核心观点
煤价上涨吞噬火电利润，发电企业惨淡开局。我们认为，燃煤电厂的盈利情况取决于两个条件，一是利用小时数，二是煤价。煤电联动机制将煤价对发电企业业绩的影响降到了最低，所以发电企业更关心的是发电利用小时数，但是随着发电利用小时数随宏观经济持续下滑，而煤电联动的电价上涨又违背了“降生产成本，提振经济”的国家大方向，因此，煤价对发电企业的影响越来越大。2017 年一季度煤价的同比大幅增长造成煤电企业度电成本大幅提升，吞噬了火电企业利润，上市公司业绩惨淡。
一季度社会用电量回升，发电结构调整明显。我们认为，2017 年一季度社会用电量数据好转，从用电结构看，钢铁、有色行业用电同比增长 12.8%和 16%，是用电量高速增长的主要驱动因素。对比各主要国家用电结构和装机结构，其随着经济的发展和时间的推移具有一定的趋同性，“以气代煤”，符合我国环保低碳的政策，符合发电技术特性，符合经济性，同时也是各国结构调整的经验选择。
中核与中核建的战略重组拉开央企改革大幕。我们认为，央企改革的目的不是拒绝竞争，而是避免无序竞争，整合后可以进一步发挥国有企业主导作用，有利于优化国有资源配臵，有利于提升央企发展质量和效益，更加有利于提高央企在国际市场中的竞争力。而在供给侧过剩的我国煤炭行业和发电行业，央企为避免无序竞争，整合的可能同样存在。
投资建议：建议关注两条投资主线，一是电力企业整合预期的标的，重点关注大唐发电、深南电 A、广州发展等相关标的;二是雄安新区的设立，为电力企业带来的区域性投资机会，重点关注涪陵电力，大唐发电。
(文章来源：川财证券)
发电集团惨淡开局
煤价上涨吞噬火电利润
我们认为，燃煤电厂的盈利情况取决于两个条件，一是利用小时数，二是煤价。煤电联动机制将煤价对发电企业业绩的影响降到了最低，所以发电企业更关心的是发电利用小时数，但是随着发电利用小时数随宏观经济持续下滑，而煤电联动的电价上涨又违背了“降生产成本，提振经济”的国家大方向，因此，煤价对发电企业的影响越来越大，煤价的攀升造成煤电企业度电成本大幅提升，吞噬了火电利润。
2016 年煤炭行业开始的供给侧改革，从执行力度上看，煤企去产能态度坚决，而且成效明显，结果远超预期。截至 2017Q1 统计期末，秦皇岛 5500 大卡动力煤(山西产)市场价格为 650 元/吨，同比 2016Q1 统计期末 390 元/吨，涨幅高达 66.7%，环比 17Q1 统计期初 595 元/吨，上涨 9.2%。
以百万超超临界火电机组为例，一台百万超超临界机组的平均造价在 3900~4300 元/ 千瓦，供电煤耗 280 g/kWh，按照 2016 年初煤价 370 元/吨计算，平均度电成本 0.20 元左右，按照今年 3 月底，煤价为 650 元/吨，上涨了 75.7%，假设机组运行方式维持不变，平均度电成本也相应达到 0.33 元，若考虑机组压负荷增大煤耗，实际度电成本上涨近 80%，火电企业利润被煤价大幅吞噬。
发电企业一季报堪忧
2017 年 4 月底，五大发电集团及各地方电力企业陆续发布一季报，近四成火电企业陷入亏损。在中信证券行业分类 36 家 CS 火电上市公司中，仅有 6 家公司业绩同比增长，多达 11 家企业亏损，比例高达 30.5%。五大发电集团直属的二级单位在 A 股的上市公司中，有华能国际，大唐发电，国电电力，华电国际等四家，今年一季度的营收依次为 375.77 亿，153.12 亿，147.16 亿，191.09 亿，同比 2016 年涨幅依次为 30.4%，16.4%，8.6%，13.4%;一季度净利润分别为 9.70 亿，6.06 亿，13.18 亿， 0.83 亿，同比 2016 年涨幅依次为-80.6%，24.6%，-50.6%，-96.6%，下滑明显。而通常地方能源集团中业绩好的粤电力 A 和皖能电力更是直接亏损，下滑极为严重，两家公司今年一季度营收分别为 55.55 亿和 26.06 亿，同比 2016 年涨幅为 26.1%和 11.1%，净利润分别为-1.18 亿和-0.77 亿，亏损严重。
27 家 CS 煤炭上市公司中，仅有 2 家公司业绩同比减少，12 家公司一季度实现扭亏，占比高达 44.4%，另外有 2 家实现减亏。近九成煤企净利润翻倍。
在“煤价涨，电价不变”的条件下，为了各自的利益，煤企与电企之间的关系开始紧张起来。2017 年 3 月，宁夏 7 大火电厂联名向当地经信委反映煤价上涨等原因导致火电企业经营困难，而煤企却明确回复称不会降煤价，不签约则断供。
