电力、煤气及水等公用事业行业研究：掀起火电企业美好时代的盖头来火电十二问-20191124-国金证券-18页.pdf

-1-敬请参阅最后一页特别声明 市场数据市场数据(人民币）人民币）市场优化平均市盈率 18.90 国金电力、煤气及水等公用事业指数 3420 沪深 300 指数 3850 上证指数 2885 深证成指 9627 中小板综指 9008 相关报告相关报告 1.安监加严短期推升焦煤价格，于动力煤几无影响，重申火电配置.，2019.11.20 2.气价机制未发生实质性改变，门站价完全放开尚存挑战-天然气行业.，2019.11.8 3.市场化+浮动价增强盈利确定性，重构火 电 板 块 价 值 新 时 代-【国 金.，2019.10.27 李蓉李蓉 联系人联系人 杜旷舟杜旷舟 联系人联系人 孙春旭孙春旭 分析师分析师 SAC 执业编号：执业编号：S1130518090002 娜敏娜敏 联系人联系人 掀起火电企业美好时代的盖头来掀起火电企业美好时代的盖头来 火电十二火电十二问问 行业观点行业观点 火电火电估值创估值创十年十年历史新低。历史新低。2019 年初至今，受 2020 年电价大幅下降的市场预期影响，火电板块在前三季度归母净利 326.3 亿元，同比增长 44.4%的情况下大幅跑输大盘。截至 2019 年 11 月 15 日，火电板块 PB 为 0.89 倍，创造了估值的十年历史新低。2020 年年火电板块盈利火电板块盈利持续增长持续增长。火电企业盈利取决于上网电价、煤价、利用小时数。其中上网电价和利用小时数决定火电企业的营业收入，煤价决定火电企业的营业成本。我们预计 2020 年火电板块盈利三要素：综合平均电综合平均电价下降价下降 1%，煤价下跌煤价下跌 50 元元/吨，吨，利用小时数增加利用小时数增加 66 小时小时。电价电价假设假设：2020 年三类电价总量约 5 万亿千瓦时，综合电价平均下降 1%；其中，大工业用户大工业用户合约占比 50%，约约 2.5 万亿千瓦时，万亿千瓦时，电价电价与上年相同，折与上年相同，折价率价率 7.6%，约，约 2.6 分钱分钱（2017Q3-2019Q3 期间折价率不断下降）；2020年新增一般工商业用户一般工商业用户合约占比 10%，约，约 5000 亿千瓦时亿千瓦时（考虑到前四年大用户年均转化率 10%，理论电量 1.5 万亿，占比 30%），电价折价电价折价率率 10%（实际不可能超过大用户折价率）；政府定价电量占比占比 40%，约约 2 万亿千瓦万亿千瓦时时，执行基准价（标杆电价）。利用小时数利用小时数假设假设：我们预计 2020 年全社会用电量增速 5%，全国发电装机容量增速 5.4%。新增火电装机 33 兆千瓦，火电利用小时数增加 66 小时。煤价：煤价：动力煤于 2019 年进入新一轮供给宽松阶段，预计 2020 年年均电煤价格下跌 50 元/吨水平。敏感性分析敏感性分析：煤价每降 10 元，可基本抵消电价每下降 1%带来的影响。煤价下降幅度远超电价下降幅度，加上利用小时数增加，盈利增长高确定性。中长期中长期看，看，火电板块盈利逐步向火电板块盈利逐步向 8%-10%的的区间回归。区间回归。中长期看，火电板块最大影响因素之一的煤价已于 2019 年进入四年一轮的下行周期，带来火电企业的经营情况确定性改善；自 2015 年以来由于电力市场化的扩大带来火电企业的电价下降，即将因为经营性行业全面进入市场而终止；现货市场还原电力的商品属性，火电企业也有望通过市场定价获得合理回报，改变历史上由于政府定价带来的周期性特征。2020 年，作为现货市场的开元年，叠加确定性的煤价下行，推动推动企业盈利逐渐企业盈利逐渐向向 ROE 8%-10%的的合理盈利区间合理盈利区间回归回归，开启开启火电行业火电行业公共事业属性回归公共事业属性回归的的美好美好时代时代。投资建议投资建议 市场化+浮动制增强火电盈利稳定性，助力板块 PB 估值回升至 1.4-1.7 倍。建议关注受电价政策落地、煤价下行、利用小时数稳定业绩企稳回升的火电龙头企业华能国际、华电国际华能国际、华电国际；建议关注受地方区域供需紧平衡影响电价上升、盈利增加的的区域性火电龙头建投能源、皖能电力、湖北能源建投能源、皖能电力、湖北能源。风险提示风险提示 电价下降超预期；电力市场化程度超预期；突发性事件导致煤价上涨。