公司是国资委旗下大型电力运营企业，资产遍布全国十四个省市区，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。我们认为，动力煤价回落预期将利好火电行业盈利改善，公司有望显著受益。
（来源：分析师 ID：iAnalyst 作者：高志鹏、郑丹丹)
0投资要点
需求仍具韧性，煤价中枢回落，火电行业将迎反转
电量、煤价、电价均处于改善过程当中，火电行业有望迎来反转。
第三产业与城乡居民生活用电量占比从2012年的24%上升到2018年一季度的32%，考虑产业结构升级、电能替代、新能源汽车产业的持续发展，第三产业用电与城乡居民生活用电仍有望维持较高增速，有助国内用电量水平维持较强韧性，2018年全年用电量增速有望达到5%以上。
2018中电联年度用电量增速预期指标为5.5%，我们认为行业内对于全年电力需求及煤炭需求增长的认知较为充分，进而有助于通过释放优质产能和调整进口政策改善2018年煤炭供给，助推煤炭价格回归合理区间。
广东近期市场化交易价差让利幅度仅有0.04元/度，较此前0.1元/度以上的让利幅度已经大幅收窄。同时考虑2018年度一般工商业电价降低的任务将主要由电网方面承担，这意味着发电企业上网电价已无进一步下降空间。
火电行业反转，公司业绩弹性有望凸显
公司业绩对煤价、电价极具弹性，对应2017年净利润敏感性系数分别为-51和80，对利用小时数弹性较弱。我们认为，公司煤电利用小时数有望维持平稳，上网电价受2017年中上调影响预计均价仍有0.01元/度的涨幅，动力煤价格有望回归合理区间，公司业绩有望受益电价、煤价改善，凸显弹性。
盈利预测及估值
(2018.5.29外发报告版预测)
风险提示：全社会用电量增速或快速回落;煤炭价格下降程度或不达预期;火电去产能推进力度或不达预期。
1布局全国的大型综合性能源公司
1.1. 背靠华电集团，全国范围内拓展业务
华电国际电力股份有限公司(简称“华电国际”)，成立于1994年，并分别于1999年和2005年完成H股与A股上市。公司控股股东为中国华电集团有限公司，实际控制人为国务院国资委，股权结构如图1所示。公司主营业务为建设、经营发电厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目。公司发电资产遍布全国十四个省、市、自治区，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。
1.2. 火电为主，整体资产优质
据公司公告，截至2017年底，本公司已投入运行的控股发电厂共计60家，控股装机容量为49.18GW，占全国总装机容量的2.77%。其中，燃煤发电控股装机39GW、燃气发电控股装机4.43GW，二者合计约占全国火电总装机4%;水电控股总装机1.96GW、风电控股总装机3.35GW、光伏发电控股总装机0.33GW，分别占全国相应电源装机的5.74%、2.05%和0.25%，装机结构如表1所示，占比结构如图2所示。
从电力装机分布来看，公司在山东省电力装机规模最大，截至2017年底，公司位于山东省电力装机总规模为17.5GW，占公司总装机比例达到35.58%，2017年度公司在山东的累计发电量为854.54亿千瓦时，占公司总发电量的44.57%。此外，公司主要水电资产分布于四川，风电资产主要位于山东、内蒙古、河北等华北地区。图3为公司电力装机分布统计。
公司的在建机组中燃煤发电占比已不足一半，燃气发电等清洁能源发电占比有望持续提升。据公司公告，截至2017年末公司总在建机组容量约12.02GW，具体结构如表2，其中燃气及可再生能源发电装机为7.12GW，占比达到59%，体现出清洁能源装机替代的趋势，后续亦有助公司持续优化资产结构。
同时公司还通过参股投资了一批优质火电、水电及风电资产，进一步拓宽了公司的利润来源。截至2017年末，公司参股电站权益装机为3.99GW，相当于公司2017年底控股权益装机的8.11%，如表3。
