公用事业行业深度报告：核心三因素边际变化明显2019年火电行业配置与弹性均值得重点关注-20190211-东吴证券-27页.pdf

证券研究报告行业研究公用事业 公用事业行业深度报告 1/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 核心核心三因素边际变化明显，三因素边际变化明显，2019 年年火电行业火电行业配置与弹性均值得重点关注配置与弹性均值得重点关注 增持（首次）投资要点投资要点 回顾过往：收入、成本三因素均承压，火电行业回顾过往：收入、成本三因素均承压，火电行业 ROE 水平处于历史低水平处于历史低点点：1）2011-2017 年火电利用小时数从 5305 小时下降至 4219 小时；2）2012 年以来，上网电价下调次数多、上调次数少，目前处于较低水平；3）受到供给侧改革影响，动力煤价格处于 2013 年以来高点，火电行业收入、成本三因素均承压，2015-2017年行业ROE分别为13.93%、7.98%、3.89%，2018 年前三季度 ROE 为 3.97%，盈利能力降至近年来低点。边际变化一：发电小时数触底回升，边际变化一：发电小时数触底回升，2019 年有望保持稳定年有望保持稳定：2018 年全国全社会用电量 6.84 万亿千瓦时，同比增长 8.5%，为 2012 年以来最高增速；火电利用小时数达到 4361，相比 2017 年显著提升。展望 2019年，我们分析并预测：1）需求端：预计 2019 年全社会用电量将达到7.26 万亿千瓦时，增速为 6.07%；2）供给端，预计 2019 年火电装机容量将达到 11.67 亿千瓦，增速为 2%；3）预计 2019 年火电利用小时数为 4414 小时，相比 2018 年继续提升 53 小时。边际变化二：上网电价满足工商业降价目标，短期内下调概率较小边际变化二：上网电价满足工商业降价目标，短期内下调概率较小：1）2018 年，在政府工作报告要求和发改委政策的指导下，一般工商业电价经历四轮下调，合计减轻一般工商业企业电费支出 1000 亿元以上，已经超额完成 10%降幅目标；2）2018 年全年市场化交易电量有望突破 2 万亿千瓦时，占比全社会用电量约为 29.24%，考虑到目前市场化交易电价折价幅度逐渐收窄，预计对行业和公司平均上网电价的影响较为有限。因此，我们预计，2019 年，在宏观经济不发生大幅波动的形势下，预计上网电价将保持较为稳定状态，继续下调的概率较小。边际变化三：边际变化三：2019 年煤炭行业供需形势有所宽松，高库存有望加剧煤年煤炭行业供需形势有所宽松，高库存有望加剧煤炭价格下行炭价格下行：1）供给：联合试运转利用率提升+晋陕蒙三省在建产能投运+表外在建投产，预计 2019 年煤炭产量增量合计 0.79 亿吨，将进出口考虑在内后，预计产量增量约为 0.69 亿吨，但是考虑到环保政策和进出口政策存在不确定性，具体投放节奏难以把握。2）需求：2019 年测算行业需求值为 40.21 亿吨，增速为 1.62%，其中火电耗煤占比为54.56%。3）不考虑库存波动下的供需缺口值（供给-需求）为 4754 万吨，相比 2018 年（5111 万吨）有所缩小，供需形势相比 2018 年略有宽松；目前北方港口和下游电厂的高库存有助于加剧煤价下行趋势。三因素敏感性分析：电价影响明显但波动幅度小，煤炭价格敏感性强于三因素敏感性分析：电价影响明显但波动幅度小，煤炭价格敏感性强于发电小时数发电小时数：我们选取 11 家电力公司，分别对三因素进行敏感性测算，结论为：1）上网电价变化对上市公司业绩影响最为明显，但调整频率低且幅度小；2）发电小时数的变化对业绩亦会造成显著影响；3）煤价变化对业绩影响大于发电小时数，且由于煤价波动较为剧烈，预计未来煤价将在火电上市公司业绩释放中体现更为重要的作用。配置需求建议配置需求建议关注华能国际、华电国际；弹性品种建议关注皖能电力、建投能源关注华能国际、华电国际；弹性品种建议关注皖能电力、建投能源。风险提示：风险提示：经济下行降低用电需求、煤炭价格上行，上网电价下调等。行业走势行业走势 相关研究相关研究 2019 年年 02 月月 11 日日 证券分析师证券分析师 刘博刘博 执业证号：S0600518070002 表表 1：重点重点公司估值公司估值（盈利预测来自（盈利预测来自 Wind 一致预期）一致预期）代码代码 公司公司 总市值总市值(亿亿元元)收盘价收盘价（元）（元）EPS PE 投资评级投资评级 2018 2019 2020 2018 2019 2020 600011 华能国际 1013 6.45 0.17 0.35 0.49 38 18 13-600027 华电国际 409 4.15 0.21 0.33 0.41 20 13 10-000543 皖能电力 92 5.14 0.22 0.33 0.44 23 16 12-000600 建投能源 106 5.92 0.18 0.37 0.54 33 16 11-资料来源：Wind、东吴证券研究所-43%-34%-26%-17%-9%0%9%2018-012018-052018-09公用事业 沪深300 每日免费获取报告1、每日微信群内分享7+最新重磅报告；2、每日分享当日华尔街日报、金融时报；3、每周分享经济学人4、行研报告均为公开版，权利归原作者所有，起点财经仅分发做内部学习。