2973316333543544373439244115181126190226190526190826国金行业沪深300 2019 年年 11 月月 24 日日 资源与环境研究中心资源与环境研究中心 电力、煤气及水等公用事业行业研究 买入（维持评级）行业深度研究行业深度研究 证券研究报告 行业深度研究-2-敬请参阅最后一页特别声明 内容目录内容目录 前言.4 一问：出台“基准价+上下浮动”电价政策的目的为哪般？.4 二问：2020 年只许下浮不许上浮是否为了降电价？.5 三问：适用“基准价+上下浮动”电价政策的电量有多少？.6 四问：各省“基准价+上下浮动”电价何时出台？.6 五问：能否预判“基准价+上下浮动”电价？.7 六问：2020 年电厂综合电价水平如何？.7 七问：发改委何时调基准价？.9 八问：2020 年煤价跌多少？.9 九问：煤价下跌可以抵消多大电价下跌和市场化比例提升？.10 十问：明年火电利用小时数是否会下降？.11 十一问：如何看待火电企业未来几年的盈利情况？.12 十二问：中长期看，市场化交易后，火电盈利情况如何？.14 投资建议.16 风险提示.16 图表目录图表目录 图表 1：火电板块 PB 估值再一次降至谷底.4 图表 2：预计 2019 年火电板块利用小时数下降，ROE 仍上升.4 图表 3：电力市场化目标与实际比较.5 图表 4：上一轮煤价下跌 4 年后政府才下调基准价.5 图表 5：目前煤电理论可增加市场化电量最大约 1.5 亿千瓦时.6 图表 6：工商业用户标杆电价比大工业用户高（元/千瓦时）.7 图表 7：市场电价不断上升，与煤电标杆电价差价缩小.7 图表 8：全国煤电市场平均折价率 7.6%已经接近底限.7 图表 9：火电企业综合电价降低（元/千瓦时）.8 图表 10：火电企业综合电价降低（元/千瓦时）.8 图表 11：QHD5500 动力煤价下跌.9 图表 12：动力煤月度产量同比增加.9 图表 13：动力煤价呈现季节性变化规律（元/吨）.10 图表 14：动力煤价与历史煤价对比（元/吨）.10 图表 15：电价下降 1%火电企业盈利敏感性.10 图表 16：电价下降 5%火电企业盈利敏感性.10 图表 17：5500 原煤价格下降 10 元/吨火电企业盈利敏感性.10 图表 18：5500 原煤价格下降 50 元/吨火电企业盈利敏感性.10 图表 19：利用小时数下降 10 小时火电企业盈利敏感性.10 图表 20：利用小时数下降 50 小时火电企业盈利敏感性.10 行业深度研究-3-敬请参阅最后一页特别声明 图表 21：预计 2020 年全社会用电量增速 5%（亿千瓦时）.11 图表 22：预计 2020 年全国发电装机容量（兆千瓦）增速 5.4%.12 图表 23：2020 年火电新增装机量小幅下降（兆千瓦）.12 图表 24：预计 2020 年火电利用小时数回升（小时）.12 图表 25：煤炭开采投资完成额累计增速转正（%）.13 图表 26：榆林新增产能情况.13 图表 27：“市场煤、管制电”导致火电板块 ROE 与动力煤价呈现周期性关系 13 图表 28：火电板块毛利率、净利率回升.14 图表 29：火电板块现金流好转.14 图表 30：美国电力改革政策.14 图表 31：美国电价在改革后上涨（美分/千瓦时）.15 图表 32：美国电价在 2003-2009 年间显著上涨.15 图表 33：电力市场化改革后美国电力企业 ROE 波动范围收窄表现出公用事业属性.15 图表 34：电力市场化改革后美国电力企业 PB 估值稳步上升.16 行业深度研究-4-敬请参阅最后一页特别声明 前言前言 降价不确定性导致火电板块在盈利上升期估值却被杀跌。降价不确定性导致火电板块在盈利上升期估值却被杀跌。2019 年 10 月，国家发改委出台关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见（以下简称指导意见）。火电板块前三季度归母净利 326.3 亿元，同比增长4.4%，然而板块 PB 估值却在盈利大幅向好的时候受降价忧虑影响跌到十年来历史新低的 0.89 倍。历史历史表明被错杀的估值会随着盈利上升而表明被错杀的估值会随着盈利上升而恢复恢复。2013 年火电板块在 ROE从 5.5%上升至 12.9%时，却因市场担心煤价下跌引发电联动电价下调，导致估值下挫。2014 年，确定电价不降后，尽管 ROE 微幅下降，PB 却大幅上升至 2.1。本篇报告中，我们将梳理当前市场最关心的诸多问题，从市场供需、政策制定的本源出发，探究火电运营三要素明年的发展趋势，辨明行业发展方向。