火电大周期拐点确立，在煤价逐步回归合理区间及利用小时逐步提升的共同推动下，火电将进入盈利能力修复的大周期上升通道，推荐火电板块。
摘要：
投资建议：在利用小时、煤价共同向好的推动下，我们认为火电已经进入盈利能力逐渐修复的大周期上升通道，在目前市场波动加大的背景下，电力配置属性凸显，持续推荐火电板块。首推低估值、且资产优质的 H 股火电华能国际电力股份、华电国际电力股份、A 股皖能电力，以及 A 股华能国际、华电国际。
?火电新周期、新特点：本轮火电行业盈利的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。我们认为本轮火电盈利能力修复将与上轮周期（2012-2014 年）有所不同，上轮周期中，煤价是核心因素，其下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响（另一个要素电价相对平稳），从而带来火电盈利能力快速提升。我们认为本轮修复周期将呈现出新的特点：1）核心驱动因素改变：煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用。2）修复幅度不同：利用小时数回升较为缓慢，预计未来较难突破 5000 小时；供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，同时在国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小，预计火电盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE 超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。?
利用小时：供需好转，持续回升。1）需求端，用电需求持续回暖，2018 年 1-4 月用电量同比增长 9.3％，预计未来三年的用电量增速将维持 5%-6%左右的增长水平；2）供给端，火电去产能持续推进，火电装机增速明显放缓，我们认为未来火电行业政策或将进一步收紧，未来三年火电装机增速有望维持在 5%以下，甚至 3%-4%的水平。供需好转带动火电利用小时数显著提升:2017 年火电利用小时 4209 小时，同比提升 44 小时，2018 年 1-4 月延续了这一增长态势，同比增加 69 小时。在供需向好，火电装机增速放缓的情况下，我们预计火电利用小时有望保持每年 50-小时的速度上升。?
煤价：长期有望逐步回归合理区间。1）需求端，在我国大力调整能源结构的背景下，煤炭需求大幅上涨的概率较小；2）供给端，16-18 年煤炭去产能速度超预期，19、20 年去产能任务将进一步减少，煤炭去产能政策力度边际递减，同时发改委已多次强调释放先进产能和保供应，随着先进产能逐步投放，煤炭供给有望增加。我们认为煤炭供需偏紧的状况将得以改善，煤价有望逐步回归合理区间。尽管近期动力煤价格出现一定回升，但长期来看，在发改委频频释放信号以及先进产能释放的大背景下，煤价下行趋势较为确定，今年 1 季度或将成为全年煤价高点?
风险提示：电力需求疲软、煤价超预期上涨、改革推进不及预期
1. 核心观点
火电大周期拐点确立，在利用小时、煤价共同向好的推动下，火电有望进入盈利能力修复的大周期上升通道，在目前市场波动加大、风险事件频出的背景下，电力配置属性凸显，持续推荐火电板块。推荐估值处于历史低位的港股火电企业华能国际电力股份、华电国际电力股份, A 股推荐资产优质、分红比例高、类债属性凸显的全国火电企业华能国际、华电国际，以及地方龙头皖能电力。
火电新周期、新特点：本轮火电行业盈利的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。我们认为本轮火电盈利能力修复将与上轮周期（2012-2014 年）有所不同，上轮周期中，煤价是核心因素，其下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响（另一个要素电价相对平稳），从而带来火电盈利能力快速提升。我们认为本轮修复周期将呈现出新的特点：1）核心驱动因素改变：煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用。2）修复幅度不同：利用小时数回升较为缓慢，预计未来较难突破 5000 小时；供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，同时在国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小，预计火电盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE 超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。
