1、煤价呈现高位回落趋势，有望回归合理区间
参考观研天下发布《2018年中国火电行业分析报告-市场运营态势与发展趋势研究》
煤炭价格从高位已有所回落。2017 年 CCI5500 动力煤价格指数全年平均值为 644 元/吨，同比大幅上涨 166 元/吨，涨幅为 34.7%。2018 年由于冬季采暖用电需求大增，煤炭供应紧张，春节前 CCI5500 动力煤价格指数一度达 770 元/吨。春节期间煤炭企业加大生产力度，社会煤炭库存提升，随着冬季采暖期的结束，电厂煤耗趋于平稳，加之电厂煤炭库存处于高位，煤炭采购意愿偏弱，煤价从高位回落。随着夏季用电高峰临近，火电出力预期将继续扩大，煤炭需求将同步攀升，煤炭价格上涨压力较大，近期在国家发改委等部门的调节下，煤炭价格有所回落，但短期仍将保持震荡的格局。整体来看，一季度平均煤炭价格仍较去年同期高 12%，有较大改善空间。图：CCI5500动力煤价格指数已有所回落
煤炭价格有望回归合理区间。2017年国内原煤产量34.45亿吨，同比增长3.2%，增速较上年提高 12.6pct；煤及褐煤进口数量 2.71 亿吨，同比增长 6.1%，进口煤数量连续两年保持正增长。根据国家发改委介绍，我国于 2016 年提出的用 3 至 5 年时间退出煤炭产能 5 亿吨，减量重组 5 亿吨的任务有望在 2018 年提前完成。随着煤炭去产能工作的逐渐完成，煤炭价格大幅度上涨的概率较小，新增有效产能的投放以及进口煤炭限制的放开将使得煤炭价格逐渐进入下降通道，煤价有望回归合理区域。根据《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中的规定，当价格处于红色区域时，有关部门将启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制，包括投放煤炭储备、加强中长期合同履约监管等。国家发改委近期将采取包括增加煤炭产能和运力等 9 项措施助煤炭价格回归合理区间，我们认为在政府的主导下，煤炭价格将逐渐回归合理区间，考虑到火电企业中煤炭价格占成本比重达 60-70%，若煤炭价格逐渐下降，将利好火电企业。
图：2017年原煤产量同比增长3.2%
图：2017年煤及褐煤进口量同比增长6.1%
2、收入端有望实现量价齐升
用电量增速有望继续回暖。根据各行业、城乡居民以及全社会每月用电情况的变化趋势，我们预测“十三五”期间全社会用电量年均增速将保持在 5.6%左右，具体预测如下：表：预计“十三五”期间全社会用电量年均增速为5.6%
电力装机增速放缓。 “十三五”期间，供给侧改革对火电装机进行结构性调整，淘汰一批落后产能，同时停建缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，电力装机结构有望得到优化，电力装机增速逐渐放缓，全国总装机年均增速回落至 5.5%，电力供需失衡有望得到缓解。
表：预计“十三五”期间电力总装机年增速为5.5%
火电设备利用小时数有望小幅回升。今年第一季度，全国火电设备平均利用小时为 1089 小时，比上年同期增加 52 小时，已有回升的态势。结合用电量增速预测，2018 年全社会用电量增速有望继续保持较快增速，用电需求维持稳中有升的态势。供给方面，受供给侧改革影响，火电装机增速明显回落，火电利用小时数有望回升。综合供给侧两方面因素分析，我们判断 2018 年火电设备利用小时数有望小幅回升。
煤电联动若启动，上网电价有望平均上调4.07分/千瓦时。煤电联动已达启动条件，目前标准煤耗按照311克/千瓦时计算，全国火电平均上网电价按0.37 元/千瓦时计算，考虑到2015年火电上网电价平均下调2.91分/千瓦时、2017 年7月1日火电上网电价平均上调0.85分/千瓦时。经测算，煤电联动预计上调上网电价平均为2.02分/千瓦时，综合考虑2015年、2017年上网电价调整，2018年火电上网电价有望平均上调4.07分/千瓦时。表：2018年火电平均上网电价有望上调4.07分/千瓦时
市场化交易电价逐步上升。自新一轮电改启动以来，全国电力市场化交易的电量从2014年的3000亿千瓦时提高到2017年约1.6万亿千瓦时，市场化交易电量比重从7%提高到25%。相比于计划上网电价，市场化交易电价较低，我们认为主要原因有两点。第一，市场化交易主体中，发电侧数量大于用电侧数量，供大于求造成交易电价较低。目前在市场化交易中发电侧准入门槛较低，一般为省调机组即可，而用电侧则需要达到一定用电规模的工商业用户，如在广东省电力交易中，年用电量超8000万千瓦的工业用户或超5000万千瓦的商业用户被认定为大用户，可以直接参与市场交易。第二，电力供需总体宽松，发电侧倾向于降低电价来提高发电量，即“薄利多销”。一般认为火电机组利用小时数低于4500小时，电力供需较为宽松，2017年，全国火电机组利用小时为 4209 小时，整体供需仍维持宽松。参考电力市场化程度较高的广东省市场可以发现，交易电价有明显的上升趋势,2017年2月交易价差约-145.5厘/千瓦时，截止目前，交易价差已缩窄至-39.3 厘/千瓦时。我们认为随着用户侧准入条件逐渐放开，以及电力供需关系的逐渐改善，市场化交易电价有望继续上升。
图：广东省电力市场化交易价差逐渐缩窄
3、业绩有望反转，关注弹性较大的优质企业
燃料成本在火电主营业务成本中占比最高。火电机组的营业成本主要由燃料成本、折旧、电力采购成本、人力成本、维修支出等组成。其中，燃料成本是主营业务成本最大的组成部分，煤炭价格的涨跌将直接影响煤电机组的盈利能力，是影响行业业绩的最主要因素。以华能国际为例，截止 2017 年底，公司主营业务成本共计约 1329.5 亿，其中燃料成本为 927.4 亿，占主营业务成本为 70%。图：公司燃料成本占主营业务成本约70%
图：2017年公司单位燃料成本上升34.39%
关注业绩弹性大的优质火电企业。我们对火电企业业绩弹性进行测算，以 2017 年各企业实现的归属于上市公司股东的净利润为基础，保持其他参数不变，只改变煤价或者电价，分别测算了煤价下调 10 元/吨以及上网电价上调 1 分/千瓦时两种情况。结果显示，两种情况下火电企业净利润都将获得增厚，企业业绩对电价上调更为敏感。考虑到火电企业本身的优势情况，结合业绩弹性测算结果，可关注弹性大的优质火电企业，相关标的有华能国际、华电国际。
表：火电企业业绩弹性测算
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