图表图表1：火电板块：火电板块PB估值再一次降至谷底估值再一次降至谷底 来源：wind，国金证券研究所 图表图表2：预计：预计2019年火电板块利用小时数下降，年火电板块利用小时数下降，ROE仍上升仍上升 来源：wind，国金证券研究所 一一问问：出台：出台“基准价“基准价+上下浮动”电价政策上下浮动”电价政策的目的为哪般？的目的为哪般？答答：指导意见的最开始已经指明“为加快推进电力价格市场化改革，有序指导意见的最开始已经指明“为加快推进电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度。”放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度。”当前当前电力市场化程度电力市场化程度亟待出台措施提升亟待出台措施提升。我们在上一篇行业深度报告市场化+浮动价增强盈利确定性，重构火电板块价值新时代中提到，政府的目标是 2020 年 100%放开工商业用电，即全部用电量的 66.1%，约 450002.0 1.6 1.6 1.2 2.1 2.1 1.5 1.2 1.1 0.9 0.2%-2.1%5.5%12.9%12.0%12.2%6.3%-5.0%0.8%3.7%-10%-5%0%5%10%15%2010201120122013201420152016201720182019E0.00.51.01.52.02.5火电板块PB火电板块ROE（右轴）0.2%-2.1%5.5%12.9%12.0%12.2%6.3%-5.0%0.8%3.69%5,031 5,294 4,965 5,012 4,706 4,329 4,165 4,209 4,361 42253,5004,0004,5005,0005,5002010201120122013201420152016201720182019E-10%-5%0%5%10%15%火电板块ROE（右轴）火电利用小时行业深度研究-5-敬请参阅最后一页特别声明 亿千瓦时。实际上自 2015 年开始第二轮改革，市场化交易电量（以发用电用户双边交易为主）从 2015 年的 7962 亿千瓦时增加到 2018 年的20654 千瓦时，市场化占全社会用电量的比重从 14.3%扩大至 30.2%。当前市场化交易电量距离目标尚有约 25000 亿千瓦时电量，这是几乎无法完成的。电价政策加上之前的发用电计划放开政策，使得我国初步具备了工商业用电市场化的政策基础。图表图表3：电力市场化目标与实际电力市场化目标与实际比较比较 注：目标市场化占比以 2018 年用电量为基础 来源：中电联，国金证券研究所 二二问问：2020 年只许下浮不许上浮是否为了降电价？年只许下浮不许上浮是否为了降电价？答答：当然不是当然不是，本轮基准价不调，表明政府考虑，本轮基准价不调，表明政府考虑到到了火电企业的亏损。了火电企业的亏损。2020 年不许涨价的原因只为保住前两年一般工商业用户降价的胜利果实。年不许涨价的原因只为保住前两年一般工商业用户降价的胜利果实。本轮基准价不下调表明政府考虑了火电企业前两年的亏损。本轮基准价不下调表明政府考虑了火电企业前两年的亏损。上一轮煤价顶峰在 2011 年，政府直到 2015 年煤价下降了超 50%的 2015 年 7 月才降了约 3 分/千瓦时（降幅约 10%）。本轮火电板块自 2017 年开始亏损，本轮基准价（原煤电标杆）不下调，实际说明政府考虑到火电企业前两年为经济承担的煤炭上涨，欠火电企业的总是要还的。图表图表4：上一轮煤价下跌：上一轮煤价下跌4年后政府才下调基准价年后政府才下调基准价 来源：wind，国金证券研究所 2020 年不年不允许允许涨价涨价原因有二原因有二：一是下一轮进场的用户都属于一般工商业用户，前两轮 2018 和 2019 年一般工商业用户电价下降部分主要由电网和增值税贡献，煤电行业没有做出贡献，自然也不能得利；二是鼓励对入市持观望态度的小用户进场。7,962 11,258 16,324 20,654 14.3%19.0%25.9%30.2%66.1%0%20%40%60%80%100%05,00010,00015,00020,00025,00020152016201720182020市场化交易电量（亿千瓦时）实际市场化占比（右轴）目标市场化占比（右轴）54.4%7858006256155203666117025770.2%-2.1%5.5%12.9%12.0%12.2%6.3%-5.0%0.8%-10%-5%0%5%10%15%350450550650750850201020112012201320142015201620172018秦皇岛港5500煤价（元/吨）火电板块ROE（右轴）行业深度研究-6-敬请参阅最后一页特别声明 三三问问：适用“基准价：适用“基准价+上下浮动”电价政策的电量有多少？