我们认为，煤企与电企之间的矛盾焦点在煤炭价格。而煤炭价格上涨与煤炭供给侧改革的执行力度相关，今年以来，执行力度已大幅缩减。据悉，山西煤炭行业已确定今年不再实施 276 个工作日制度，陕西、内蒙古两大产煤省(区)大部分煤矿早已执行 330 个工作日制度。同时，山西省还拟新增加 7000 万吨先进产能，以扩大先进产能的保有量。尽管今年国家发改委明确煤炭行业要去 1.5 亿吨产能，但截至目前，全国已审核确认产能臵换方案的煤矿产能已达到 4.4 亿吨，煤炭市场供应紧张局面已得到明显改善，煤价的继续上涨缺乏条件支撑。
电力结构调整明显
一季度全社会用电量回升
2017 年一季度用电量复苏，保持 6.9%的快速增长，快于去年全年 5.0%的增速。增速较去年同期回升 3.7 个百分点。其中，第一产业和第二产业的用电量同比增长 10.1%和 7.6%，增速分别回升 2.3 和 7.4 个百分点;第三产业和居民生活用电量同比增长 7.8%和 2.8%，增速分别回落 3.2 和 8 个百分点。3 月份当月，全社会用电量约 5139 亿千瓦时，同比增长 7.9%，增速同比回升 2.3 个百分点。
从用电结构看，钢铁、有色行业用电同比增长 12.8%和 16%，是用电量高速增长的主要驱动因素。具体数据上看，一季度第二产业用电量对全社会用电增长的贡献率有所回升，达到 75%。第二产业用电中，钢铁、有色行业用电同比增长 12.8%和 16%，增速分别回升 26.8 和 21.8 个百分点，二者合计对全社会用电增长的贡献率达 34%，拉高全社会用电增速 2.4 个百分点。第三产业用电量增速有所回落，但信息技术等高精尖行业用电继续保持较快增长，一季度信息传输、计算机服务和软件业用电同比增长 13.3%，高于全社会用电增速 6.4 个百分点。
电力结构的特性与调整
2017 年一季度，全国火电机组累计利用小时同比上升 31 小时，达到 1037 小时;这主要是由于水电在一季度为检修季，加之来水量低于去年，因此对火电的挤占因素下降。2017 年一季度，全国水电机组累计利用小时同比下降 68 小时，达到 623 小时;这主要是由于 2017 年来水情况略差于去年。
新能源发电是未来发展的方向。一直以来，“特许权招标”、“税收优惠”、“电价补贴”，是我国电力新能源行业发展的三大法宝，但是在经历了风电、光伏大发展后，限电已经成为当前的主要矛盾。
以光伏为例，甘肃、青海、内蒙、宁夏、新疆等西部光伏重要地区是我国“弃光限电”问题高发地;国家能源局 2014 年 7 月 18 日发布的一份监管报告显示，甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可达 78%;2014.11，甘肃某地区百兆瓦光伏的电站投资商反映其项目弃光限电情况达到了 85%;2015 年上半年，甘肃某光伏电站弃光限电达 70%;2016 年 2 月 5 日，国家能源局发布 2015 年光伏相关统计数据：“2015 年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，全国全年平均利用小时数为 1133 小时，西北部分地区出现了较为严重的弃光现象，甘肃全年平均利用小时数为 1061 小时，弃光率达 31%;新疆自治区全年平均利用小时数为 1042 小时，弃光率达 26%。”
分析原因，主要有两点：
输电通道建设滞后，外送能力不足
以甘肃地区为例，2013 年光伏规模达到百万千万，截至 2014 年底新能源并网已超过 200 万千瓦，其中光伏 173 万千万，风电 30 万千瓦。未来还要接入光伏 60 万千瓦，风电 70 万千瓦。而现有网架结构与 2013 年的百万千瓦相匹配，该地区网架建设滞后，现有新能源出力已经远超出网架输送能力。
新能源自身发电特性
光伏发电受光照影响，不可控的波动性，影响着电网“调频”;另一方面，光伏全天功率以“馒头波”形式出现，影响电网“调峰”。同一区域的光伏电站越多，要求电网的调峰/调频能力也就越强。常规的思路是配臵功率相当的热备用常规机组(西部火电为主)用于调频调峰。
从电网角度看，光伏发电只是“增量不增容”，虽然增加了装机容量和发电量，却没有增加实际可调度的电力装机。我们认为，尽管水电相较于光伏来说要相对稳定，而且相较于火电拥有度电成本低的优势，但由于水资源天生的不可控性，势必会因为来水的不确定性造成水电发电量的波动，因此传统水电不能成为火电的替代电源。
那么哪种电源能够替代火电?