利用小时与煤价共同向好，电价保持平稳。影响火电盈利的三要素分别是利用小时、煤价、电价。通过对三要素进行深入分析，我们认为 1）利用小时逐步提升：经济稳中向好带动用电量需求持续回暖，煤电去产能背景下火电装机增速明显放缓，供需好转拉动火电利用小时逐步提升，我们预计未来有望保持每年 50-小时左右的速度上升。2）煤价缓慢下行至合理区间：煤炭去产能边际作用递减，同时发改委多次强调释放先进产能及保供应，我们预计未来煤炭供需偏紧的状况有望得以改善，煤价下行趋势较为确定，煤价有望缓慢回归合理区间；3）电价相对平稳：降成本大背景下煤电联动大概率不达预期，但高煤价下火电企业大幅亏损，因此电价下调的空间也非常有限，我们预计在煤价回归合理区间之前，上网电价下调的概率较小。
2. 新周期，新驱动
通过对火电盈利三要素分别进行解析，我们得出结论：1）利用小时逐步提升；2）煤价逐步回归合理区间；3）电价保持相对平稳。由此我们判断火电将进入新一轮盈利修复周期，但我们认为本轮周期与上轮周期将有所不同。（上轮周期为 2011-2014 年，在上轮周期中火电分别在两个波段表现出攻击性即获得显著超额收益：2011 年 7 月-2012 年 8 月、2014 年 1 月-2014 年 12 月）
核心驱动因素改变：火电新周期中行业盈利能力的修复将共同依赖于行业利用效率的提升、以及煤价的逐步回归。上轮周期中三要素的变化趋势为煤价与利用小时共同下跌，电价保持相对平稳，其中煤价是核心驱动因素，煤价下行带来的正面影响超过了利用小时下行带来的负面影响，从而带来火电盈利能力快速提升。而我们认为本轮周期的驱动因素将有所改变，煤价不再是唯一核心因素，在煤价逐步回归合理区间的过程中，利用小时数的提升也将起到关键拉动作用，本轮火电行业盈利能力的修复将共同依赖于行业利用效率的提升与煤价的逐步回归。
图 1：新周期将由煤价缓慢下行与利用小时逐步提升共同驱动
修复幅度不同：行业 ROE 有望修复至 8%左右。在本轮修复周期中由于 1）利用小时数回升较为缓慢，我们预计未来较难突破 5000 小时；2）供给侧改革之后煤价低廉的时代一去不返，煤价的趋势是缓慢回归合理区间；3）国家大力降成本、降电价的背景下电价上调空间极小。因此我们认为火电行业的盈利能力将很难恢复到以前的黄金时期(ROE 超过 15%)，预计本轮修复之后全行业 ROE 将恢复到 8%左右的水平。
3. 利用小时：供需好转，持续回升
3.1. 全社会用电持续回暖，火电发电量快速增长
宏观经济稳中向好，电力消费持续回暖。近几年来我国经济进入新常态，用电量增速自 2011 年开始明显下降，2015 年用电量增速降至低谷 0.52%。 2016 年后随着经济形势逐步好转，用电需求回暖，2016、2017 年用电量同比增速分别回升至 5%、6.6%。进入 2018 年后用电需求更为旺盛，经济向好叠加气温偏低，1-4 月全社会用电量 21094 亿千瓦时，同比增长 9.3%，增速比上年同期提高 2.6 个百分点。与此同时火电发电量增速明显回升，2018 年 1-4 月火电发电量同比增长 7.1%。
第二产业用电量贡献率最高，工业用电拉动显著。2018 年 1-4 月，第一、二、三产业及城乡居民生活用电量分别同比增长 11%、6.9%、14.6%和 15%。其中第二产业对全社会用电量增长的贡献率为 51.2%，而第二产业中以工业为主，1-4 月工业用电量 3641 亿千瓦时，同比增长 6.7%。工业用电增长拉动效应显著，主要是由于前期稳增长政策及供给侧结构性改革取得成效，工业企业效益明显改善、生产形势较好，今年 1-4 月全国规模以上工业增加值同比增长 6.9%。
新时代下电力需求新特点逐渐凸显。 1）第三产业、城乡居民用电高增速：随着我国经济结构的转型升级，第三产业迅速发展，用电量增速呈现出高增长，近两年基本保持着 10%以上的增速，同时城乡居民用电也增长较快，尤其是今年，由于天气较为寒冷，1-4 月城乡居民用电增速高达 15%。同时从用电量占比上来看，第一产业及第二产业用电量占比逐年下降，而第三产业和城乡居民用电占比逐年上升；2）非高耗能制造业用电量占比提升：在制造业中，非高耗能制造业用电量不断增加，用电量从 2009 年的 40.7%提升到 2017 年的 44.2%，体现出我国制造业由高耗能逐步向非高耗能的转变。