上下浮动”电价政策的电量有多少？答答：“基准价“基准价+上下浮动”电价上下浮动”电价主要为主要为 2020 年后新入场的一般工商业用户年后新入场的一般工商业用户定制，合计用电量定制，合计用电量约约 10%-30%之间之间，即，即 5000 亿亿千瓦时千瓦时-1.5 万亿千瓦时。万亿千瓦时。煤电煤电最大最大市场化市场化占比占比理论值为理论值为 80%。改革举措第三条指出“燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行”的电量部分，这部分电量主要为优先发电，包括“为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，非统调燃煤热电联产机组实行以热定电电量优先发电；超低排放的燃煤机组奖励电量优先发电”。预计上述优先供电量在 20%左右，则符合市场化条件的煤电发电量比重约为符合市场化条件的煤电发电量比重约为 80%，即，即理论煤电最大市场化比重为理论煤电最大市场化比重为 80%。约约 50%的电量执行现有市场化规定。的电量执行现有市场化规定。改革举措第四条指明“燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。”具备入市条件的燃煤发电量执行“基准+上下浮动”规则。“现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在基准价+上下浮动范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。”据此，“基准价+上下浮动”的电量最大为 30%（理论市场化电率 80%-已市场化电率 50%）。必须指出的是，上述电量是由双方签订协议确定。我们认为今年至多实现前几年的年均市场化率，约占煤电电量的 10%：一是大多数中小企业客户对电价不敏感，在不清楚市场化的结果时，会抱有观望态度；二是市场化对发电商和电网都会带来降价可能，二者都不会积极推动市场化。综上所述，执行“基执行“基准价准价+上下浮动”电价的煤电发电量约在上下浮动”电价的煤电发电量约在 10%-30%区区间，间，即即 5000 亿亿千瓦时千瓦时-1.5 万亿千瓦时万亿千瓦时。图表图表5：目前煤电理论可增加市场化电量最大约：目前煤电理论可增加市场化电量最大约1.5亿千瓦时亿千瓦时 注：假设 2019 年市场化电量实现 2.6 万千瓦时 来源：中电联，国金证券研究所 四四问问：各省各省“基准价“基准价+上下浮动”电价何时出台？上下浮动”电价何时出台？答答：“基准价“基准价+上下浮动”电价是由用户与企业签订的价格，大约在明年一上下浮动”电价是由用户与企业签订的价格，大约在明年一月基本月基本落定。落定。各省政府目前正在加紧出台“基准价+上下浮动”的指导方案与细则，具体价格还需电厂和用户谈判。由于政府政策出台较晚，或多或少会影响发电商与新用户洽谈的节奏，我们预计明年 1 月份，“基准价+上下浮动”的价格变化会逐渐明朗。66%放开经营性发用电计划目标价格机制：价格机制：不变，沿用当前市场化价格定价机制：定价机制：双方协商煤电已市场化电量煤电已市场化电量*：约2.5万亿千瓦时占煤电总发电量的占煤电总发电量的50%主要用户：大工业主要用户：大工业价格机制：价格机制：基准价+上下浮动定价机制：定价机制：双方协商理论可增加市场化电量理论可增加市场化电量:约5000亿千瓦时-1.5万亿千瓦时占煤电总发电量的占煤电总发电量的10-30%主要用户：一般工商业主要用户：一般工商业用户用户价格机制：价格机制：基准价（原煤电标杆）定价机制：定价机制：政府定价煤电优先发电电量：煤电优先发电电量：约1万亿千瓦时调峰调频电量“以热定电”电量超低排放奖励电量占煤电总发电量的占煤电总发电量的20%主要用户：农业主要用户：农业/居民居民+行业深度研究-7-敬请参阅最后一页特别声明 五五问问：能否预判能否预判“基准价“基准价+上下浮动”电价？上下浮动”电价？答答：我们认为我们认为当前全国煤电市场当前全国煤电市场化电价化电价平均平均折价率折价率 7.6%是是“基准价“基准价+上下上下浮动”电价的底，新进场的用户不可能获得比现有用户更低的电价。