扫一扫二维码关注公号回复：研究报告加入“起点财经”微信群。2/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 内容目录内容目录 1.回顾过往：收入、成本三因素均承压，火电行业回顾过往：收入、成本三因素均承压，火电行业 ROE 水平处于历史低点水平处于历史低点.4 2.边际变化一：发电小时数触底回升，边际变化一：发电小时数触底回升，2019 年有望保持稳定年有望保持稳定.8 2.1.2018 年用电量增速为 2012 年以来最高，火电利用小时数显著提升.8 2.2.预计 2019 年用电量增速为 6.07%，火电利用小时数为 4414 小时.11 3.边际变化二：上网电价满足工商业降价目标，短期内下调概率较小边际变化二：上网电价满足工商业降价目标，短期内下调概率较小.12 3.1.2018 年四轮降低工商业电价，10%降价目标已经超额完成.12 3.2.2018 年市场化交易电量占比有望接近 30%，折价幅度收窄对电价影响有限.14 4.边际变化三：边际变化三：2019 年煤炭行业供需形势有所宽松，高库存有望加剧煤炭价格下行年煤炭行业供需形势有所宽松，高库存有望加剧煤炭价格下行.15 4.1.煤炭供给一：预计 2019 年煤炭产量增量合计 0.79 亿吨.15 4.2.煤炭供给二：进口有望回落至 2.7 亿吨以下，出口绝对值较小影响有限.16 4.3.煤炭供给三：固定资产投资低位+资本开支乏力，未来三年新增产能有限.18 4.4.煤炭需求：预计 2019 年需求增速为 1.62%，其中火电耗煤占比为 54.56%.18 4.5.社会库存：港口和电厂库存显著提升，短期可能加剧煤价波动.20 4.6.总结：供需形势略有好转，北方港口和电厂高库存有望加剧煤价下行趋势.21 5.三因素敏感性分析：电价影响明显但波动幅度小，煤炭价格敏感性强于发电小时数三因素敏感性分析：电价影响明显但波动幅度小，煤炭价格敏感性强于发电小时数.22 6.相相关标的：配置需求华能国际、华电国际；弹性品种皖能电力、建投能源关标的：配置需求华能国际、华电国际；弹性品种皖能电力、建投能源.24 7.风险提示风险提示.26 3/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 图表目录图表目录 图图 1：2011-2017 年火电的装机容量增速最慢（万千瓦）年火电的装机容量增速最慢（万千瓦）.4 图图 2：2011-2017 年火电发电小时数下降超过年火电发电小时数下降超过 20%（小时）（小时）.4 图图 3：动力煤价格处于：动力煤价格处于 2013 年以来的高点（元年以来的高点（元/吨）吨）.7 图图 4：动力煤年均价格处于：动力煤年均价格处于 2013 年以来的高点（元年以来的高点（元/吨）吨）.7 图图 5：2016 年开始煤炭行业年开始煤炭行业 ROE 显著提升（显著提升（%）.7 图图 6：2017 年火电行业年火电行业 ROE 已经降至历已经降至历史低点（史低点（%）.7 图图 7：2009-2018 年全社会及全行业用电量情况（亿千瓦）年全社会及全行业用电量情况（亿千瓦）.9 图图 8：2009-2018 年二产和三产用电量情况（亿千瓦）年二产和三产用电量情况（亿千瓦）.9 图图 9：2009-2018 年装机容量情况（万千瓦）年装机容量情况（万千瓦）.10 图图 10：2009-2018 年全社会电年全社会电量情况（万千瓦）量情况（万千瓦）.10 图图 11：2009-2018 年各类型发电设备利用小时数（小时）年各类型发电设备利用小时数（小时）.10 图图 12：火电利用小时数同比变化（小时）：火电利用小时数同比变化（小时）.10 图图 13：中国沿海电煤采购价格指数走势（：中国沿海电煤采购价格指数走势（CECI 沿海指数）沿海指数）.11 图图 14：预计：预计 2019 年用电量增速为年用电量增速为 6.07%（亿千瓦时）（亿千瓦时）.12 图图 15：预计：预计 2019 年火电装机容量增速为年火电装机容量增速为 2%（万千瓦）（万千瓦）.12 图图 16：政府工作报告提出，一般工商业电价平均降低：政府工作报告提出，一般工商业电价平均降低 10%.13 图图 17：煤炭出口增速变化较大但是绝对值较小（万吨）：煤炭出口增速变化较大但是绝对值较小（万吨）.17 图图 18：2018 年动力煤进口同比波动较大（吨）年动力煤进口同比波动较大（吨）.17 图图 19：行业固定资产投资完成额同比增速较低（：行业固定资产投资完成额同比增速较低（%）.18 图图 20：2017 年以来资本支出年以来资本支出/营收逐渐下降营收逐渐下降.18 图图 21：国有重点煤矿库存情况（万吨）：国有重点煤矿库存情况（万吨）.20 图图 22：北方和长江重点港口煤炭库存情况（万吨）：北方和长江重点港口煤炭库存情况（万吨）.20 图图 23：6 大发电集团煤炭库存处于高位（万吨）大发电集团煤炭库存处于高位（万吨）.21 图图 24：社会库存从：社会库存从 