随着公司旗下十里泉发电厂、江陵公司、康保风电公司、龙口风电公司、昌邑风电公司、宁夏新能源公司、湖州新能源公司、枣阳光伏发电公司等一大批新电厂的投产，公司装机规模稳步提升，装机结构有所优化，图4与5为公司火电与可再生能源装机规模变动统计。其中2017年公司新增火电装机容量1320MW，新增可再生能源装机容量707.9MW。2012年以来，公司火电装机容量增速有所放缓，同时受近年来电力供需相对处于较为宽松的状态，公司发电量利用小时数略有下降，两方面影响致发电量增速趋于下降，图6与7为公司装机总规模与发电量变动统计。
2需求仍具韧性，煤价中枢回落，火电行业将迎反转
2.1. 用电结构持续优化，电力需求仍具韧性
2018年一季度用电量增速创2013年三季度以来新高，电力需求仍具韧性。根据国家能源局以及中电联最新公布数据来看，2018年一季度全国全社会用电量达到1.59亿度，同比增长9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。4月份用电量需求依然具有韧性，4月全社会用电量为5217亿度，同比增长7.8%，较去年同期提高1.8个百分点。图8与9为近年来国内月度用电量水平及增速变动统计。
3-5月发电量煤耗高频数据持续改善，总量需求无需过渡悲观。从高频发电煤耗数据来看，3-4月煤耗数据增速处于回升态势，其中2018年3、4月六大电厂煤耗为分别为1977.83万吨和2019.33万吨，较去年同期分别增长-2.5%和5.5%，这或与本年复工延后存在一定关系，另外根据5月上半月发电煤耗来看，1-15日的日均煤耗为67.06万吨，较去年同期60.82万吨水平增长10.26%，日耗增速处于持续回升过程中。图10为近年来六大电厂煤耗变动统计。
第二产业用电量占比高达65%以上，对后续全社会用电量需求增速影响重大。近年来，我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策，以及以节能增效为导向的能源政策，总体使得第二产业用电量增速弱于第三产业及城乡居民用电量增速，第二产业用电量占比持续走低，但仍在65%以上，如图11所示。我们认为，在未来很长一段时间当中以工业为主的第二产业用电量需求波动仍将对全国用电量增速起到举足轻重的作用。
四大高耗能制造业用电量增速回落，或致高耗能产业对用电需求影响力度逐步减弱。制造业用电量占工业用电量70%以上，占全社会用电量50%，其中化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼等四大高载能行业用电量占比基本可以达到全社会用电量的30%，因此四大高载能制造业的用电量水平将对后续电力需求产生重大影响。我们认为，受国内产业结构调整影响及节能减排措施的逐步实施，四大高载能产业用电量增速仍将进一步回落。图12为近年来四大高载能产业用电量月度需求统计。
电子设备、专用设备等高端制造业用电量增速仍维持较高水平，非高耗能制造业需求并不悲观。根据中电联相关报告，2018年一季度计算机/通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、电气机械和器材制造业、专用设备制造业和医药制造业用电量同比分别增长11.5%、10.6%、9.6%、9.1%和8.2%，均实现快速增长，考虑国内产业结构升级的持续性，非高耗能制造业用电量增速将保持相对较高水平。图13为近年来非高耗能产业用电量月度需求统计。