浮动”电价的底，新进场的用户不可能获得比现有用户更低的电价。在当前各省政府的“基准价+上下浮动”细则未出台、企业无法签订合约的情况下，最合理的方法是判断更省煤电市场化的空间，当前煤电折价区间，由于缺乏分省数据，我们从全国层面做一个基本面判断。市场市场化率越高，市场电价折价率越低。化率越高，市场电价折价率越低。市场化范围越大，新进入市场的用户年用电量越低（电压等级越低），应当承担的电价越高，议价能力也越小。因此，随着市场化比例继续提高，加权平均市场化电价会更高，这也是为何我们看到市场化电价在煤价同比不增的情况下依然增加的原因。图表图表6：工商业用户标杆电价比大工业用户高：工商业用户标杆电价比大工业用户高（元（元/千瓦千瓦时）时）图表图表7：市场电价不断上升，与煤电标杆电价差价缩小市场电价不断上升，与煤电标杆电价差价缩小 来源：国家电网，国金证券研究所 来源：中电联，国金证券研究所 图表图表8：全国煤电市场平均折价率全国煤电市场平均折价率7.6%已经接近底限已经接近底限 来源：中电联，国金证券研究所 六六问问：2020 年电厂综合电价水平如何年电厂综合电价水平如何？解读：解读：我们预计我们预计 2020 年电厂综合电价降幅小于年电厂综合电价降幅小于 5 厘。厘。我们详细拆解 2020 年存在的三种电价与电量的可能性：0.560.580.600.620.640.660.680.700.72浙江省大工业用电浙江省一般工商业用电-0.050-0.040-0.030-0.020-0.0100.0000.3050.3100.3150.3200.3250.3300.3350.3400.3453Q20171Q20181H20183Q201820181Q2019市场化电价价差（元/千瓦时，右轴）市场化交易平均电价（元/千瓦时）-40%-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%煤电市场电价折价率行业深度研究-8-敬请参阅最后一页特别声明 1.原有市场化电价或维持不变。原有市场化电价或维持不变。以广州为例，今年广州港到港煤价下降约 15%，但广州电力交易市场的价格并未降低。当然，不排除因为经济下行严重导致的电价下降。2.“基准“基准+上下浮动”或拉低综合电价上下浮动”或拉低综合电价 1%。悲观假设“基准+上下浮动”电价降幅在 10%左右。一方面，实际上小用户不可能拿到比大用户更低的电价；另一方面，若电价与煤价挂钩，电价下降 10%，则煤价至少下降 15%（因为煤炭成本仅占全部成本的 70%左右）。10%的用电量乘 10%的降价，则“基准+上下浮动”电价政策对综合电价的影响在1%左右。3.执行基准价的煤电或因税后价格上涨而上涨。执行基准价的煤电或因税后价格上涨而上涨。2019 年 4 月，增值税在由 16%下调至 13%，除浙江省外，其他省份均未下调电价，以此补偿了煤电行业之前承担的损失。由于增值税下调到 16%在 2018 年 5 月开始执行，因此 2020 年上半年执行基准价部分或上涨。综上所述，我们认为明年新增市场化电量会导致火电综合电价降幅约 1%左右，具体降多少要看各省新增市场化用电量比例。以 2019 年为例，华能国际、华电国际综合电价下降分别为 4 厘、2 厘。图表图表9：火电企业综合电价降低：火电企业综合电价降低（元（元/千瓦时）千瓦时）来源：公司公告，国金证券研究所 图表图表10：火电企业综合电价降低（元：火电企业综合电价降低（元/千瓦时）千瓦时）来源：中电联，国金证券研究所 0.4080.4100.4120.4140.4160.4180.4200.4220.4241Q20191H20193Q2019华能国际华电国际0.3650.3650.36690.3640.36280.36680.3180.3310.3340.33680.33830.3406-0.047-0.034-0.0329-0.0272-0.0245-0.026-0.05-0.04-0.03-0.02-0.0100.280.30.320.340.360.389M20172018Q12018H19M201820182019Q1煤电上网电量平均电价（元/千瓦时）市场化交易平均电价（元/千瓦时）市场化电价价差（元/千瓦时，右轴）行业深度研究-9-敬请参阅最后一页特别声明 七七问问：发改委何时调基准价：发改委何时调基准价？答答：预计火电板块预计火电板块 ROE 超超 10%的时候。的时候。