煤電盈利均值回歸 火電行業(yè)配置價值提升

●回顧歷史，煤電盈利具有大的周期性，與利用小時周期呈現(xiàn)一定的滯后性。展望2018年至2020年，利用小時上行趨勢已經(jīng)明確，調(diào)節(jié)能力需求進一步凸顯煤電重要性，行業(yè)話語權(quán)有望提升，同時疊加煤價下行回歸綠色區(qū)間長期趨勢，煤電行業(yè)盈利將向歷史均值回歸。

●與火電、風(fēng)電、太陽能等相比，水電的發(fā)電成本相對較低，具有天然的成本優(yōu)勢。隨著結(jié)構(gòu)性改革取得實質(zhì)性進展，電力市場供需雙方在價格競爭下逐步形成新的平衡，加之市場化改革的不斷推進，一定程度上促使全國落后的電力產(chǎn)能逐步退出市場，從而為水電讓出更大的市場空間。因此，大水電在電量、電價方面保障程度高，同時成本以固定資產(chǎn)折舊為主。綜合來看，現(xiàn)金流具有較強穩(wěn)定性，具有較好的類債屬性，在行業(yè)的各類資產(chǎn)中具有突出的防御性，因而具備一定的配置價值。

⊙中信證券

煤電新增受壓 風(fēng)電光伏裝機占比上升

2018年第一季度，全國6000KW及以上發(fā)電裝機容量為1706.9GW，同比增長6.1%；其中火電裝機容量為1099.6GW，同比增長3.7%；水電裝機容量為298.9GW，同比增長3.0%；核電裝機容量為36.9GW，同比增長6.4%；風(fēng)電裝機容量為166.8GW，同比增長10.2%。

我們對于2018年至2020年各類機組新增裝機進行了預(yù)測。由于當前煤電投產(chǎn)嚴格受控，而新能源受政策支持，新能源在新增裝機中占比逐年提升，2017年新增風(fēng)電及光伏的裝機占比已達到54.5%。

2018年至2020年各類電源新增裝機情況分析

火電：當前能源部門對于煤電的停緩建力度較強，煤電投產(chǎn)受到嚴格控制，剩余在建可投運機組已為數(shù)不多，同時，考慮到前期相關(guān)部門提出的“關(guān)停30萬KW以下不達標的機組”帶來的淘汰落后產(chǎn)能力度加大，預(yù)計2018年至2020年煤電機組分別新增2500萬KW、2000萬KW、2000萬KW。考慮到燃氣機組受到季節(jié)性燃氣緊張因素的影響，后續(xù)新增裝機將同樣放緩，綜合來看，預(yù)計火電未來3年每年的新增裝機大致為2900萬KW、2400萬KW、2400萬KW。

水電：預(yù)計未來3年每年新增裝機500萬KW。

核電：根據(jù)在建機組的投產(chǎn)進度，我們預(yù)計未來3年每年分別新增裝機433萬KW、646萬KW、572萬KW。

風(fēng)電及光伏：根據(jù)近期出臺的《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，我們通過完成指標所需的非水可再生能源發(fā)電量倒算出所需的裝機增長，其中，風(fēng)電每年約增加18GW，光伏每年約增加45GW。

用電需求增速有望維持穩(wěn)定增長態(tài)勢

2018年第一季度，全社會用電量為15878億KWh，同比增長9.8%。第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)及居民用電增速分別為10.3%、6.7%、16.7%及17.2%，對增長的貢獻度分別為1.4%、46.9%、25.2%及26.5%。

通過對中美兩國用電結(jié)構(gòu)的對比來看，美國第三產(chǎn)業(yè)及居民用電為電力消費主力，兩者合計占比接近80%；而國內(nèi)電力消費則主要以第二產(chǎn)業(yè)為主，占比達到70%以上。這種產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)失衡有望隨著我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型逐步好轉(zhuǎn)，第三產(chǎn)業(yè)及居民用電占比有望進一步提升。而從各產(chǎn)業(yè)及居民人均用電量來看，我國第三產(chǎn)業(yè)及居民人均電力消費遠遠低于歐美發(fā)達國家，未來提升潛力巨大。