预计 2018 年全社会用电量预计增长 6%以上。中电联年初预计 2018 年电力消费仍将延续 2017 年的平稳较快增长水平，2018 年全社会用电量将增长 5.5%左右。进入 18 年以来全社会用电量增速超预期，1-4 月用电量同比增长 9.3%，但由于低温天气是 1-4 月用电高增速的原因之一，我们预计今年全年电力消费增速将呈前高后低走势，预计 2018 年全社会用电量增速有望超过 6%。展望未来，在宏观经济稳中向好的背景之下，我们预计未来几年的用电量增速将维持 5%-6%左右的增长水平。
3.2. 火电装机增速放缓，去产能初现成效
大跃进到急刹车，煤电去产能迫在眉睫。2014 年 10 月，国务院发布《政府核准的投资项目目录(2014 年版)》，明确提出火电站由省级政府核准。加上当时煤价持续走低，火电有利可图，各大火电企业便纷纷上马新机组占领市场，火电建设进入大跃进时代。然而与之对应的是，在我国经济转型的背景下，全社会用电量增速放缓。火电装机增速远大于电力需求增速，导致火电行业产能出现过剩。2013-2016 年，火电利用小时数逐年走低，2016 年降至 4165 小时，创出自 1969 年以来的历史新低。煤电去产能迫在眉睫。
煤电去产能大幕拉开。为促进煤电有序发展，自 2016 年上半年起，国家发改委、能源局反复发布文件提示煤电行业产能过剩风险，逐步明确去产能方向与措施。2016 年底出台的《能源“十三五”规划》中明确提出要加快淘汰煤电落后产能，2020 年煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内。2017 年 3 月，李克强总理在《政府工作报告》中指出要淘汰、停建、缓建煤电产能 5000 万千瓦以上，煤电去产能首次纳入政府工作报告，标志着煤电行业去产能序幕拉开。
火电装机增速放缓趋势全面凸显，去产能成效已显。2017 年实际完成淘汰、停建、缓建煤电产能 6500 万千瓦，超额完成了 2017 年《政府工作报告》中 5000 万千瓦的目标。2017 年火电完成投资额和新增装机容量双降：从投资额来看，火电完成投资 740 亿元，同比下降 33.88%；从装机容量来看，2017 年火电新增装机 4578 万千瓦，同比少投产 258 万千瓦（下降 5.34%）。火电装机容量增速放缓趋势全面凸显，反映出国家自 2016 年上半年以来出台的促进煤电有序发展、供给侧改革系列政策已初现成效。
2018 年火电由“防范产能过剩风险”进入“去产能”新阶段，未来三年火电装机有望维持 5%以下，甚至 3%-4%的低增速。2018 年全国能源工作会议中明确提出要“大力化解煤电产能过剩”，标志着煤电产能过剩问题已发生“质变”，从 2017 年的“防范过剩风险”进入到了 2018 年的 “去产能”的全新阶段。2018 年目标是淘汰关停不达标的 30 万千瓦以下煤电机组，淘汰关停 400 万千瓦煤电落后产能。我们认为我国火电行业政策或将进一步收紧，各个区域火电建设速度还将继续放缓，此外，随着电力市场化进程加快、央企重组混改使得产业集中度不断提高等影响，部分老旧、低效机组有望加速退出市场，部分地区火电装机容量下滑将不可避免。总体来看，我们预计未来三年火电装机有望维持 5%以下，甚至 3%-4%的低增速。
3.3. 供需好转，利用小时持续回升
火电利用小时有望持续回升。2017 年火电发电量增速（4.9%）高于装机容量增速（4.3%），存量火电的利用效率提升显著，2017 年火电设备利用小时 4209 小时，同比提升 44 小时。2018 年 1-4 月延续了这一趋势，火电利用小时 1426 小时，同比增长 69 小时。我们假设未来三年火电发电量增速与全社会用电增速一致，保持在 5%以上，而火电装机容量保持 5%以下、甚至 3%-4%的低增速，则火电利用小时数将持续稳步提升。我们预计火电利用小时数有望走入一个持续回升的周期。
火电利用小时数的“新常态”：5000 小时一去不复返，未来将长期保持在 4200-4500 小时。尽管火电利用小时数回升趋势的确定性较强，但由于火电自身角色的逐步改变，在国家大力发展清洁能源的背景下，火电要让位于新能源优先发电，因此我们预计未来一段时间，火电行业整体的平均利用小时数很难呈现快速的增长，火电利用小时也很难回归到 2008-2013 年 5000 小时左右的状态。通过我们对于全社会用电量、火电发电量以及火电装机容量的测算，我们预计火电利用小时将保持每年50- 小时左右的速度上升，并将长期保持在 4200-4500 小时的范围内震荡。
4. 煤价：逐步回归合理区间
4.1. 煤、电冰火两重天