第三产业与城乡居民生活用电受益产业结构升级和电能替代仍有望维持10%与6%左右增速。随着我国居民生活水平的不断提高，人民对于精神文明的需求日益旺盛，对于拉动服务业相关的电力需求具有持续支撑，2018年一季度信息传输/软件和信息技术服务业用电同比增长23.3%、交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长12.1%，均保持了较快的增长势头，我们预计全年第三产业累计用电量增速有望达到10%。近年来“煤改电”及新能源汽车蓬勃发展均对城乡居民生活方式产生了较大影响，而我们认为冬季清洁取暖及新能源汽车的发展将是长期趋势，因此也将持续支撑城乡居民生活用电量维持较高增速，但考虑去年同期、今年年初天气因素影响，居民生活用电量增速或维持在6%左右水平。图14和15为近年来国内第三产业用电量与城乡居民生活用电量增速统计。
我们认为，受供给侧改革影响传统高耗能产业相关产品的产能与产量增速将逐步放缓，考虑到目前以四大高耗能行业为代表的传统工业用电占整体电力需求比例仍大，对于总量需求而言我们认为其增速或将在较长时间段内维持回落趋势。但是考虑产业结构升级、电能替代、新能源汽车产业的持续发展，将有效拉动非高耗能制造业、第三产业及城乡居民生活用电的提升，因此我们判断电力需求结构将持续优化，提升整体需求韧性。表4为我们对于2018年整体电力需求的分结构预测。
2.2. 需求预期回升将推动煤价回归合理区间
结合2017年中以来的政策指引与调控来看，我们认为有关部门在2017年就充分认识到火电企业的经营窘境，并采取了调整上网电价、保障煤炭供给等多重手段改善这一情况。展望2018全年，我们认为改善火电企业经营窘境，保障我国长期电力供给安全、稳定，仍将是相关部门重要工作任务之一，政策有望持续引导缓解火电企业经营窘迫现状。表5为相关部门、协会对于煤电行业经营动态的认识与表述对比。
结合国务院、中电联、中煤协三方在2017与2018年的表态对比来看，我们认为官方对于电力需求增速预期已经有所提升，而结合定性与定量的指标来看，中电联发布的年度用电量增速预期具有较大的参考对比价值。
中国电力企业联合会于1988年由国务院批准成立，是全国电力行业企事业单位的联合组织、非营利的社会团体法人。2015年12月成立的第六届理事会中，国家电网公司为理事长单位，华能、大唐、华电、国能投、国电投等15个大型电力企业集团和华北电力大学为副理事长单位。该会定期举行会员单位交流活动，我们认为，中电联在电力行业内具有较强的影响力，其发布的年度用电量增速，在一定程度上反映了行业内部的整体预期。
根据中电联2月初公布的全年用电量增速预期，2018年全年用电量增速有望达到5.5%，为2015年以来预期最高值，且与2016和2017两年复合增速水平相近。我们认为，行业内部对于电力需求预期的回升或有效引导后续煤炭产能规划，更加合理的推动优质产能释放。
回顾以往，需求预期变动对煤价影响显著。2011与2013年，中电联预测全国用电量增速与实际增速差异在0.5个百分点之内，较为相符。而在2011年以来的其余5年则存在3-4个百分点的差异。其中3年预期用电量增速高于实际增速，另外2年预期用电量增速低于实际增速。在预期增速高于实际增速的年份，全国动力煤均价均下行，而预期增速低于实际增速时，煤价上行，如表6。我们认为，这在一定程度上反映了中电联预期的影响力。
进口煤与产量双提升，煤炭供给已经进入有序释放状态。2018年1-4月，全国原煤累计产量达到11亿吨，较去年同期增长3.8%，同时期，累计进口煤炭9768万吨，同比增长9.8%，如图16。1-3月，进口煤中动力煤2198万吨，同比增长27.4%，如图17。
我们认为，煤炭进口量与产量双升的局面，在一定程度上印证了我们关于煤炭需求预期回升对于煤炭供给释放的传导机制的判断。虽然，近期进口煤政策有所收紧，对4月进口量造成了一定的影响，但是我们认为，这也是在动力煤价格出现较大幅度回落的情况下执行的，也反映了官方对于全年对于后续国内供给释放仍有较大信心，2018年煤炭整体供给格局将较2017年出现明显改善。