為促進我國能源清潔化，提升電氣化水平，相關(guān)部門于2016年5月發(fā)布了《關(guān)于推進電能替代的指導(dǎo)意見》，重點提出在居民采暖（電代煤）、生產(chǎn)制造（電鍋爐）及交通運輸（電動車）等能源終端消費環(huán)節(jié)利用電能替代污染較嚴重的散燒煤及燃油，預(yù)計該舉措可新增電量消費約4500億千瓦時。我們認為，該政策的積極推動將對于我國用電增速形成一定的支撐。展望未來，我們通過月度環(huán)比并考慮經(jīng)濟運行的不同情景，得到2018年樂觀、中性及悲觀的情況下，全年用電需求增速有望分別達到6.3%、5.5%及4.7%。同時，采用宏觀方法預(yù)計2018年至2020年用電需求增速分別有望達到5.5%、4.5%及4.5%。

火電利用小時進入上升周期

基于以上有效裝機增速快速下降及電力需求增速有較強支撐的分析，根據(jù)供需關(guān)系測算，我們得出火電2018 年至2020年利用小時分別為4280小時、4327小時、4388小時，同比增速分別為1.7%、1.1%、1.4%。

與此同時，我們對電力需求大省分別進行了分析。山東省因2017年火電裝機激增近800萬KW及未來幾年特高壓的沖擊，利用小時仍將受到一定壓力；長三角地區(qū)及廣東則因為本地新增裝機較少，外來電短期增量較少，利用小時或?qū)⒒厣?，用電增速或?qū)⑦_到2%至3%；安徽同樣因新增裝機較少，利用小時也將回升。

增產(chǎn)政策導(dǎo)向發(fā)酵 煤炭供需偏緊漸入平衡

從供給端看，近年來，煤炭行業(yè)受去產(chǎn)能以及產(chǎn)能置換相關(guān)政策的影響，其固定資產(chǎn)投資持續(xù)下降。由于煤礦建設(shè)周期通常在4年左右，未來3年新增煤炭產(chǎn)能預(yù)計將主要來源于當前在建煤礦的投產(chǎn)和達產(chǎn)。根據(jù)能源局全國煤礦生產(chǎn)能力公告，2017年底在建項目新增產(chǎn)能為7.6億噸，為此，我們預(yù)測2018年至2020年約新增煤炭供給6.6億噸。

從產(chǎn)能釋放節(jié)奏看，我們預(yù)計2018年至2020年煤炭每年的新增產(chǎn)量分別為1.2億噸、1.0億噸、1.0億噸，對應(yīng)產(chǎn)量增速分別為3.4%、2.7%、2.7%。

此外，近日相關(guān)部門發(fā)布通知，對之前的關(guān)于支持鋼鐵煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見進行調(diào)整，停止執(zhí)行其中“從2016年起，3年內(nèi)停止煤炭劃定礦區(qū)范圍審批”條款。煤礦審批的再次重啟，長期看有助于提高我國煤炭自主供應(yīng)能力，為未來先進產(chǎn)能的釋放奠定基礎(chǔ)。同時，這也表明相關(guān)部門支持煤炭行業(yè)良性發(fā)展，未來煤炭供需關(guān)系有望長期處于偏寬松狀態(tài)。

下游需求平穩(wěn) 供需逐漸轉(zhuǎn)向平衡

從需求端來看，我國煤炭以動力煤為主，其中又以電力、鋼鐵、化工、建材行業(yè)占比居多?；痣娦袠I(yè)方面，根據(jù)我們的分析，預(yù)計2018年至2020年煤電裝機容量分別上升2.6%、2.0%、2.0%，利用小時分別回升1.7%、1.1%、1.4%。假設(shè)供電煤耗因為低煤耗大機組占比提升及技術(shù)革新，未來3年每年下降0.5%，則對應(yīng)電力行業(yè)煤炭消費量增速為3.0%、2.7%、2.9%。雖然當前粗鋼生產(chǎn)、房屋新開工面積增速較好，但受到調(diào)整能源結(jié)構(gòu)，減少煤炭消費政策的影響，這將拉低煤炭消費增速。我們預(yù)測，2018年至2020年鋼鐵、建材行業(yè)的煤炭消費增速在-1%至1%之間，化工行業(yè)消費量不變，同時考慮到港口近期開始再次逐步限制進口劣質(zhì)煤，進一步緩解煤炭供需平衡關(guān)系。因此，今年年內(nèi)煤炭供需平衡具有較強保障。