2016 年下半年以来煤价大幅上涨，火电行业举步维艰。燃料成本占火电成本的 50-60%，而目前上网电价并无法充分及时地反映煤价变动，因此火电企业盈利能力受煤价波动的影响较为显著。从历史数据来看，煤炭行业和火电行业呈现出此消彼长的关系。2016 年煤炭市场供需改善，煤价快速回升，秦皇岛动力末煤（5500K，山西产）平仓价从年初的 366 元 /吨升至 611 元/吨。煤炭行业盈利状况改善明显改善，火电企业业绩却严重下滑。2017 年煤价持续高位运行，火电企业盈利状况进一步恶化，2017 年申万煤炭板块归母净利同比增长 163%，而申万火电板块归母净利润同比下降 66%。
煤价与火电超额收益率呈现显著的反向关系，历史上煤价下跌是火电表现出攻击性的必要条件。我们选取火电代表性公司华能国际、华电国际、大唐发电，复盘 10 年，发现在两个时段火电显著跑赢大盘指数，超额收益显著。第一个波段：2011 年 8 月-2012 年 7 月；第二个波段 2014 年初 -2014 年底。以华能国际为例，两个波段华能国际 A 股的超额收益分别为 67%，47%。分析这两个波段当时的煤价、电价，我们发现，第一个波段市场情况为煤价大跌，电价滞后性上涨；第二个波段市场情况为煤价大跌，电价还未来得及调整。可以发现，煤价下跌是火电表现出攻击性，获得超额收益的必要条件。同时通过煤价、火电股超额收益的图我们也可看出，煤价与股价超额收益的反向关系明显，这种关系在 H 股中表现更为明显。当然我们并不排除其他时间段存在火电取得超额收益的波段，但都没有走出 2011-2012 以及 2014 年的趋势性行情。
4.2. 煤价有望逐步回归合理区间
长期看，在煤炭去产能政策力度边际递减的背景下，煤价有望逐步回归合理区间。《2018 年政府工作报告》指出：“18 年将退出煤炭产能 1.5 亿吨”，显著低于 2016、2017 年实际退出煤炭产能 2.9 亿吨和 2.5 亿吨。如果 2018 年能够实现 1.5 亿吨的产能退出目标，则 2016-2018 年三年累计退出 6.9 亿吨，将完成“十三五”退出 8 亿吨目标的 86%，则 2019、 2020 年的去产能任务将进一步减少。在我国大力调整能源结构的背景下，煤炭需求大幅上涨概率较小，同时发改委已多次强调释放先进产能和保供应，煤炭先进产能将逐步投放，我们认为煤炭供需偏紧的状况有望得以改善，煤价将逐步回归合理区间，2018 年 1 季度或将成为全年煤价高点。
短期看，发改委组合拳控煤价，力度之大前所未有。今年春节后，煤价出现了一定幅度的下跌，但近期全国大范围迎来高温天气，居民用电需求的快速回升带动沿海电厂日耗震荡走高，动力煤市场价大幅反弹，秦皇岛动力末煤 5500 大卡平仓价反弹至 652 元/吨（5 月 22 日）。对此发改委立刻采取措施，一方面召开煤电工作会议，要求库存在 20 天以上的电厂降库存；另一方面与市场监管总局共同颁布《关于公布煤炭市场违法违规行为举报方式的通知》，严厉打击违规炒作煤价行为。短期内由于煤炭供需情况难以出现大幅变化，煤价在短期内降至合理区间存在难度，但此次发改委控煤价的决心和力度之大前所未有。
本轮煤价回落的过程将呈现出缓和的特点。我国的煤炭供给侧改革始于 2016 年 2 月，原因在于煤炭行业产能严重过剩，供过于求使得煤价大幅下跌，煤炭行业出现大面积亏损。国家要求用 3 年至 5 年的时间退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，同时 2016 年 5 月后在全国推行实施 276 天核定产能政策，行业从严重供过于求转为供不应求，煤价自 2016 年下半年开始上涨，煤炭行业盈利逐步修复。我们认为国家对煤炭行业进行供给侧改革旨在淘汰过剩产能，引导煤炭行业进入合理的盈利区间，我们认为未来国家会尽量避免煤价再次出现 2014 年的断崖式下跌，因此本轮煤价回落的过程将呈现出缓慢下行至合理区间的趋势。
5. 电价：煤电联动难启，但边际恶化风险小
5.1. 降成本背景下，煤电联动难启
2017 年 7 月上调燃煤标杆上网电价 1 分/千瓦时左右。2016 年下半年起煤价的走高使得火电行业业绩迅速恶化，为缓解燃煤企业经营困难， 2017 年 6 月底发改委发文，明确自 2017 年 7 月 1 日起，取消工业企业结构调整专项资金，并将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各降低 25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。全国各省区分别出台调价政策，最终全国燃煤标杆上网电价平均上调 1.157 分/千瓦时。
