【方正公用环保郭丽丽团队】煤电联动机制有望启动,上网电价最高上调10%——分省详测火电公司业绩弹性

【摘要】

火电企业受煤价持续高位运行导致盈利探底

16年三季度开始煤价迅速上涨并维持高位运行，火电企业从16年4季度起出现大面积亏损，2016年四季度及2017年前三季度申万火电板块ROE分别为0.05%、0.83%、0.77%、1.30%，创09年以来新低。今年7月1日全国燃煤上网标杆电价平均上调约0.88分/千瓦时，略微缓解火电企业目前经营困难的局面。

国家深化价格机制改革，考虑成本变化实行煤电联动

发改委近日发布的《国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见》中再次明确表示进一步推进价格市场化，综合考虑成本变化，健全煤电价格联动机制。根据2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》规定煤电价格联动机制以年度为周期，以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价，以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。电煤价格变动30元启动煤电联动机制，根据变动幅度响应提高煤电上网标杆电价。

煤电联动达到启动标准，预计将增加行业收入1075亿元

2017年1-9月的平均电煤价格指数为509.77元/吨，若全年平均电煤价格维持当前水平，较14年444.44元/吨高出约65元/吨，达到触发煤电联动机制的条件。按照目前标准煤耗为308克/kwh计算，则煤电联动后煤电上网电价较14年应上升约1.5分/千瓦时，由于15年下调过3分钱煤电上网电价、17年7月1日各省上调煤电上网电价约0.88分/千瓦时，18年煤电上网电价可上调空间为3.62分/kwh，目前全国平均煤电上网电价约0.364元/kwh，上涨空间约9.9%。预计18年火电发电量4.3万亿千瓦时，则煤电联动上调电价将为行业增加收入1075亿元。

各省份上调空间差异较大，重点关注弹性标的

通过测算各省煤电联动变化幅度、16年初煤电上网电价下调幅度以及7月1日各省煤电上网电价电价，全国32个供电省区中有25个达到煤电联动启动标准。其中，湖南、四川、广东、广西四省煤电上网电价可上调空间最大，分别达到每千瓦时6.771分、6.282分、5.204分、5.127分；新疆、山西等7省区未达到煤电联动启动标准，预计将不会调整煤电上网电价。根据各省份煤电联动测算结果以及2017年前三季度公司净利润情况，若2018年执行煤电联动机制，业绩弹性较大并且公司质地较好的标的是【华银国际】【粤电力A】【华电 国际】【华能国际】【国电电力】，建议重点关注。

【正文】

一、火电发电量持续回升，煤价高企盈利探底

2017年我国发用电形势增长超出预期。截止9月份我国全社会用电量同比增长6.9%，大幅高于年初预期，主要由于：1）宏观经济延续稳中向好，2）工业生产情况得到改善，3）服务业快速发展，4）气温明显偏高。17年全年用电量增长有望达到6.7%左右，增速较16年继续提升。1-9月我国规模以上电厂火电发电量34525亿千瓦时，同比增长6.3％，增速比上年同期提高5.5个百分点，火电企业利用小时数触底回升。

火电企业受煤价持续高位运行导致盈利探底。16年三季度开始煤价迅速上涨并维持高位运行，火电企业从16年4季度起出现大面积亏损，2016年四季度及2017年前三季度申万火电板块ROE分别为0.05%、0.83%、0.77%、1.30%，创09年以来新低。今年7月1日全国燃煤上网标杆电价平均上调约0.88分/千瓦时，略微缓解火电企业目前经营困难的局面。

二、煤电联动机制有望启动，火电盈利将直接改善

燃煤发电机组的度电成本主要由燃料成本、折旧、运营维护、政府税金及其他这几项组成。其中，燃料成本是度电成本最大的组成部分。在当前煤价水平下，燃料成本占度电总成的比例约为60%-75%。煤炭成本的涨跌直接影响火电企业的盈利能力。

以大唐发电为例，2017年上半年，公司单位发电成本约0.315元/千瓦时，其中燃料成本0.184元/千瓦时，占发电总成本的58.58%。大唐发电由于坑口电厂占比较高，所以2017H1公司入炉标煤（7000大卡）单价为595.25元/吨，在行业内属于较低水平。