电厂库存仍维持合理位置，亦可有效稳定需求波动对采购的冲击，利好全年煤价平稳运行。截至2018年5月末，沿海六大电厂动力煤库存量仍维持在1250万吨以上的水平，总体处于合理区间，如图18。
港口煤价已经出现明显回落，2018年有望维持在合理区间运行，助推全年均价回落。在需求预期提升、产能有序释放、进口合理规划的条件下，港口动力煤价从2018年2月开始逐步回落，较去年同期基本持平，如图19所示。
4月底，环渤海动力末煤价，受短期需求回暖及进口煤政策边际收紧影响有所反弹。但是煤价的反弹亦得到了发改委的高度重视，并于近期表示将加大采取，增产量、增产能、增运力、增长协、增清洁能源、调库存、减煤耗、强监管、推联营等九大措施，助推煤价回归合理区间。
2018年全年电力需求预期提升显著，有助于缓和煤炭整体供给形势，我们预计全年动力煤供需缺口有望收窄，如后续产能释放充分，供需缺口亦有望消除，如表7所示。因此我们判断，后续煤价仍有望维持在500-600元的合理区间运行，助推全年动力煤均价回落40元/吨左右。
油价与煤价不存在强相关关系，油价上涨对煤价上涨的传导无需过渡担忧。近期原油价格有所上涨，其中布伦特原油一度突破80美元/桶，引发了市场对于油价上涨或传导至其他能源产品价格的担忧。我们通过分析2003年以来WTI原油与国内煤价之间的相关关系，并对比WTI原油与LME铜价之间的相关关系，发现在2003-2018年之间WTI原油与山西优混(5500K)价格之间的线性方程拟合优度仅为0.42，低于同时期WTI原油与LME铜价之间线性方程的拟合优度0.65。考虑国内市场对于原油和煤炭两种基础能源产品的定价话语权存在较大差异，二者虽然能源在一定程度上进行替代，但或许无法在长期形成较为一致的走势，无需过渡担忧油价变动对煤价的传导。图20与21分别为WTI原油与山西优混(5500K)及WTI原油与LME铜之间的走势对比。
2.3. 市场化交易电价回升，暗示电价已无进一步下降空间
我国本轮电力体制改革(简称“电改”)之启动时点，可追溯至2015年。2015年3月15日，中共中央、国务院发布了此轮电改的纲领性文件——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)文件(简称“9号文”)。业界普遍认为，这是继2002年“厂网分离”以来，我国在电改领域颇具里程碑意义的举措。
国家发改委、能源局于2017年初下发《电力中长期交易基本规则(暂行)》(简称《规则》)最具实操层面的指导意义，其为在全国范围内开展电力交易提供指引性标准。依据9号文框架，及《规则》指引，我们认为，我国电改将的推动主要是为了实现以下目标：
首先，开展电力市场竞争，让用户能够以更低的价格，获取更为优质的电力服务。
其次，让不同类型电源同台竞价，并解决好经济效益与环境效益的平衡问题，让更经济、更优质、更环保的电源品种得到应有的发展，从而减少规划层面对于广东乃至全国电源结构装机的影响。
最终，还原电力本身的商品属性，使电力价格能够在一定程度上反映供需现状、成本现状，并在这一过程中尽量限制操纵、垄断，做到有效、充分竞争。
结合2015到2017两年的电改实践来看，我们认为，以上三个目标已经逐步开始实现，其中在降低用户侧电价方面的效果最为明显。
2018年4月19日，国家发改委召开清费减负专题发布会，对降低用电成本成果进行总结，认为2015年以来的各项举措实现累计年降低企业用电成本3275亿元，具体结构为：
实施煤电价格联动。降低了燃煤机组标杆上网电价，进而向用电侧让利，合计降低企业用电成本835亿。
推进输配电价改革。2017年6月底之前，在全国32个省级电网推进输配电价改革，核减电网企业的准许收入，全部用于降低工商企业电价，涉及降低企业用电成本480亿元。
推进电力市场化交易。2017年市场交易电量是1.6万亿度，平均降价5分/度，降低企业用电成本680亿元。
取消和降低通过电价征收的基金及附加。概括来说就是“三取消、两降低”，共计实现降低用电成本960亿元。
