【华创环保公用】电力行业深度：以史鉴今，火电王者归来

【华创环保公用】电力行业深度：以史鉴今，火电王者归来

电力改革持续推进，市场化步伐加快。改革开放至今，中国电力体制改革大体上经历了四个阶段：第一阶段（1979—1997年）：为解决电力供应严重短缺问题，推行“集资办电”。第二阶段（1997—2002年）：提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。1997年1月16日，中国国家电力公司在北京正式成立，电力工业彻底地实现了在中央层面的政企分开。第三阶段（2002—2012年）：2002年12月，国务院下发了《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径，组建两大电网公司和五大电力集团。第四阶段（2013年至今）：电力体制改革进入新常态，市场化步伐加快。

我们筛选出了2003年以来，SW火电板块相对上证综指超额收益在20%以上的6次行情：2003年3月-2004年5月、2007年1月-2007年5月、2007年11月-2008年3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。通过分析这6次行情的驱动因素和特点，尽可能对目前这波火电行情的特点和空间进行预测。

火电板块历次跑赢大盘的行情特点大致体现为两种属性：进攻属性和防御属性。进攻属性体现为：火电板块随大盘一同上涨，但是由于盈利能力快速提升，受市场青睐，涨幅超过上证综指。防御属性体现为：经济不景气，电力需求减弱的同时煤价也步入下跌通道，火电盈利能力并没有受到大幅影响，火电板块走势强于大盘。

6次火电行情中有三次体现进攻属性：2003年3月-2004年5月、2007年1月-2007年5月、2014年6月-2015年6月，超额收益分别为分别31.24%、122.49%、104.94%，平均超额收益为96.64%。三次体现防御属性：2007年11月-2008年3月、2008年8月-2009年2月、2012年5月-2012年7月，超额收益分别为分别27.27%、33.96%、20.58%，平均超额收益为27.27%。从6次行情可以看出，进攻属性比防御属性行情持续时间要长，超额收益要大。

结合上述分析，我们总结历史火电较长期景气的原因主要为：（1）在经济高速增长状态下，宏观经济增长带动的用电需求增长和煤价相对稳定的增长带来火电量价齐升型的利好，煤价的稳定对火电业绩而言是“锦上添花”；（2）在经济平稳运行状态下，煤价较大幅度的下跌有利于扭转用电需求和利用小时的下滑对火电业绩造成的不利影响，煤价的下跌对于火电业绩而言是“雪中送炭”。

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。

利用小时数提升带来丰厚边际利润。根据公司公告，2017年华能国际和华电国际的火电度电成本分别约为0.334、0.307元/千瓦时，燃料成本分别约为0.226、0.222元/千瓦时，占比分别为67.7%、72.3%；折旧成本分别约为0.05、0.051元/千瓦时，占比分别为15%、16.6%；其他成本分别约为0.058、0.034元/千瓦时，占比分别为17.3%、11.1%。其他成本主要包括职工薪酬、维护及检查费用等。以华能国际为例，2017年火电上网电价（不含税）为0.352元/千瓦时度电营业利润1.8分/千瓦时，利用小时数提升多发的电量省去了折旧和其他成本，度电营业利润增加至12.6分/千瓦时，边际利润非常丰厚。

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。

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。但是2003年3月-2004年5月、2007年11月-2008年3月出现的两次火电行情中，煤价处于上涨区间，也就是说火电行情也曾和煤价共增长。

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、定价权和议价权提升

“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、降电价目标基本完成，燃煤标杆电价下调风险基本解除

四批11项措施未涉及发电侧，标杆电价下调风险基本解除。2018年初《政府工作报告》提出一般工商业电价平均降低10%的降电价目标。截至目前，国家发改委通过四批11项措施已基本完成降电价目标。11项措施均为涉及发电侧，国家层面并无意愿进一步挤压火电盈利空间，仍然是以电网和政府让利为主。随着最后一批措施的落地，燃煤标杆电价下调风险已基本解除。

第一批：4月，《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》通过降低电网环节收费和输配电价格等措施降低一般工商业电价4.32分/每千瓦时，让利约432亿元。

第二批：5月，国家发展改革委又印发《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》，通过增值税税率调整，省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返降低一般工商业电价2.16分/每千瓦时，全部用于降低一般工商业电价，让利约216亿元。

第三批：7月，国家发改委发布《关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知》，表示将通过扩大跨省区电力交易规模、国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%、督促自备电厂承担政策性交叉补贴等措施，进一步降低一般工商业电价，让利173亿元。