我们参照美、德、英、日、韩的产业用电结构和装机结构不难发现，用电结构中，发达国家的用电结构具有一定的趋同性，第三产业的占比是最大的，用电需求占比超过 60%，而从近几年的变化也可以看出，随着经济的发展和时间的推移，我国的三大产业的用电结构也在逐步向第三产业用电增大的方向调整。而装机结构中，作为可以提供稳定输出的火电，气电，核电，三种类型发电总和超过本国发电总量的 70%，其中火电相当于气电与核电的总和，但是总量仍然在 70%左右，也就是说， 70%的稳定电源在未来电力结构中是必须的，结构调整无非是向着安全、清洁、高效的方向发展。
在 1985 年以前美国每年新增的发电机组容量中，一直都是以燃煤的火电机组站为主力。但是在 1985 年以后，美国燃煤发电的发展急剧减少，而天然气发电开始崛起，到了 2000 年之后，天然气发电在新增的发电装机容量里占据了压倒性的优势，大幅增长，到 2013 年占比达到 26.9%。
福岛事件后，德国政府借机宣布将于 2022 年关停国内所有核电，转而重点发展光伏和风电，核电占比逐年递减。
1989~1990 年，英国出台一系列控制污染的法案，解决燃煤导致的温室效应和酸雨问题。《1989 年控制煤烟污染法案》取消家庭排放污染性烟尘的合法性，进一步加大对工商业建筑释放黑烟行为的打击力度;《1989 年污染控制( 补充) 法案》严格控制交通运输工具对环境的污染;《1989 年天然气法案》、《1990 年环境保护法案》，严格控制特定工业和其他场所的废物对大气、土壤、河流、湖泊及海洋的污染。从那开始，英国开始逐步关停煤电，转而发展天然气发电。按照政府计划，到 2025 年将彻底转入“后煤炭”时代。
福岛事件后，日本核电机组基本关停，气电和火电迅速弥补了核电机组关停的电力缺口。该事件也对全球核电发展造成重大影响。
在我国电力结构中，三种类型发电总和同样超过本国发电总量的 70%，但不同的是煤电比例过高，几乎全是煤电，主要是由于我国为煤炭生产大国，自然资源决定了燃煤电厂会在一定时期而且是在相当长的一段时期内，都将会是我国电力能源生产的主要来源。但是，火电要分开来看，超超临界的百万机组效率高、能耗低，在额定工况条件下运行，可以达到近零排放，而 300MW 及以下的机组，由于电力装机过剩和环保排放要求，则需要进行改造或关停。
因此，我们维持年初电力投资策略“重调轻建”的观点。
以气代煤是趋势
从电力调峰来看，以风电、太阳能、水电为代表的清洁能源，发电带有周期性和阶段性，需要备用容量进行匹配以保证电力供应的稳定性，因此机组需要具备深度调峰能力，火电机组具备深度调峰能力，但是要以牺牲能耗为代价，例如当超超临界百万机组运行工况降到 20%时，变为亚临界，能耗大幅提升，煤耗超过 300 g/kWh。核电机组为了安全，则是不建议用来调峰。而燃气机组则可以灵活调峰，实现对用电侧峰谷调节，以及作为风电、光伏等可再生能源的有效补充。
从单位能耗来看，煤、石油、天然气三大主要化石能源中，天然气含氢比例最低，但是天然气燃烧时热能利用效率较高，属高热值能源。从平均单位发热量来看，煤、石油、天然气三大主要化石能源中，相同质量条件下，天然气的热值最高。
从降低碳排放量来看，天然气的利用可有效降低单位能耗碳排放。天然气减排有两个途径，一是替代燃煤，另一个是替代燃油。据数据显示，1 立方米天然气替代相应当量的煤炭可减排二氧化碳 65.1%、二氧化硫 99.6%、氮氧化物 88.0%，加大天然气合理消费利用，降低石油和煤的用量，可有效改善大气环境。天然气是清洁、优质、环保、经济、具有竞争力的能源。若考虑到煤炭、石油的开发利用的外部成本，天然气更具竞争力。