2018 年下半年以来逐年下半年以来逐步提升（万吨）步提升（万吨）.21 图图 25：动力煤价格波动较大（元：动力煤价格波动较大（元/吨）吨）.24 图图 26：2011-2018 年火电利用小时数的变化（小时）年火电利用小时数的变化（小时）.24 表表 1：重点公司估值（盈利预测来自：重点公司估值（盈利预测来自 Wind 一致预期）一致预期）.1 表表 2：2012 年以来，上网电价经历年以来，上网电价经历 3 次下调次下调 1 次上调次上调.6 表表 3：发改委发布系列政策文件，要求降：发改委发布系列政策文件，要求降低一般工商业电价低一般工商业电价.13 表表 4：截至：截至 2018 年年 6 月底（假设中煤协披露的数据未发生变化）表外产能情况（亿吨）月底（假设中煤协披露的数据未发生变化）表外产能情况（亿吨）.15 表表 5：截至：截至 2018 年年 6 月底晋陕蒙三省在建及已进入联合试运转产能情况（万吨月底晋陕蒙三省在建及已进入联合试运转产能情况（万吨/年）年）.16 表表 6：2018 年分月进口量数据以及政策（万吨）年分月进口量数据以及政策（万吨）.17 表表 7：2019 年煤炭供需平衡表（万吨）年煤炭供需平衡表（万吨）.19 表表 8：2017 年业绩敏感性测算（亿元）年业绩敏感性测算（亿元）.23 4/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 1.回顾过往：回顾过往：收入、成本收入、成本三因素均承压，三因素均承压，火电火电行业行业 ROE 水平处水平处于历史低点于历史低点 1）2011-2017 年火电利用小时数从 5305 小时下降至 4219 小时，降幅为 20.48%；2）2012 年以来，上网电价下调次数多、上调次数少，目前上网电价处于较低水平；3）获益于供给侧改革和能源需求拉动，动力煤价格处于 2013 年以来的高点，火电行业收入、成本三因素均承压，2015-2017 年行业 ROE 分别为 13.93%、7.98%、3.89%，2018 年前三季度 ROE 为 3.9714%，盈利能力降至近年来低点。一、一、2011-2017 年火电发电小时数下降超过年火电发电小时数下降超过 20%：1）装机容量火电增速最慢装机容量火电增速最慢：2011-2017 年，我国发电装机容量从 10.63 亿千瓦增长至 17.77 亿千瓦，CAGR 为 8.95%；其中太阳能装机容量从 222 万千瓦增长至 1.29 亿千瓦，CAGR为96.91%；风电装机容量从0.46亿千瓦增长至1.63亿千瓦，CAGR为23.40%；核电装机容量从 0.13 亿千瓦增长至 0.36 亿千瓦，CAGR 为 19.07%；水电装机容量从 2.33亿千瓦增长至 3.44 亿千瓦，CAGR 为 6.69%；而火电装机容量从而火电装机容量从 7.68 亿千瓦增长至亿千瓦增长至 11.05亿千瓦，亿千瓦，CAGR 仅为仅为 6.24%。2）发电量火电增速最慢发电量火电增速最慢：2011-2017 年，发电量从 4.73 万亿千瓦时增长至 6.42 万亿千瓦时，CAGR 为 5.21%；其中太阳能（地热、潮汐能等）发电量从 8 亿千瓦时增长至 11.67 亿千瓦时，CAGR 为 6.50%；风电发电量从 741 亿千瓦时增长至 3034 亿千瓦时，CAGR 为 26.48%；核电发电量从 872 亿千瓦时增长至 2481 亿千瓦时，CAGR 为 19.04%；水电发电量从 6681 亿千瓦时增长至 11930 亿千瓦时，CAGR 为 10.15%；而火电发电量而火电发电量从从 3.90 万亿千瓦时增长至万亿千瓦时增长至 4.56 万亿千瓦时，万亿千瓦时，CAGR 仅为仅为 2.62%。考虑到：1）火电入网的优先级是低于其他电源；2）风电、太阳能、核电、水电等装机增速较高；3）风电、太阳能、核电、水电等发电量增速较高，因此因此 2011-2017 年年火电利用小时数从火电利用小时数从 5305 小时下降至小时下降至 4219 小时，小时，降幅为降幅为 20.48%；而同期水电利用小时数从 3019 小时增长至 3597 小时，增长 19.15%；风电利用小时数从 1875 小时增长至 1949小时，增长 3.93%。图图 1：2011-2017 年年火电的装机容量增速最慢火电的装机容量增速最慢（万千瓦）（万千瓦）图图 2：2011-2017 年火电发电小时数下降超过年火电发电小时数下降超过 20%（小时）（小时）5/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 数据来源：中电联、东吴证券研究所 数据来源：中电联、东吴证券研究所 二、二、经历数轮调整后，上网电价目前处于较低水平。经历数轮调整后，上网电价目前处于较低水平。根据我们的梳理，2011-2017年，火电上网电价共经历 7 轮调整（4 轮上调、3 轮下调）：1）2011 年年 4 月月 10 日日上调电价上调电价：发改委发布通知，上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价 2.6 分/千瓦时，河南上调上网电价 1.5 分/千瓦时，全国有 11 个省份的上网电价上调在 1 分/千瓦时以上。