上一轮电价下调是在火电 ROE 超 12%的情况下。我们假设政府在本轮周期内计划让火电企业少挣一点，预计会在五大发电集团 ROE 超 10%的情况下就开始调价。必须注意的是，上一轮调价时的电量口径是几乎 100%，而下一轮调价时由于政府定价的电量不到 50%，影响也会相应减少。八八问问：2020 年煤价跌多少年煤价跌多少？答答：我们预计我们预计 2020 年动力煤平均价格年动力煤平均价格 540 元元/吨，同比今年下降吨，同比今年下降 50 元元/吨，吨，但煤价不会跌破但煤价不会跌破 500 元元/吨。吨。QHD5500 动力煤价格在 2019 年一季度 642 元/吨的小高峰后，一路下跌至近期的 551 元/吨。进入 2018 年，我国动力煤月度产量同比增速在波动中逐渐提高，2019 年 9 月动力煤月度产量累计增速达到 6.2%，此外六大发电集团煤炭库存整体处于历史高位，都表明动力煤目前处于供给宽松状态。在上一轮煤价下行周期内，动力煤次年平均价要比当年 12 月煤价低48-97 元/吨。图表图表11：QHD5500动力煤价下跌动力煤价下跌 图表图表12：动力煤月度产量同比增加：动力煤月度产量同比增加 来源：wind，国金证券研究所 来源：wind，国金证券研究所 过去十年的动力煤价格呈现显著季节性特征，7 月-9 月夏季空调负荷高的月份煤价略高，12 月-次年 3 月冬季取暖季煤价显著高于全年平均煤价。在上一轮煤价下行周期即 2012-2016 年期间，动力煤价曾因冬季取暖的季节性因素上升，在 2013 年冬季月度均价最高上涨 80 元/吨，之后随着取暖季结束动力煤价回落，2014 年 4 月月度均价较 2013 年 12 月月度均价下降 83 元/吨。预计今年冬季由于取暖的季节性因素，煤价会出现上升，但是在煤炭整体供给宽松、发电企业动力煤库存高位条件下，火电企业的议价权占主导，动力煤仍是买方市场，煤价上升幅度有限，并且会在取暖季结束后出现更大幅度的回落。02004006008001,0001,200QHD5500（元/吨）-20%-10%0%10%20%30%40%2010-012010-082011-032011-102012-052012-122013-072014-022014-092015-042015-112016-062017-012017-082018-032018-102019-05行业深度研究-10-敬请参阅最后一页特别声明 图表图表13：动力煤价呈现季节性变化规律（元：动力煤价呈现季节性变化规律（元/吨）吨）图表图表14：动力煤价与历史煤价对比：动力煤价与历史煤价对比（元（元/吨）吨）来源：wind，国金证券研究所 来源：wind，国金证券研究所 九九问问：煤价下跌可以煤价下跌可以抵消多大电价下跌抵消多大电价下跌和和市场化比例提升？市场化比例提升？解读：解读：煤价每下跌煤价每下跌 10 元可以抵消电价下跌元可以抵消电价下跌 1%的影响。的影响。电价下降 1%大约为 3 厘。煤价下降 10 元/吨，按照度电煤耗 300 克/千瓦时计算，则度电煤炭成本降低 3 厘。我们对市场典型火电企业做出的详细敏感性测算同样验证了这一点。火电企业在电价下降 1%情况下损失的利润，基本与动力煤价下降 10 元/吨增加的利润相当。图表图表15：电价下降：电价下降1%火电企业盈利敏感性火电企业盈利敏感性 图表图表16：电价下降电价下降5%火电企业盈利敏感性火电企业盈利敏感性 公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 11987.57-4.72%1.28-4.72%华电国际 7236.25-4.35%0.98-4.35%长源电力 855.06-4.90%0.80-4.90%公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 9610.96-23.61%1.02-23.61%华电国际 5920.53-21.74%0.80-21.74%长源电力 678.65-24.52%0.63-24.52%来源：wind，国金证券研究所测算 来源：wind，国金证券研究所测算 图表图表17：5500原煤价格下降原煤价格下降10元元/吨火电企业盈利敏感吨火电企业盈利敏感性性 图表图表18：5500原煤价格下降原煤价格下降50元元/吨火电企业盈利敏感吨火电企业盈利敏感性性 公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 