第四批：8月，发改委印发特急文件《国家发展改革委关于降低一般工商业目录电价有关事项的通知》，针对前8项降电价措施实施后，尚未达到降一般工商业电价10%的地区，再部署电网超预期收入让利3项措施：1、一般工商业目录电价降幅未达到10%的，可将省级电网经营区内首个监管周期平均电量增速超过预测电量增速带来的降价空间用于降低一般工商业目录电价。2、各地使用以上降价空间后，一般工商业目录电价降幅仍未达到10%的，可将省级电网经营区内2017年1月-2018年7月间因用电量增速超过预测电量增速已经产生的超收收入用于降低一般工商业目录电价。3、一般工商业目录电价降幅还未达到10%的，可由电网企业通过内部调剂的方式弥补省电力公司的资金缺口，或在下一输配电价监管周期统筹平衡。

3、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%；

电力结构持续改善，火电机组扛鼎作用依旧显著。近年来，中国可再生能源高速发展，截至2018年6月，可再生能源装机占比33.8%。但火电作为发电基础负荷，扛鼎作用依然显著。2014-2016年，由于来水量较好，可再生能源装机增速较快，火电发电量受到挤压，电量增速贡献率均低于30%；2017年之后，随着全社会用电量增速回升，但可再生能源利用小时数较低，无法弥补巨大的电力缺口，仍然需要火电扛鼎。2017年火电对电量增速贡献率升至61.4%，根据我们电力供需模型预测，2018-2020年火电对电量增速贡献率将维持在60%左右的高位水平。

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。

储能和电能辅助服务的发展，助火电机组利用率提高，缓解旺季电力缺口。目前，浙江、山东、安徽、河北等地陆续出台有序用电政策。中国能源报预测，今夏电力缺口最大值将超过1000万千瓦。既然存在电力缺口，是不是意味着需要放松煤电的审批和建设？目前全国电力供需延续总体宽松态势，区域和季节间供需形势差异较大。随着技术  逐渐成熟，可以依靠储能和电力辅助服务平滑机组出力，通过提高机组利用率，缓解夏电缺口，装机容量不必大幅增加。

4、下半年最强催化剂：煤价回落

煤价平稳，煤炭库存充足。截止9月7日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为568元/吨，与上周环比持平；截止9月7日秦皇岛山西产5500大卡动力煤价格624元/吨，较8月7日上涨26元/吨。9月7日秦皇岛港煤炭库存653万吨，同比增加19.9%。9月7日沿海六大电企煤炭库存1538.44万吨，同比增加36.5%；日耗合计69.53万吨，同比降低3.5万吨/天；库存可用天数为22.13天，同比增加6.9天。

煤价回落或掀起火电热火行情。去年下半年用电量高基数叠加今年下半年经济增速较大概率回落，2018下半年用电量增速预期将会低于上半年，火电设备利用小时数增速将放缓；随着标杆电价下调风险解除，上网电价下半年将维持稳定。随着日耗回落和可用天数增加，下半年煤价大概率回落。煤价回落能让火电重拾信心，或将成为下半年火电板块行情的最强催化剂。

补足环保短板，争议中不断成长。中国的资源赋存条件决定了中国电力供给结构以火电为主，截至2018年6月，规模以上火电装机容量11.1亿千瓦，占全国装机容量64%；火电发电量2.39万亿千瓦时，占全国发电量74.8%。但火电发展历程也不是一帆风顺，随着人们环保意识增强，对火电的环境问题提出诸多质疑。2014年发布史上最严《火电厂大气污染物排放标准》，标准严格程度高于或相当于欧盟和美国排放标准。火电企业也痛定思痛，加快排放改造。截至2017年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组和具有脱硫作用的循环流化床机组占煤电机组比例接近100%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国火电机组容量的87.3%。目前，我国已投产超过100座百万千瓦超超临界机组，其供电煤耗低于280g/千瓦时，使得火电机组也得环保高效。火电机组的环保改造以及百万千瓦超超临界机组等新技术的运用，将使得火电的发展前景更加广阔。

PB值处于历史低位，ROE已开始走强。2003至今，SW火电板块ROE大多数位于0-20%区间，上证综指ROE大多数位于10%-30%区间；SW火电板块PB值大多数位于1-3区间，上证综指PB值大多数位于1.5-3.5区间。2018H1中报SW火电板块ROE为2.8%，年化ROE为5.6%，较2017年ROE 2.6%快速回升；PB值为1.1倍，于2003年以来的历史最低位。2003至今有三年SW火电板块ROE低于5.6%，分别是有2008年、2011年和2017年。

华能国际和华电国际表现分庭抗礼。6次火电行情中，华能国际2次跑赢SW火电板块，平均超额收益46.34%，平均PB为3.32x，平均PE（扣除负数）为24x，平均ROE（扣除负数）为14.19%；华电国际4次跑赢SW火电板块，平均超额收益93.15%，平均PB为3.31x，平均PE（扣除负数）为41.02x，平均ROE（扣除负数）为11.82%。作为火电的两只龙头股，在历次行情中的表现都较为突出。