暂不调居民电价。2）2011 年年 6 月月 1 日日上调电价上调电价：发改委发布通知，15 个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调 1.67 分钱，居民用电价不变。其中，山西省销售电价上涨金额最多，每千瓦时上涨 2.4 分，四川省每千瓦时仅上调 0.4 分，调整额最小。3）2011 年年 11 月月 30 日日上调电价上调电价：发改委发布通知，12 月 1 日起上调销售电价和上网电价，其中销售电价全国平均每千瓦时 3 分钱，上网电价对煤电企业上涨每千瓦时 2.6分，所有发电企业平均起来是 2.5 分。4）2014 年年 8 月月 20 日日下调电价下调电价：发改委发布关于进一步疏导环保电价矛盾的通知，要求降低有关省（自治区、直辖市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，对脱硝、除尘排放达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，电网企业自验收合格之日起分别支付脱硝、除尘电价每千瓦时 1 分钱和 0.2 分钱。5）2015 年年 4 月月 20 日日下调电价下调电价：发改委发布关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知，要求全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 2 分钱；全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约 1.8 分钱。6）2015 年年 12 月月 27 日日下调电价下调电价：发改委发布关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知，要求从 2016 年 1 月 1 日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约 3 分钱，降价金额重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤0%10%20%30%40%50%60%0500001000001500002000002011201220132014201520162017装机容量水电火电其他装机总量增速水电增速火电增速其他增速4,865 5,031 5,305 4,982 5,021 4,778 4,364 4,186 4,219-100001000200030004000500060002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017火电发电小时数增加小时数 6/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 电厂超低排放改造和可再生能源发展等。7）2017 年年 6 月月 28 日日上调电价上调电价：发改委发布关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知，要求自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项基金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准降低 25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。尤其是 2012 年以来，上网电价下调次数多、上调次数少（3 次下调 1 次上调），在行业产能过剩造成发电小时数下降、降成本目标下地方政府要求发电企业让利于用电企业、煤炭价格持续上涨的情况下，火电行业在当前电价水平上全面面临亏损风险。表表 2：2012 年以来，上网电价经历年以来，上网电价经历 3 次下调次下调 1 次上调次上调 时间时间 政策政策 部门部门 内容内容 方向方向 2011.4 国家发改委 上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价 0.026 元/千瓦时，河南上调上网电价0.015 元/千瓦时，全国有 11 个省份的上网电价上调在 0.01 元/千瓦时以上。暂不调居民电价。上调 2011.6 国家发改委 全国 15 省市上调销售电价，平均每度电上调 1.67分，其中最高是山西，销售电价每度电上升 2.4 分，最低的是四川，每度电上调 0.4 分。上调 2011.11 国家发改委 12 月 1 日起上调销售电价和上网电价，其中销售电价全国平均每千瓦时 3 分钱，上网电价对煤电企业上涨每千瓦时 2.6 分，所有发电企业平均起来是2.5 分。上调 2014.8 关于进一步疏导环保电价矛盾的通知 国家发改委 降低有关省（自治区、直辖市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，对脱硝、除尘排放达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，电网企业自验收合格之日起分别支付脱硝、除尘电价每千瓦时 1 分钱和 0.2 分钱。