 6.6%，火电发电量增速分别为 7.4%、5.8%、5.7%，火电装机容量增速分别为 3.5%、4.5%、4.5%，火电利用小时数分别为 4341、4415、4466 小时，燃煤机组利用小时数分别为 4486、4582、4654 小时。火电机组特别是燃煤机组的利用小时数仍将持续提升。

3、煤价持续下行

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%。

发改委多项措施望力促煤价回落至绿色区间。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具体措施，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。6 月初，国家能源集团称，将外购煤长协价格控制在黄色区间（600 元/吨以内），全力稳定煤炭市场形势、保障社会用煤安全。

近期煤价下滑明显，煤炭库存充足。截至 8 月 1 日，环渤海动力煤指数 5500 大卡综合平均价格为 567 元/吨，较上周下跌 1 元/吨，在此前多周持平之后连续三周下跌；截至 8 月 6 日，秦皇岛山西产 5500 大卡动力煤价格为 593 元/吨，较 6 月底下跌 83 元/吨，较今年来煤价最高点（2 月 2 日）下跌 172 元/吨；截至 8 月 6 日，18 年 9 月交割的动力煤合约报价 598 元/吨，较 6 月底下跌 49.2 元/吨。8 月 7 日，秦皇岛港煤炭库存为 664.5 万吨，同比增加 10.29%，较年中最低值增加 177.5 万吨；6 大发电集团库存合计达 1529 万吨，同比增加 30.7%，较年中最低点增加 688 万吨，港口及电厂煤炭库存充足。

在全社会用电量保持高速增长背景下，电煤需求旺盛仍然未能支撑煤价保持在较高水平，在用电高峰过后，电煤需求收缩背景下，煤价将更难回归高位水平。