深度 | 火电行业报告：煤价下行预期加强 火电装机利用小时数有望好转

基于2020年各省（区、市）电力系统备用率，仅三省份为系统备用率适当或者偏低的绿色等级。2016年3月，国家发改委印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，要求建立煤电规划建设风险预警机制，加快落后产能淘汰力度，优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组，取消一批不具备核准条件煤电项目，缓核、缓建一批电力盈余省份煤电项目。同年4月，国家能源局发布《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》，冀南、江西、四川、安徽、云南、海南为煤电装机充裕度为绿色等级。到2017年4月，国家能源局发布《2020年煤电规划建设风险预警的通知》中仅湖南、江苏、海南为绿色等级。

电力供给侧结构性改革稳步推进。2017年1月，国家能源局下发《关于衔接各省“十三五”煤电投产规模的函》，取消、缓核、缓建煤电机组1.48亿千瓦。2017年9月，国家发改委印发《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，停建煤电项目3520万千瓦，缓建5517万千瓦。2016和2017年分别淘汰、关停煤电机组491.8和779.5万千瓦。《2018年能源工作指导意见》要求，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。今年3月，能源局印发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，主要涉及控制新建自备电厂、落实交叉补贴和落后产能淘汰等工作。我们预测2018年淘汰、关停煤电机组将大于400万千瓦。

我们预测，2018-2020火电装机年均复合增速约为4.2%。2015年以来，火电装机容量增速逐年下降。2017年火电装机容量为11.06亿千瓦，同比增长4.25%，其中煤电装机9.9亿千瓦，燃气发电7438万千瓦，其他4255万千瓦。我们根据在建项目进度预测2018年火电装机增加3714万千瓦，其中煤电2700万千瓦，燃气发电814万千瓦，其他200万千瓦。2018-2020年火电装机增速分别为3.4%、4.0%、5.2%，煤电装机增速为2.7%、3.8%、3.6%。

2017年火电基本建设投资完成额为740亿元，同比下降33.9%，下滑幅度为历年之最。主要原因是《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》停建、缓建了一批煤电机组，导致在建项目大幅减少。2018年一季度，火电基本建设投资完成额为113亿元，同比下降5.7%。

我们预测，2018-2020年火电利用小时数分别为4224、4227、4195。利用小时数由发电量和时间加权装机容量共同决定。2014-2016年，火电利用小时数逐年大幅下滑，一方面是因为用电需求增速放缓和可再生能源挤压效应，导致火电发电量减少；另一方面是由于火电装机容量增速依然维持高位。2018-2020年火电发电量和装机容量年均复合增速分别为4%和4.2%，基本保持平衡，利用小时数将维持稳定。根据年度预测数据，我们测算出2018-2020年火电利用小时数将分别为4224、4227、4195，同比增加15、4、-33小时。

（四）煤电点火价差触底回升，盈利能力有望提升

1、近年煤价受电量-煤量增速差影响较大，发改委促煤价回归绿色区间

2018年煤电标杆电价大概率不会调整，一般工商业电价下调有助于刺激经济发展，提振用电需求。今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%，按照国网测算，约有800亿元的降价空间。2018年3月底《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，主要在电网环节收费和输配电价格方面降价约430亿元。财政部4月17日发布《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》，在按照《财政部关于降低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的通知》（财税〔2017〕51号）降低25%的基础上，再统一降低25%，政府基金让利金额约122亿元。5月15日，发改委印发了《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，该项措施涉及金额约216亿元。目前，一般工商业电价下调主要是输配电和政府基金让利，没有涉及发电企业。在降成本，刺激经济发展的大环境中，电价也大概率不会上调。

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/吨涨到2016年11月最高点741元/吨，电量-煤量增速差由2015年的0.78%增到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。

据国家统计局数据，1-4月份火电发电量同比增长7.1%。原煤产量11亿吨，同比增长3.8%；进口煤炭9768万吨，同比增长9.3%；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。如果2018年全年电量-煤量增速差与去年保持基本一致，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。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%。

政府多项措施促市场煤价回归绿色区间。4月份火电发电量同比增长7.3%，助推煤价上涨。2018年5月22日秦皇岛山西产5500大卡动力煤价格652元/吨，较4月底上涨63元/吨，较去年同期上涨93元/吨，同比增长16.6%。为防止煤价过快增长，国家发展改革委经济运行调节局负责人近期表示将采取：增产量、增产能、增运力、增长协等9项措施，以进一步稳定煤炭市场、促进市场煤价回归合理区间。国家发改委21日召开会议商定具体措施：（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。要求各方执行相关措施，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。对此，市场反应强烈，5月23日，7月份交割的动力煤期货合约，跌幅达5.03%。

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我们预测2018年电厂燃煤成本较去年下降约2.5%。华能国际、国电电力、华电国际、大唐发电的长协煤占比分别约为60%、70%、60%、40%，其中年度长协和月度长协基本维持1：1，长协煤占比较《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》要求的75%有一些差距。据此，我们假设全国范围年度长协、月度长协和现货煤比例约为3：3：4。如果下半年5500大卡动力煤平仓价能维持在570元/吨，我们测算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，按照2017年全国平均供电煤耗309.06克/千瓦时计算，煤电燃料成本有望相应下降0.46-0.53分/千瓦时。

2、点火价差回升助火电业绩改善

2018年4月煤电全国平均点火价差为0.1275元/千瓦时，同比增长1.4%。度电利润则主要由上网电价和燃料成本决定。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%。煤电的盈利能力可以用点火价差来衡量，点火价差是指煤电的上网标杆电价与度电燃料成本的差值。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。

火电发电量前五名省区除山东外点火价差均高于全国平均水平。2018年4月，全国平均点火价差排名前五位省区分别为：蒙东（0.1634元/千瓦时）、广东（0.1572元/千瓦时）、海南（0.1536元/千瓦时）、黑龙江（0.1500元/千瓦时）、冀北（0.1488元/千瓦时）。2018年1-4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：0.1218元/千瓦时、0.1292元/千瓦时、0.1487元/千瓦时、0.1572元/千瓦时、0.1451元/千瓦时。