为了让政府定价的电价可以适应市场化煤价的变化，我国从2004年开始探索“煤电联动机制”，提出在反应电力供需的前提下，上网电价与燃料价格联动。截至目前，煤电联动机制共执行了6次。

在启动煤电联动机制的6次中，前4次上调煤电上网电价，后2次下调上网电价。最近一次“煤电联动”启动是2016年1月1日，根据2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，将全国燃煤机组上网电价和销售电价同步下调3分/千瓦时。

2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》规定煤电价格联动机制以年度为周期，以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价，以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。电煤价格变动30元启动煤电联动机制，根据变动幅度响应提高煤电上网标杆电价。燃煤机组标杆上网电价与煤价联动的计算公式与计算条件如下：

2017年1-9月的平均电煤价格指数为509.77元/吨，若全年平均电煤价格维持当前水平，较14年444.44元/吨高出约65元/吨，达到触发煤电联动机制的条件。按照目前标准煤耗为308克/kwh计算，则煤电联动后煤电上网电价较14年应上升约1.5分/千瓦时，由于15年下调过3分钱煤电上网电价、17年7月1日各省上调煤电上网电价约0.88分/千瓦时，18年煤电上网电价可上调空间为3.62分/kwh，目前全国平均煤电上网电价约0.364元/kwh，上涨空间约9.9%。预计18年火电发电量4.3万亿千瓦时，则煤电联动上调电价将为行业增加收入1075亿元。若煤电联动仍不启动，电力企业则会通过减小市场化交易电价降幅的方式消化上涨煤价，达到提升营业收入的效果。

三、推荐标的

根据图表9中测算的2018年煤电上网电价上调空间，以及各家火电企业分省份的煤电装机及16年上网电量，我们测算出若2018年1月1日按现行公式启动煤电联动，各家火电企业的业绩弹性如下（煤电联动执行可增加利润测算=2016年公司煤电分省份上网电量*分省份上网电价上调空间*0.75，已扣25%所得税）：

根据上述测算结果以及2017年前三季度公司净利润情况，若2018年执行煤电联动机制，业绩弹性较大并且公司质地较好的标的是【华银国际】【粤电力A】【华电国际】【华能国际】【国电电力】，建议重点关注。

四、经济换挡调结构，煤电联动最终方案仍需等待

我国经济目前正处于换挡调结构的关键时期，供给侧改革进入攻坚阶段，“三去一降一补”政策稳步落实。国家对政府垄断的电力、石油、天然气等行业重新进行了成本监审。通过成本监审，国家核减了32个省级电网准许收入约480亿元，13家天然气跨省管道运输企业的管道运输价格平均下降15%。国家为下游企业降成本的目标非常坚定。

“煤电联动”政策的执行分为两部分，第一部分是上调煤电机组上网电价，第二部分是由于上网电价调整而去调整销售电价。但是由于给下游企业降成本仍是大方向，因此虽然“煤电联动”达到了启动标准，年内是否可以按照测算而启动仍不确定。目前，既能缓解高煤价带来的煤电企业经营困难又可以不给下游企业增加负担的唯一方案就是挤压中游电网利润输送给上游煤电发电企业。

今年7月1日，电网取消了工业企业结构调整基金，并且将重大水利工程建设基金以及大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%。据我们测算，取消和降低这三项基金共腾出了约1.5分/千瓦时的空间，7月1日全国煤电上网电价已经平均上调了约1分钱/千瓦时，剩下的5厘/千瓦时预计将于年内完成上调。

此外，根据发改委煤电装机数据显示，1997年投产的火电机组约有2000万千瓦，将于今年达到折旧年限。发改委或将下调这些机组的上网电价5分/千瓦时，腾出来的电价空间补贴其余煤电机组。

由于煤价高位运行，确实很多火电企业处于亏损状态，而我国又处于转型的重要时期，需要考虑下游企业成本情况，中游电网仍有让利空间不过空间已然不大。所以我们认为今年煤电联动机制大概率会启动，但是最终方案仍需等待。

附表：煤电联动执行可增加企业利润测算

五、风险提示

上网电价上调不及预期；发电量不及预期

我们基于扎实的行业与公司基本面研究，跟踪产业最新动向，挖掘价值低估的投资标的，把握产业投资机会。在纷纷扰扰的卖方研究市场，我们坚持独立的研究观点，不跟风、不骑墙，用心打造价值研究服务，风雨兼程、青春无悔！