因此，我们认为，在我国电力结构中，天然气发电和核电有很大的成长空间。天然气发电因为资金需求低、建厂周期短，虽然燃料成本较高，但是由于产能可以充分利用，比大型燃煤电站或核电站更具有竞争力。自 2015 年 11 月天然气价格下调 0.7 元后，天然气发电项目的盈利空间得到释放，今年将会出现发展拐点，成为今年投资重点，我们预计随后的电价政策和上网政策也会相继出台，成为发展的催化剂。
“以气代煤”，符合我国环保低碳的政策，符合发电技术特性，符合经济性，同时也是各国结构调整的经验选择。
发电集团改革预期强
中核与中核建的战略重组
中国核电与中国核建 3 月 20 日发布公告，两公司的控股股东中国核工业集团公司与中国核工业建设集团公司正在筹划战略重组事宜，目前重组方案尚未确定，方案确定后尚需获得有关主管部门批准。我们认为，两大核电央企的重组是角色优势互补，技术强强联手的共赢结果，重组后的新集团有望凭借自身技术优势，进一步推动我国核电技术出海，抢占国际核电市场。同时，两大央企的重组会进一步开启其他央企重组的预期。
央企重组模式多样化
同样，发电企业业绩的惨淡会加大重组预期。当前，央企重组的模式大体可以归纳为五种：
“中车”的强强联合模式，即将行业内业务相同或相似的央企进行合并同类项，避免恶性竞争，最大限度地发挥规模经济与协同互补效应;
“中粮”的以强并弱模式，即按照业务相关度将一家亏损企业或者弱势企业整体并入另一家优势企业，做大做强央企的核心竞争力;
“国电投”的纵向整合模式，即按照产业链的相关性将某个行业上下游企业重组整合，延伸产业链，将外部交易内部化，降低企业中间成本;
“中能建”的网状整合模式，即把相关央企中非主业资产剥离出来，然后整体与相关行业央企整合成新的独立企业;
“军改”模式，即将科研院所注入央企集团进行整合重组，多用于军工企业。
我们认为，央企整合的目的不是拒绝竞争，而是避免无序竞争，整合后可以进一步发挥国有企业主导作用，有利于优化国有资源配臵，有利于提升央企发展质量和效益，更加有利于提高央企在国际市场中的竞争力。而在供给侧过剩的我国煤炭行业和发电行业，央企为避免无序竞争，整合的可能同样存在。我们认为，发电企业之间重组“中车”模式、大吃小的“中粮”模式、煤电联姻的“国电投”模式将会成为发电行业整合的主要模式。
投资建议
建议关注两条投资主线，一是电力企业整合预期的标的，重点关注：大唐发电、深南电 A、广州发展等相关标的;二是雄安新区的设立，为电力企业带来的区域性投资机会，从用电服务角度看，遵循“无配网不售电”的投资逻辑，建议重点关注涪陵电力;从综合能源角度看，遵循“能发电售好电”的投资逻辑，建议重点关注大唐发电。
大唐发电(601991.SH)：五大发电集团的大唐是在河北省装机规模最大的发电企业，拥有大量火电、清洁能源以及分布式电源，可直接对接用户，在雄安新区中会优先受益。在五大发电集团中，弹性最大。
深南电 A(000037.SZ)：一季度实现摘帽，公司大股东为深圳能源集团，受益于深圳地方混改，业绩弹性大。
广州发展(600098.SH)：公司主要业务包括电力、燃气和物资等，电力和燃气板块是公司利润的主要源头，燃气所占的比重逐年增加。广州市天然气使用率低于一线城市平均水平，具有很强成长性。
涪陵电力(600452.SH)：作为国家电网公司集团层面的节能服务公司，依托集团优势整合国网系统内全国用电节能服务项目，具有主导雄安新区用电节能服务的天然优势和能力，目前该公司在张北地区已经为北京冬奥会承做节能示范项目。