13144.98 4.48%1.40 4.48%华电国际 7962.59 5.25%1.08 5.25%长源电力 945.81 5.19%0.88 5.19%公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 15398.04 22.38%1.64 22.38%华电国际 9552.22 26.27%1.30 26.27%长源电力 1701.35 46.38%0.86 46.38%来源：wind，国金证券研究所测算 来源：wind，国金证券研究所测算 图表图表19：利用小时数下降：利用小时数下降10小时火电企业盈利敏感性小时火电企业盈利敏感性 图表图表20：利用小时数下降利用小时数下降50小时火电企业盈利敏感性小时火电企业盈利敏感性 公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 12537.73-0.35%1.34-0.35%公司 归母净利润（百万元）净利润变动幅度 EPS EPS 变动幅度 华能国际 12361.80-1.75%1.32-1.75%0.940.960.981.001.021.041.065205405605806006206401月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月2019月度不均衡系数02004006008001,0001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月十年价格区间十年平均价2019行业深度研究-11-敬请参阅最后一页特别声明 华电国际 7559.66-0.07%1.03-0.07%长源电力 895.37-0.42%0.83-0.42%华电国际 7537.55-0.37%1.02-0.37%长源电力 880.20-2.11%0.82-2.11%来源：wind，国金证券研究所测算 来源：wind，国金证券研究所测算 十十问问：明年火电：明年火电利用小时数是否会下降利用小时数是否会下降？答答：2020 年年，我们我们保守估计火电利用小时数保守估计火电利用小时数 4291 小时，同比小时，同比 2019 年上年上升升 66 小时。小时。预计预计 2020 年年全社会用电量全社会用电量 75537 亿千瓦时，同比亿千瓦时，同比增速增速 5%。一、二、三产与居民用电量分别为 834、50355、13009、11339 亿千瓦时，增速分别为 8.0%、3.3%、9.0%、8.1%。增长的主要动力来自于：1.居民用电近年来持续稳健增长；2.5G 通信会成为 2020 年三产用电增长的强劲动力；3.2019 年凉夏与暖冬带来的空调负荷下降以及中美贸易战等用电不利因素影响减弱。预预计计 2020 年全国发电装机容量年全国发电装机容量 2101 兆千瓦，同比兆千瓦，同比增速增速 5.4%。其中，水电、火电、核电、风电、光伏装机容量分别为 367、1212、53、229、240兆千瓦，增速分别为 3.1%、2.8%、8.2%、12.2%、17.1%。预计 2020 年，水电、核电、风电、光伏新增装机容量分别为 11、4、25、35 兆千瓦，各电源分别较 2019 年新增装机容量有所提高。预计 2020 年新增火电装机容量 33 兆千瓦，装机容量增速 2.8%，较 2019 年火电新增装机容量 35 兆千瓦稍有降低。预计预计 2020 年全国发电利用小时数年全国发电利用小时数 3839 小时，与小时，与 2019 年相比减少年相比减少 7 小时。小时。我们对火电外的各种电源都做了非常乐观的假设：水电的利用小时数通常受上年来水影响大，2019 年来水偏少，水库蓄水少，故 2020 年水电利用小时数必然下降。在 2020 年新增装机容量比 2019 年扩大的基础上，我们的水电利用小时数假设只下降了 8 小时，预计 3730 小时；同时，我们偏乐观地假设核电、风电、光伏的利用小时数分别为 7450、2250、1320 小时，分别比上年同期增加 82、50、40 小时；在上述乐观假设在上述乐观假设除火电的其除火电的其他电源的条件下，我们预测火电利用小时数他电源的条件下，我们预测火电利用小时数从从 2019 年的年的 4225 小时增加到小时增加到4291 小时，小时，同比同比增加增加 66 小时。小时。