從對供需關(guān)系的分析中，我們預(yù)測2018年煤炭新增產(chǎn)量約為1.2億噸，保守考慮新增產(chǎn)量全部外運，即運力需增長1.2億噸/年才能與產(chǎn)量匹配。而從外送通道來看，三大橫向通道中運力主要集中在大秦、朔黃、唐呼及瓦日線，未來進一步提升運能的可能不大。

前期，鐵路總公司宣布自今年4月10日實行新的列車運行圖，加大大秦、唐呼、瓦日等西煤東運、北煤南運主要貨運通道的運輸能力，通過增開貨運列車220對，其中增開萬噸及以上貨運列車60列和優(yōu)化樞紐分工等措施，實現(xiàn)貨運列車高效快捷的運輸組織，預(yù)計全年貨運發(fā)送量可增運2億噸。具體來看，我們預(yù)測各線路煤炭運力提升情況如下：

大秦鐵路：大秦鐵路在2017年完成貨運量4.3億噸，同比增長23.1%，但在高增長的同時，運力再次提升的空間已經(jīng)不大。2018年大秦線貨物運輸量目標為4.4億噸，僅較2017年增加1000萬噸，我們預(yù)計增量部分全部為煤炭運輸。

朔黃線：朔黃鐵路2017年完成貨運量3.0億噸，創(chuàng)歷史新高。其中，煤炭運量約為2.9億噸，同比增長9.8%。由于已接近設(shè)計運能3.5億噸，預(yù)計2018年新增運力為2000萬噸。

瓦日線：2017年煤炭發(fā)運量為2800萬噸，2018年初開行萬噸大列，在列車運行圖調(diào)整下有望增開車次，預(yù)計增加運力4000萬噸左右。

唐呼線：預(yù)計將成為運力提升最大的外送通道。此次鐵路調(diào)圖最大的變動在于京包線及唐呼線，主要為將部分張集線客車改為京包線運行，為唐呼線萬噸貨列讓路。調(diào)圖后，唐呼線將開行共20對萬噸貨列至曹妃甸港，預(yù)計增加運力4000萬噸左右。

以上四通道合計新增運力1.1億噸/年，與需求相差的1000萬噸運力由其余線路通過車皮投放等方式協(xié)調(diào)補足。由于上述測算的運力距離鐵路總公司所述的2億噸相差較大，測算相對保守，但已經(jīng)基本無缺口，預(yù)計整體上運力無需擔(dān)憂。

由于動力煤需求具有一定的季節(jié)性特點，存在一定的對于旺季運力瓶頸再現(xiàn)的擔(dān)憂。我們認為，一方面，今年鐵路運力有所增加，主通道大秦線于4月7日至5月1日趁淡季完成春季檢修，預(yù)計后續(xù)迎峰度夏期間運力有一定保障；另一方面，電廠及港口庫存對鐵路運力限制可以起到緩沖作用。從目前來看，六大電廠庫存雖然目前隨著日耗增長有所下降，但仍處于歷年較高位置。中長期來看，預(yù)計2019年建成通車的蒙西至華中鐵路將重構(gòu)北煤南運的煤炭運輸格局，尤其是海進江格局，對華中地區(qū)煤炭運力構(gòu)成有效補充，預(yù)計后續(xù)建設(shè)將基本消除鐵路運輸瓶頸。

此外，除價格方面，中長協(xié)電煤鐵路運力也將受到優(yōu)先保障。目前，2018年電煤中長協(xié)跨局直達列車開行方案已經(jīng)公開，在價格及運力的雙重保障下，預(yù)計實際電煤價實現(xiàn)平穩(wěn)、溫和下行的可能性不小。