完善两部制电价的执行方式。规定企业可以根据自身的情况申请降低容量电价，涉及资金150亿元。
取消电价优惠。取消对中小化肥的优惠电价，涉及资金170亿元，用于降低了相关21个省的输配电价1分钱。
占比情况如图22。
六大降费举措中的降低燃煤标杆电价和电力市场化交易均与发电企业相关，两项合计实现降费1515亿元，占比高达46%，可见发电企业，尤其是火电企业为降低终端用户电价做出了非常突出的贡献。
但进入2017年以来，发电企业已经无力在继续向终端用户让利，其中燃煤标杆电价在2017年中出现上调，而市场化交易的降价幅度也日趋收窄。以广东为例，其在2017年2-12月共开展11次月度电力市场直接交易，完成交易电量319.58亿度，统一出清价差代表电厂向需求侧让利程度，随供需比例变动及煤炭价格高位运行，基本呈现出逐渐缩小的趋势，如图23所示。2018年初至今，广东共开展5次月度市场竞争交易，从总体的价差结果来看，基本稳定在-40厘/度的水平，较去年同期大幅收窄，如图24所示。
除广东之外的江苏、安徽、广西、山东等多地亦开展月度集中竞价交易，从近期其他省区的月度集中竞价结果可以看出，发电侧让利的情况亦得到缓和，如表8所示。以安徽为例，安徽省电力交易中心于4月中旬完成2018年5月集中交易，本次月度集中交易共成交10亿度，其中发电侧共申报电量19.61亿度，而购电侧共申报电量41.3亿度，需求侧电量为供给侧2倍以上。从成交价差结果来看发电侧统一出清价为0.3839元/度，仅比当地燃煤标杆电价略低0.05分/度。
在4月中发改委为落实2018年政府工作报告中提出的“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%”的要求，公布的《关于降低一般工商业电价的有关事项通知》。从具体的降费措施来看，主要包括：清退临时接电费、降低部分省份输配电价、提高两部制电价灵活性、临时性降低输配电价等，主要让利方为电网企业，而不涉及发电企业。
综合来看，我们认为，在煤炭价格仍维持高位的情况下，发电企业已经不具备继续降价让利的空间。
3火电行业反转，公司业绩弹性有望凸显
3.1. 火电行业有望于2018年迎来反转
2016年中开始，国内用电量需求开启一轮超预期增长，进而带动煤炭价格上行。根据中电联此前电力需求预测，其对于2016年国内用电量增速预期仅为1.5%，但自2016年7月开始，国内用电量增速连续6个月维持在6%以上的相对较高水平，超出此前预期，而此前执行的煤炭去产能及限产政策则对供给造成较大减少，在供给减弱、需求放大的情况下，动力煤价格启动上行。以Q5500动力末煤平仓价格来看，其2016年均价仅为475元/吨，而2017年均价则上涨到638元/吨，涨幅高达34%。
动力煤价的快速上涨对整个煤电行业经营造成较大冲击。燃料成本在火电成本中占比较高，因此煤价的大幅提升将显著影响发电企业的燃料成本和毛利率水平。图25，为公司、华能国际、国电电力、大唐发电、浙能电力、皖能电力等主要火电企业毛利率水平变动统计，2017年整个行业都面临着较大的经营压力。
2017年初，发改委层面已经认识到高煤价对于电力行业长期发展的不利影响，并且采取多项措施引导煤炭价格回归合理区间。截至2018年5月初，发改委已经采取上调上网电价、合理引导煤炭产能释放等多种有效措施改善行业经营窘境。同时考虑到行业内对于全年用电量增速水平较2016与2017两年已经有了明显的抬升，这有望通过市场机制推动煤炭产能释放，进一步利好煤炭供给形势改善。
我们认为，随着行业经营困境逐步得到重视，市场竞争电价的止跌回升，以及煤价的回归合理区间，火电行业有望于2018年迎来反转。
3.2. 公司业绩对煤价、电价极具弹性