图表图表21：预计：预计2020年全社会用电量增速年全社会用电量增速5%（亿千瓦时）（亿千瓦时）来源：中电联，国金证券研究所 0%2%4%6%8%10%12%14%16%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,0002010201120122013201420152016201720182019E2020E第一产业居民用电第二产业第三产业全社会用电量增速（右轴）行业深度研究-12-敬请参阅最后一页特别声明 图表图表22：预计：预计2020年全国发电装机容量（兆千瓦）增速年全国发电装机容量（兆千瓦）增速5.4%来源：中电联，国金证券研究所 图表图表23：2020年火电新增装机量小幅下降（兆千瓦）年火电新增装机量小幅下降（兆千瓦）图表图表24：预计：预计2020年火电利用小时数回升（小时）年火电利用小时数回升（小时）来源：中电联，国金证券研究所 来源：中电联，国金证券研究所 十一十一问问：如何看待火电企业未来几年的盈利情况？：如何看待火电企业未来几年的盈利情况？解读：解读：中中长长期看，火电新一轮的盈利上升周期刚刚开始。期看，火电新一轮的盈利上升周期刚刚开始。在以前电价固定、煤价浮动的时期，火电板块 ROE 与煤价呈现高度负相关的周期性关系。2003-2008 年、2008-2012 年、2012-2016 年各为一个周期，每个周期大致为四年。其中 2003-2008 年、2012-2016 年两个周期，煤价中枢处于 400-500 元/吨位置，而且不乏跌破 400 元/吨大关时期，此时火电企业 ROE 保持在 8%以上水平，最高接近 15%，盈利可观。2008-2012 年周期，动力煤价格大幅提高，火电企业 ROE 为负值，行业艰难度日。导致煤价出现四年一个变化周期的原因是，一般煤炭开采的固定资产投资始于煤价上涨周期的第二年，新矿从开始建设到完全投产需要 2-3 年时间。煤矿大规模资本开支回暖始于 2017 年年中，我们预计 2019-2020 年，包括鄂尔多斯、神木、榆林等地区将有 2 亿吨新增煤炭产能释放，目前官方信息为榆林地区增加 9260 万吨产能。进入 2019 年，我国煤炭固定资产投资完成额累计增速转正并逐步走高，截止 2019 年 10 月，累计增速已达0%2%4%6%8%10%12%05001,0001,5002,0002,5002010201120122013201420152016201720182019E2020E水电火电核电风电光伏装机容量增速0%5%10%15%20%0510152025303540水电火电核电风电光伏2019新增装机2020新增装机2019装机增速2020装机增速02,0004,0006,0008,00010,000全国平均水电火电核电行业深度研究-13-敬请参阅最后一页特别声明 26.9%。预计至 2020 年，我国煤炭产能将大幅提高，供需格局继续转变，带来价格持续下降。图表图表25：煤炭开采煤炭开采投资完成额累计增速转正（投资完成额累计增速转正（%）图表图表26：榆林新增产能情况榆林新增产能情况 公司名称 产能（万吨）投产时间 陕西陕煤曹家滩矿业有限公司 1500 2019 年 陕西省榆林市大梁湾煤矿有限公司 120 2019 年 插榆阳区方家畔煤矿 120 2019 年 陕西小保当矿业有限公司一号矿井 1500 2019 年 榆林市榆阳中能袁大滩矿业有限公司 800 2019 年 陕西延长石油巴拉素煤业有限公司 1000 2020 年 中煤陕西能源化工有限公司大海则煤矿 2000 2020 年 神木县香水河矿业有限公司 120 2020 年 陕西小保当矿业有限公司二号矿井 1300 2020 年 可可盖煤矿 800 2020 年 来源：国家统计局，国金证券研究所 来源：榆林煤炭交易市场网，国金证券研究所 电力市场化改革为煤电带来顺价机制，改变了过往由于政府定价煤电的逆周期性特征。然而，电力市场化后，80-90%的中长期合约将稳定电价变动周期在一年左右，因此，火电板块 ROE 和动力煤价的此消彼长在中长期内仍将继续存在，但波动性更小。站在现在的时点上，煤价从 2019 年一季度下跌，目前已经跌至 550 元/吨位置，火电企业经营好转，ROE 转正后继续走高，毛利率、净利率提高，企业经营性现金流回暖，2016-2019 年的火电低谷周期接近结束，下一轮火电板块的景气周期即将来临。图表图表27：“市场煤、管制电”导致火电板块“市场煤、管制电”导致火电板块ROE与动力煤价呈现周期性关系与动力煤价呈现周期性关系 来源：wi