電煤價格回歸綠色區(qū)間有望加速

整體來看，我們認為煤炭先進產(chǎn)能釋放將有效保障年內(nèi)供需平衡并在未來轉(zhuǎn)向?qū)捤?，鐵路調(diào)圖帶來外送運力提升與供需相匹配，煤價中樞向綠色區(qū)間回歸明確。在未出現(xiàn)極端高低溫、降水等因素干擾的前提下，我們預(yù)計2018年全年秦皇島5500大卡煤炭均價約為603元/噸，同比下降5.0%左右。

短期煤價反彈或有限

今年4月以來，隨著下游行業(yè)生產(chǎn)恢復(fù)較為強勁，六大電廠煤炭日耗量處于較高水平，這從粗鋼產(chǎn)量和房屋新開工面積增速加快中得到了側(cè)面印證，同時疊加控制劣質(zhì)進口煤對供需雙方實際及更重要的心理預(yù)期的影響，近期環(huán)渤海動力煤現(xiàn)貨價格出現(xiàn)一定幅度的反彈。

不過，我們認為當前的短期煤價反彈幅度或有限。從政策上看，今年4月底相關(guān)部門透露目前煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放良好，加之還有產(chǎn)能儲備，相關(guān)部門對價格穩(wěn)定較有把握，并已制定多套預(yù)案應(yīng)對煤價的波動。從基本面角度看，當前煤炭增產(chǎn)政策力度持續(xù)及4月鐵路運力的提升，將使得5月煤炭供給量及進港量出現(xiàn)環(huán)比提升。而從需求端角度看，歷史上5月煤炭增產(chǎn)的增速一般都較低。同時從水電情況來看，當前較多主要水庫水位超出上年水位或持平。因此，若不出現(xiàn)階段性異常因素，預(yù)計短期煤炭價格的反彈幅度將有限。

煤電承擔(dān)電量支撐+調(diào)節(jié)性雙重角色

低碳的約束將制約新建燃煤電廠的大規(guī)模建設(shè)，而可再生能源能否接力增量需求取決于競爭力。對于電力這個瞬時性的特殊商品，在電力市場形成后，不同時間的價格將會存在巨大差異，因此每個電源的競爭力需要綜合考慮單位發(fā)電成本與調(diào)節(jié)能力。目前我國增量需求更多的將由可再生能源提供的大方向已經(jīng)明確，而《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》以2030年為目標，預(yù)見到了我國電力系統(tǒng)已經(jīng)呈現(xiàn)并將擴大的新問題，因此提出提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，具體看主要分為峰谷滿足及調(diào)頻。

展望2018年至2020年，就峰值負荷看，水電增量較少（下一輪投產(chǎn)周期在2021年至2022年），風(fēng)電由于自身特性，保證度較低，火電對于尖端負荷的支撐重要性進一步加大，部分區(qū)域部分時段或?qū)⒊霈F(xiàn)硬缺口。就谷值及調(diào)頻看，風(fēng)電占比提高，如北方冬季供熱期，既要保證供熱、又要留出空間讓風(fēng)電上網(wǎng)，煤電的靈活性改造成為唯一的選擇，2.2億KW的改造規(guī)模體現(xiàn)出緊迫性。綜合來看，小機組參與靈活性改造進行調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)提供、承擔(dān)供熱功能，而大機組承擔(dān)基礎(chǔ)負荷，對峰值滿足起到支撐作用。在新的形勢下，存量煤電特別是需求型火電的重要性將日益得到提升。

供需形勢及煤價下行助力盈利均值回歸

回顧歷史，煤電盈利具有大的周期性，與利用小時周期呈現(xiàn)一定的滯后性。具體來看，2006年至2008年，利用小時呈現(xiàn)下行趨勢，而煤價處于快速上行狀態(tài)；2009年至2011年，利用小時上行趨勢，話語權(quán)逐步增強，而煤價依舊維持高位；2011年一度出現(xiàn)電力供應(yīng)緊張，疊加火電盈利困難，相關(guān)部門快速上調(diào)電價，雖然2012年煤價開始出現(xiàn)大跌，但基于供需緊張，為鼓勵新增裝機，電價并未快速下降；2012年至2015年電企享受超越正常水平的ROE。2013年至2015年，利用小時呈現(xiàn)下行趨勢，2015年體現(xiàn)為過剩，行業(yè)話語權(quán)減弱，標桿電價下調(diào)。盡管2015年開始煤價進入快速上升周期，電價仍未及時聯(lián)動，2017年行業(yè)出現(xiàn)大規(guī)模虧損。綜合以上分析可以看出，利用小時趨勢決定了行業(yè)話語權(quán)，也是盈利周期波動的前瞻性指標。