按煤电联动公式计算，2018 年上网电价应上调 3.5 分左右。2016 年 11 月至 2017 年 10 月平均电煤价格指数为 513.68 元/吨，供电标准煤耗为 311.24 克/千瓦时,按煤电联动公式计算在 2014 年 1 月 1 日电价基础上应上调 1.67 分/千瓦时。由于 2016 年初曾发生过一次调整，降低了 3 分/千瓦时，2017 年 7 月 1 日通过取消工业结构调整基金以及下调两项基金上调上网电价平均 1 分/千瓦时左右，因此理论上，若 2018 年实行煤电联动，全国各省应在 2017 年 7 月 1 日电价基础上再上调 3.5 分/千瓦时。
煤电联动大概率不达预期，电价上升空间有限。虽然按照最新煤电联动机制计算，2018 年燃煤上网标杆电价应上调 3.5 分，但由于我国经济正处于“新常态”，工商业仍需大力降成本，我国当前缺乏支持电价大幅上调的经济基础。2018 年 1 月 3 日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，其中特别提出了“大力推动降电价”；2018 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%。尽管国家推动降电价针对的是销售电价而非上网电价，但在降销售电价的背景下，上网电价上调的难度也就比较大，由此我们预计煤电联动大概率不达预期。
5.2. 上网电价边际恶化风险较小
我们认为虽然煤电联动上调电价的难度较大，但上网端电价边际恶化风险也较小：1）标杆上网电价下调的概率较小；2）市场电折价幅度缩窄。
标杆上网电价下调的概率较小。目前来看国家大力推行降电价的措施主要针对电网端及附加费用等，2017 年 4 月 1 日取消城市公用事业附加费，7 月 1 日取消工业结构调整基金，下调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，通过降低附加费用的方式让利于下游，并未涉及下调上网电价。同时在煤价高位运行的背景下，火电企业不具备承受电价下调的基础，2017 年底四大集团向发改委递交《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》，报告中提到 2017 年高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损 402 亿元，亏损面高达 60%。从火电上市公司 2017 年的业绩来看，ROE 也纷纷跌进历史低点。因此我们认为上网端电价的下调空间非常有限，预计在煤价回归合理区间之前，上网端标杆电价下调的概率较小。
市场电折价幅度收窄。目前各火电企业市场电占比均在 30%左右，未来市场电占比仍有进一步扩大的趋势，但折价幅度已从 2016 年以来大幅收窄。以华能国际为例，通过调研我们了解到其 2017 年市场电折价幅度 8%-9%，明显低于 2016 年折价幅度 12%-13%，折价收窄的原因主要有两方面：一是电力企业竞价逐渐趋于理性；二是在煤价上涨过程中，市场电的市场化特性得到凸显。
6. 投资建议
综上我们认为，火电大周期拐点确立，在煤价逐步回归合理区间以及利用小时逐步提升的推动下，火电已经进入盈利能力逐渐修复的大周期上升通道。多重利好助力火电基本面从底部逐渐修复：①利用小时数逐步提升：经济稳中向好带动用电量需求持续回暖，煤电去产能背景下火电装机增速明显放缓，供需好转拉动火电利用小时逐步提升，我们预计未来有望保持每年 50-小时左右的速度上升。②煤价缓慢回归至合理区间：煤炭去产能边际作用递减，同时发改委多次强调释放先进产能及保供应，我们预计未来煤炭供需偏紧的状况有望得以改善，煤价下行趋势较为确定，煤价有望缓慢回归合理区间；③电价相对平稳：降成本大背景下煤电联动大概率不达预期，但高煤价下火电企业大幅亏损，因此电价下调的空间也非常有限，我们预计在煤价回归合理区间之前，上网电价下调的概率较小。
在目前市场波动加大的背景下，电力配置属性凸显，持续推荐火电板块。首推估值处于历史低位的港股火电企业华能国际电力股份、华电国际电力股份, A 股推荐资产优质、分红比例高、类债属性凸显的全国火电企业华能国际、华电国际，以及地方龙头皖能电力。
7. 核心风险
盈利能力方面：1、成本端：动力煤价格超预期上涨；2、销售端：电价调整幅度过低从而无法覆盖成本端上升 3、需求端：电力需求疲软，火电利用小时数继续下行；水电来水超预期从而挤压火电。
改革方面：电力央企重组推进步伐低于预期；供给侧改革不及预期，导致火电整体发电效率维持较低水平；新一轮电改进度不及预期。