SW火电板块分红比例高于上证平均分红比例，华能国际/华电国际股息率将明显具有吸引力。上证A股平均分红率维持在30%-35%左右；SW火电板块2016年前的分红比例维持在40%-45%左右，2017年达到90%，均高于上证平均分红比例。其中，华能国际2016年前分红比例维持在50%左右，2017年达到85%，公司披露的股东回报规划指出：2018年至2020年，在当年盈利且累计未分配利润为正，公司现金流满足经营及发展需求下，每年将以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币；华电国际近年分红比例维持在40%左右。据我们对华能国际/华电国际归母净利润的测算，以2018年9月7日收盘价为基准，未来三年华能国际/华电国际股息率有望达到3.1%/4.0%、5.4%/5.5%、8.2%/7.1%。

根据利用小时数的增加摊薄度电折旧和其他成本的逻辑，基于上市火电企业2017年的营业数据，对上网电价（1分/千瓦时）、标煤单价（10元/吨）、利用小时数（1%）以及利率（10bp）进行了敏感性分析。结果显示：当电价提升1分/度，华电国际、华能国际、江苏国信归母净利润分别提升124.7%、97%、8.9%；当煤价下降10元/吨，华电国际、华能国际、江苏国信归母净利润分别提升43.7%、34.8%、3.1%；当利用小时提升1%，华电国际、华能国际、江苏国信归母净利润分别提升17.6%、14.0%、1.4%；当利率下降10bp，华电国际、华能国际、江苏国信归母净利润分别提升3.1%、2.8%、0.2%。

华能国际：作为火电装机容量最大的上市公司，截至2017年末，控股装机容量为10432万千瓦，权益装机容量9200万千瓦，装机结构持续优化，其中清洁能源占比超过15%。华能国际2017年的平均上网电价0.3513元/千瓦时和点火价差0.1206元/千瓦时均位居火电板块前列。作为火电龙头，将充分收益煤电标杆电价上调、火电利用小时数回升和煤价下跌预期，经过测算，公司业绩对上网电价（1分/千瓦时）、标煤单价（10元/吨）、利用小时数（1%）以及利率（10bp）的敏感度较高，业绩改善弹性较大。根据2017年利润分配预案，以2017年末股价为基准，股息率约为1.62%。公司《未来三年（2018年-2020年）股东回报规划》中提到，公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币。据此推算，公司2018-2020年的股息率（9月7日股价为基准）分别为3.1%、5.4%、8.2%，在火电板块表现优秀。我们认为，将是火电行业经营环境改善的优先受益标的之一。

华电国际：截至2017年末，控股装机容量为4918万千瓦，其中清洁能源占比约20%，90%以上是30万千瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组。2017年平均上网电价0.3248元/千瓦时位居火电板块前列。公司业绩对上网电价（1分/千瓦时）、标煤单价（10元/吨）、利用小时数（1%）以及利率（10bp）的敏感度在五大火电上市公司中最高，业绩改善弹性优异。当前PB值小于业绩最差年份PB值和2017年前最低PB值，对股价由较强支撑，属于类债券属性标的。

江苏国信：江苏的区域性火电，公司基本面亦呈现多重优势：装机结构优异，多数为近年投入运营的超临界或超超临界发电机组；江苏省高用电需求为利用小时提供保障；电价+成本优势明显，点火价差优于全国平均水平；联合山西煤电企业，成立苏晋能源公司，整合资源优势，打通煤电上下游产业链，装机增量亦能助力业绩快速提升。金融+火电双轮驱动，也使得公司对煤价上涨的防御性较强。短期受益量价齐升，长期受益煤价回落。2017年ROE为13.2%，位居SW火电板块首位，盈利质量优异。信托业务受资管新规影响有限，股权投资贡献利润。与大多数信托公司不同的是，江苏信托除传统信托业务外，大力发展金融股权投资，2017年底自营资产132.56亿元中，高达96.67%投向金融机构，其中53.9%投向长期股权投资，主要为金融企业，包括江苏银行、利安人寿、江苏两家农村商业银行等，其中2017年，江苏信托持有的7.73%江苏银行股权，实现投资收益9.18亿元，占公司收入45.7%。今年再次以23.7亿元受让利安人寿股权，成为其第一大股东，持股比例达22.1%。金融股权为公司贡献稳定的投资收益，而信托业务收入亦增长平稳。

煤价大幅上涨；利用小时数增长不达预期；上网电价下行。

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