展望2018年至2020年，利用小時上行趨勢已經(jīng)明確，調(diào)節(jié)能力需求進一步凸顯煤電重要性，行業(yè)話語權(quán)有望提升，同時疊加煤價下行回歸綠色區(qū)間長期趨勢，煤電行業(yè)盈利將向歷史均值回歸。

大水電來水穩(wěn)定 防御性突出

由于水電享有優(yōu)先調(diào)度權(quán)，受宏觀經(jīng)濟影響較小，季節(jié)性及流域特性導(dǎo)致的來水是影響水電發(fā)電量的主要因素。而對于大多數(shù)大水電企業(yè)，由于其流域范圍廣，且具備調(diào)節(jié)能力較強的上游電站及水庫，可以在汛期通過水庫蓄水，將來水進行重新分配，以豐補欠，甚至可以通過多庫聯(lián)調(diào)的方式進一步加強調(diào)節(jié)能力。因此，來水有較強的保障，電量相對穩(wěn)定，這是一些小水電站所不能比擬的。

水電成本優(yōu)勢突出 永久使用權(quán)確?，F(xiàn)金流穩(wěn)定

與火電、風(fēng)電、太陽能等相比，水電的發(fā)電成本相對較低，具有天然的成本優(yōu)勢。隨著結(jié)構(gòu)性改革取得實質(zhì)性進展，電力市場供需雙方在價格競爭下逐步形成新的平衡，加之市場化改革的不斷推進，一定程度上促使全國落后的電力產(chǎn)能逐步退出市場，從而為水電讓出更大的市場空間。

從資產(chǎn)屬性看，水電公司資產(chǎn)以固定資產(chǎn)為主。其中，房屋、建筑物占比75%至85%，機器設(shè)備占比10%至20%；平均折舊年限為27年左右，遠少于實際壽命（有望達100年以上）。由于資產(chǎn)以房屋、建筑為主，實際運行過程中的維護支出較小。在水電運營過程中，債務(wù)逐年減少，每年財務(wù)費用的降低將帶來業(yè)績的持續(xù)小幅增長；而在電站折舊提取完后，由于主要資產(chǎn)仍處于良好狀態(tài)，全部電費收入都將最大程度體現(xiàn)為利潤。此外，與國外水電特許經(jīng)營相比，我國水電站業(yè)主對所屬電站擁有永久使用權(quán)，因此，水電為國內(nèi)少有的可提供永續(xù)穩(wěn)定現(xiàn)金流的資產(chǎn)。

廣告因此，大水電在電量、電價方面保障程度高，同時成本以固定資產(chǎn)折舊為主，綜合來看，現(xiàn)金流具有較強穩(wěn)定性，具有較好的類債屬性，在行業(yè)的各類資產(chǎn)中具有突出的防御性，因而具備一定的配置價值。

當前電力供需關(guān)系已由近年來的寬松轉(zhuǎn)為偏緊，火電利用小時步入上升周期。同時，政策持續(xù)推動煤炭先進產(chǎn)能釋放，鐵路調(diào)圖使運力與之匹配，煤價中樞下行回歸綠色區(qū)間方向明確，多重因素促進火電盈利能力回歸，景氣度回升，維持板塊“強于大市”評級。

投資策略方面，建議加大對火電板塊配置比例，首選地處需求地的火電公司。港股火電公司性價比最高，全部予以推薦。在A股市場中，重點關(guān)注華電國際、國投電力、國電電力及浙能電力。當前政策大力推行金融改革及利率市場化，利率中樞或?qū)⑾乱?。大水電消納無憂，業(yè)績穩(wěn)定，在利率下行環(huán)境下有望受益，當前估值較低，適宜配置，推薦長江電力和桂冠電力。