通过此前公司资产结构分析，我们可以发现公司主要电力资产集中在燃煤发电领域，因此煤电行业的整体经营形势对公司业绩影响极大。因此，我们单独将火电行业近年来的主要经营数据进行拆解分析，可以发现电价、煤价及利用小时数是影响公司火电业务毛利的主要因素。具体拆分情况如表9。
公司业绩对电价敏感性指数高达80以上，电价改善将显著增厚公司业绩。我们基于公司2017年净利润水平开展敏感性分析，发现公司火电业务电价(含税)每上调0.01元/度对公司带来的净利润改善有接近9.35亿元，对应的敏感性系数高达81.2，如表10所示。考虑2017年中燃煤火电机组上网电价有所上调，公司主力燃煤机组所在地区山东上网电价上调幅度达到0.0219元/度，同时市场化竞价日趋理性，电厂降价幅度有所收窄，因此我们判断公司平均上网电价在2018年仍具有近0.01元/度的上行空间。
公司业绩对煤价敏感性同样较高，且考虑煤价波动区间更大，2018年业绩改善或主要来源于煤价下行。我们基于公司2017年净利润水平开展敏感性分析，环渤海Q5500动力煤均价下行10元/吨对公司净利润带来的改善大致在3.44亿元，对应的敏感性系数高达51.04，如表11所示。我们认为，随着需求预期的提升，2018年煤炭供给形势较2017年将有较大程度改善，从而有利于2018年动力煤均价下行。截至2018年5月底，环渤海Q5500动力煤价格为640元/吨，较年初高点已经回落近16%，我们认为全年均价有望维持在500-600元/吨的合理区间。
我们系统性地梳理了国内主要火电公司燃煤火电权益装机情况，并据此测算其2018年业绩相对煤价的弹性，最终我们发现公司弹性最大，如表12所示，一旦煤价下行趋势确立，公司弹性价值有望凸显。
公司业绩对利用小时数敏感性最弱。基于公司2017年净利润水平开展敏感性分析，利用小时数每提升100h，公司净利润水平改善大致在2.4亿元，弹性系数为25.13，如表13。长期来看，我们认为在能源结构转型的大背景下，火电将越来越多的承担调峰调频的任务，长期利用小时数仍或下滑，但从短期来看，随着山东省自备电厂整治力度不断加大，非规范运行机组将面临关停，发电任务将向正规机组转移，未来1-2年公司火电机组利用小时数水平仍有望维持平稳。
4盈利预测与估值分析
4.1. 收入与成本预测
我们对于公司未来近3年各项主营业务的收入与成本做了预测，见于表14，核心假设如下：
1、国内用电量维持平稳增长复合增速在3%-4.5%之间。
2、国内火电去产能政策按计划执行，相关落后机组顺利淘汰;公司机组结构调整顺应国家趋势，存量机组分享结构调整带来的转移电量，利用小时数维持稳定略降。
3、燃煤价格逐步回归合理区间，2018年有望回落40元/吨，2019与2020年仍将保持回落态势。
4、公司风电、光伏等新能源发电业务保持较快增长，利用小时数受益新能源消纳政策指引保持稳步提升。
5、供热、售煤业务维持稳定，价格与成本随煤价波动进行相应动态调整。
4.2. 投资建议与估值
截至2018年5月29日收盘，公司股价为4.09元/股，我们预计公司在2018~2020年将实现22.89亿元、38.95亿元、46.24亿元净利润，对应当前股本下EPS0.23元、0.41元、0.47元，对应17.6倍、10.1倍、8.7倍P/E。考虑公司是A股市场主流火电运营商之一，我们选取华能国际、国电电力、大唐发电、浙能电力、皖能电力等5家具有代表性公司进行比较，如表15为六家公司未来三年业绩与估值情况，其中华电国际、浙能电力数据为我们预测，其他公司经营数据来源于Wind一致性预期。
通过对比，公司2017-2019年P/E水平均低于可比公司18.89倍、14.68倍、12.97倍的平均水平，相对较低;公司目前P/B水平为0.95倍，与可比公司平均水平相当，亦处于相对较低水平。综合考虑公司目前资产优质情况，给予公司“买入”评级。
风险提示：全社会用电量增速或快速回落;煤炭价格下降程度或不达预期;火电去产能推进力度或不达预期。
原标题：深度 | 华电国际：火电行业反转，业绩弹性有望凸显
