本文來自東北證券的研報《煤電聯動，能否解火電燃“煤”之急？》，作者為證券分析師龔斯聞。
當前動力煤價格已長期處於高位運行，而煤電企業受限於“市場煤計劃電”的行業格局，利潤下滑顯著，整體經營較為困難。在當前時點，新版煤電聯動能否在2018年如期啟動，將會對火電行業未來盈利情況產生較為顯著的影響。智通財經APP獲悉，東北證券結合當前煤電聯動模型預測數據及分省火電基本面研究情況，對火電行業2018年的經營情況進行分析和展望。
煤電聯動歷史沿革及當前火電企業經營現狀
從歷年電價調整和煤電聯動政策歷史來看，從2004年至今我國燃煤機組上網電價共計調整14次，其中九次上調五次下調，全國性上調平均電價最高為2.6分/千瓦時，下調幅度最大為-3分/千瓦時。整體上看當煤電上網電價調整時，非居民用電銷售電價一般也會做同向調整，調整幅度往往與上網電價變動、當期經濟形勢等相關。
唯一較為特殊的是2017年7月電價調整情況。此次電價調整空間來源於取消向發電企業徵收的工業企業結構調整專項資金、國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金徵收標準各降低25%，同時結合向上下游釋放輸配電改革紅利的情況，首次實現在上調燃煤標杆電價的同時降低銷售電價。
結合歷史上六次煤電聯動情況及動力煤價格變化情況來看，煤電聯動政策存在一定的滯後性。當前動力煤價格與2008年一季度較為相似，而平均電價略高。但從銷售淨利率這一財務指標來看，當前CS火電銷售淨利率僅為4.76%，與2008年一季度的3.56%相差不大。除去2008年下半年的極端情況，此數據已經屬於火電板塊歷史較低水平。從行業健康發展角度結合火電行業歷史數據，東北證券認為火電板塊保持10%左右的穩定淨利潤率是較為合理的水平。
從近期六大電網火電平均上網電價來看，雖然經歷了7月份調價後各電網火電上網電價有所上漲，但同2014年9月份的水平比還有較大差距。其中華中電網差值最大，達4.5分/千瓦時；西北電網差值最小，僅為2.3分/千瓦時，其他地區差值約在2.5分/千瓦時到4分/千瓦時之間。從煤炭成本角度去分析，2014年全年環渤海5500大卡動力煤均價為522.33元/噸，全國平均電煤價格指數為444.44元/噸。而2107年10月11日秦皇島5500大卡動力煤價格為585元/噸，7月全國電煤價格指數為493.26元/噸，全年電煤價格指數大概率在500元/噸以上。當前煤價水平已經顯著高於2014年，但電價卻出現嚴重倒掛，於情於理，上調電價勢在必行。
根據歷年統計數據，2008年-2015年全國6000千瓦以及上電廠裝機容量增速基本維持在穩定狀態，2015年全國裝機增速達到10.41%，此後全國裝機容量增速明顯放緩，2016年增速相比2015年下降1.19個百分點，達到9.23%，2017年上半年增速降至歷史最低點的6.84%。近十年來全國火電裝機容量增速均略低於總裝機容量增速，但二者變化趨勢大致相似，在2015年火電裝機增速達到7.84%自2012年以來的最高增速後，2016年增速下降至6.43%，2017年上半年更低至4.42%。在當前電力供需失衡、煤電被列入去產能行業的大背景下，火電裝機或將長期維持低速增長。
近幾年全國火電發電量增速呈現較大波動，2013年由於水電發電量較低、上年同期基數較低等原因，當年火電發電量同比增速高達11.32%，之後2014-2015年火電發電量增速逐年下降，2015年降至-3.22%。2016年增速開始回升，到2017年上半年火電發電量增速達到7.95%，近三年首次超過全社會用電量增速，火電行業量增的趨勢較為明顯。
雖然2017年上半年火電發電量增速達到2014年以來的最高值，但由於上半年煤價同比漲幅較大等原因，電力板塊公司業績下滑明顯。在28箇中信一級行業中，CS電力及公用事業板塊業績增速-34.02%，排名最後，子行業CS火電板塊業績增速-65.38%。
東北證券將近三年火電行業分季度毛利率與秦皇島動力煤走勢進行對比，可以很明顯的看到當動力煤價格上行時，火電板塊毛利率出現較大幅度下滑。在當前煤價高位運行的情況下，如果不對上網電價進行進一步調整，火電行業受限於自身資產負債率較高等不利影響，很難擺脱“量增利減”的困境。
2017年7月1日，多省市相繼上調上網電價，上調幅度最大的為河南省，達到2.28分/千瓦時，其次為山東省2.2分/千瓦時。此次電價上調有望對火電企業成本壓力有所緩解，但仍然難以彌補煤價上漲對火電企業的衝擊，電價漲幅也遠小於之前下調的幅度。
煤電聯動模型預測
計算方法與假設條件
燃煤機組標杆上網電價與煤價聯動計算公式：
最終新週期煤電聯動導致的電價調整幅度應為本期調整水平減去上期電價調整水平。
煤電聯動導致燃煤標杆電價調整後，各省需相應調整銷售電價。居民生活、農業生產用電價格保持相對穩定，工商業用電價格按相應計算公式調整：
結合相關公式情況及當前電煤價格水平，東北證券對計算所需相關條件做如下假設：1、預期2017年10月環渤海動力煤價格指數進入綠色區間，2016年11月到2017年10月週期平均電煤價格指數為507.61元/噸；2、分省電煤價格指數依據其與全國電煤價格指數比值確定；3、假設全國平均供電煤耗為315克/千瓦時，相較2016年下降4克/千瓦時；各省供電煤耗依據中電聯公佈的最新月份數據確定，對於天津、上海、江蘇、浙江和廣東等火電煤耗受天然氣發電折算影響較大的省份，供電煤耗按當地標杆發電企業數據予以調整。
預測結果分析
從2018年電價預期上調水平來看，湖南、冀南和湖北排名前三，黑龍江、蒙東和新疆排名後三名。根據東北證券的模型測算，全國平均上調幅度為4.45分/千瓦時，漲幅較大。火電大省中，廣東、山東和江蘇等省份預期漲幅高於全國平均水平，內蒙古和新疆等省份預期漲幅低於全國平均水平。出於謹慎及合理性考量，在當前計算結果上減去各省7月份已漲電價的幅度，並以此為基準進行火電企業業績測算。
相關電力公司業績彈性測算
假設各公司市場化電量電價折讓幅度不變，電價上調按平均4.45分/千瓦時的樂觀估計，2017年7月份已上調燃煤標杆上網電價的省份2018年上調幅度扣除已上調部分。
電價上調對電力企業淨利潤影響非常顯著。以華能國際為例，電價上調預期將增加其2018年淨利潤83.73億元，佔其2016年全年淨利潤的77.62%。而其2017年上半年實現營收714.34億元，淨利潤10.37億元，如果電價如期足量上調，其盈利能力有望回升至2016年的水平。事實上，考慮到大部分電力上市企業均有參股相關區域內的火電廠，煤電聯動同樣會大幅改善其投資收益，對火電企業的業績有着更深遠的影響。
風險討論：政策風險與市場電量雙衝擊
雖然按照煤電聯動相關公式測算，東北證券預期2108年煤電標杆上網電價有望上調4.45分/千瓦時，但在當前“市場煤計劃電”的格局下，電價上調仍受國家政策影響較大。
在當前供給側改革的情況下，煤炭擁有資源優勢可以取得定價權和交易權。而煤電企業難以反向與煤炭側議價，下游售電價也被嚴格管控，成本上漲的壓力難以得到有效疏導。在當前三去一降一補仍為產業主旋律的情況下，煤電聯動帶來的電價上漲有可能對下游製造業生產造成影響，從而影響國家上調煤電價格的決心。
2016年全年我國煤電發電量為39058億千瓦時，按7%的廠用電率考慮對應上網電量為36324億千瓦時，如按度電上漲4.45分測算，對應1616億元的電費漲幅。即使考慮2018年有30%的市場電空間，市場電部分不受調價影響，對應電費漲幅也有1131億元。
從2016年用電數據出發，2016年我國全社會用電量59198億千瓦時，居民用電量為8054億千瓦時，煤電上網電量估算為36324億千瓦時。考慮度電上漲4.45分，對應工業用電價格上漲幅度約為8.58%。通過對歷史宏觀數據擬合我們得出電力工業價格佔PPI權重為6.5%，對應PPI上漲幅度為0.58%。
在之前的若干個煤電聯動週期中，不乏雖然達到煤電聯動上調電價的要求，但出於宏觀經濟調控等原因少調甚至不調電價的情況。同時考慮到2018年市場化電量佔比勢必進一步提升，當前電力供過於求的格局下電力企業議價能力相對較弱。
基於以上判斷，東北證券給出在中性假設影響下各火電企業的業績變化，即：全國火電標杆上網電價受煤電聯動及宏觀調控影響，上漲3分/千瓦時（把2016年下降的幅度補回來）；各省電價調整幅度相應調價情況折算；假設有30%的市場電量，且市場電量不漲價，相當於電價漲幅打七折為2.1分。
在中性假設條件下，東北證券判斷電價上漲對應PPI上漲幅度為0.27%，相對影響較小，此方案推行阻力應該不大。
分省火電基本面研究
對於火電行業來説，電價固然是影響其營收和業績的重要因素。但從其基本面分析邏輯出發，利用小時和裝機容量影響上網電量，煤價與供電煤耗影響度電成本水平，同樣對火電企業的經營情況有着重大影響。當前電力供過於求，如果新增裝機進一步增長的話，將會攤薄現有裝機的利用小時。好在隨着國家化解煤電過剩產能的一系列政策出臺，2017年1-8月我國火電裝機增速5.21%，下降2.5個百分點。上億千瓦的在建裝機被停建緩建，極大的緩解了現有火電機組的壓力。
雖然我國電力行業整體處於供過於求、經營困難的狀態，但由於我國幅員遼闊，不同省份間經濟發展水平、電力裝機情況和輸送通道等存在較大差異，不同省份的電力供需情況、電價煤價情況也有所不同。
對比主要上市電力公司燃煤裝機結構後可以看到，地方性能源企業受益於裝機規模較小、新建機組佔比較多，60萬千瓦以上機組佔比排名較為靠前，五大發電中，大唐發電、華能國際和華電國際60萬千瓦以上機組佔比分別為65.15%、54.34%和50.75%。
華能國際裝機分佈較為分散，其在華北、華東和華中電網裝機佔比較高，分別為26.78%、25.59%和21.56%。而華電國際在華北地區佔比較高，佔其火電裝機的46.42%，華中、華東分別佔23.75%、18.83%。大唐發電在華北電網佔比較高，佔其火電裝機的50.89%。其次是華東和南方電網，分別為24.75%和11.85%。
從今年1-8月份電煤價格指數平均值情況來看，廣西、江西、湖南三省絕對值排名靠前，而甘肅、山西、寧夏等省份同比漲幅均超過70%，漲幅排名靠前，也遠高於全國54.6%的電煤價格同比漲幅。整體來看，蒙東和新疆地區煤價漲幅普遍較低，火電機組受燃料成本上漲影響較小。
從利用率角度來分析，2017年1-8月份全國火電平均利用小時為2793小時，同比增長2.42%。江蘇、河北、寧夏三省絕對值排名靠前，而湖南、江西和湖北同比漲幅靠前。2017年1-8月份全國火電發電量同比增長7.2%，同比增速靠前的省份為青海、寧夏和湖南，主要得益於其火電發電基數較低。從1-8月份各省份用電量缺口數據及絕對值增長情況來看，浙江、江蘇和山東的用電缺口同比增長較大，即相關地區供需情況相對較為好轉，區域內裝機運行情況較好。綜合而言，華東地區和華北地區火電利用情況和區域內電力供需情況較好。
東北證券引入點火價差和邊際利潤的概念進行分析。綜合分析來看，華北地區和華東地區的火電機組具有較高的裝機邊際利潤，裝機集中於此地區的火電企業較為受益。五大發電中，東北證券判斷大唐發電與華能國際在裝機分佈上較為受益。
火電板塊推薦標的
在考慮2018年煤電聯動帶來的毛利率回升和投資收益增長的情況下，東北證券從盈利改善情況、裝機結構質量、裝機分佈優勢及煤電聯動彈性出發，推薦全國性火電龍頭華能國際(00902)。
華能國際作為我國最大的火電上市平臺，在資產注入後當前可控裝機已達10169.8萬千瓦，火電龍頭的地位愈發穩固。在當前時點下，煤炭價格的上漲顯著拉低了公司的毛利率，公司上半年毛利率僅為11.49%，較去年同期下降約17個百分點。高位運行的煤價導致公司的規模效應難以得到有效發揮，但如果進一步考慮未來電價上調的影響，公司的盈利能力將得到顯著改善。
如按中性假設考慮，2018年煤電聯動有望為公司帶來26.71億元的淨利潤增長，相當於2017年上半年淨利潤10.37億元的2.58倍。在煤電聯動預期漸近、用電增速回暖、全國火電利用小時同比回升及國家政策力促動力煤先進產能釋放等因素影響下，公司作為火電龍頭或將進一步受益於行業回暖，業績有望反彈改善。
另外，電力央企重組漸入高潮，華能國際作為潛在的央企重組標的，有較大概率受益於重組帶來的產業鏈整合和規模效應。（編輯：胡敏）