下调 2015.4 关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知 国家发改委 全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 2 分钱；全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约 1.8分钱。下调 2015.12 国务院常务会议 国务院、能源局、国家发改委 从 2016 年 1 月 1 日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约 3 分钱，降价金额重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展等。下调 2017.6 关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知 国家发改委 自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低 25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂上调 7/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。数据来源：发改委、能源局、东吴证券研究所 三、三、供给侧改革叠加能源需求拉动，动力煤价格处于供给侧改革叠加能源需求拉动，动力煤价格处于 2013 年以来的高点。年以来的高点。2016 年以来，在供给侧改革和能源需求拉动的情况下，煤炭行业化解过剩产能任务基本完成，产业集中度和规模进一步提高，煤炭价格大幅上升，煤炭企业盈利能力显著增强：1）2016-2018 年退出产能年退出产能 6.9 亿吨亿吨：根据发改委主任何立峰的介绍，煤炭行业 2016年化解产能 2.9 亿吨、2017 年化解产能 2.5 亿吨，两年时间累计化解产能 5.4 亿吨；同时 2018 年政府工作报告要求，2018 年退出煤炭产能 1.5 亿吨左右，三年累计化解产能 6.9 亿吨。2）产业集中度和规模进一步提高产业集中度和规模进一步提高：发改委数据显示，截至 2018 年上半年，全国30 万吨以下的煤矿比 2015 年底减少 2800 多处，下降约 50%，120 万吨及以上的大型现代化煤矿增加了 200 处左右，大型现代化煤矿已经成为全国煤炭生产的主体，行业供给质量和效率在大幅提升。3）煤炭价格上升使得企业盈利能力显著提升煤炭价格上升使得企业盈利能力显著提升：2015 年，动力末煤（Q5500）秦皇岛港平仓价格年均价为 411 元/吨，2018 年，年均价为 647 元/吨，涨幅达到 57.42%；在动力煤价格一路飙升的同时，煤炭行业盈利能力显著提升，2015-2017 年，行业 ROE（平均（整体法）分别为 1.70%、6.09%、12.88%，2018 年前三季度 ROE 为 10.44%，盈利能力达到近年来高点。图图 3：动力煤价格处于动力煤价格处于 2013 年以来的高点年以来的高点（元（元/吨）吨）图图 4：动力煤动力煤年均价格年均价格处于处于 2013 年以来的高点年以来的高点（元（元/吨）吨）数据来源：Wind、东吴证券研究所 数据来源：Wind、东吴证券研究所 图图 5：2016 年开始煤炭行业年开始煤炭行业 ROE 显著提升显著提升（%）图图 6：2017 年火电行业年火电行业 ROE 已经降至历史低点已经降至历史低点（%）02004006008001,000秦岛平仓价（Q5800）秦岛平仓价（Q5500）秦岛平仓价（Q5000）秦岛平仓价（Q4500）596 746 819 701 589 517 411 475 638 647 01002003004005006007008009002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产:年度 元/吨 8/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 数据来源：Wind、东吴证券研究所 数据来源：Wind、东吴证券研究所 发电小时数、上网电价、煤炭价格三因素均承压，火电行业发电小时数、上网电价、煤炭价格三因素均承压，火电行业 ROE 处于历史低点处于历史低点。因此，综上所述，1）2011-2017 年火电利用小时数从 5305 小时下降至 4219 小时，降幅为 20.48%；2）2012 年以来，上网电价下调次数多、上调次数少，目前上网电价处于较低水平；3）获益于供给侧改革和能源需求拉动，动力煤价格处于 2013 年以来的高点，火电行业收入、成本三因素均承压，2015-2017年行业ROE分别为13.93%、7.98%、3.89%，2018 年前三季度 ROE 为 3.97%，盈利能力降至近年来低点。2.边际变化一：发电小时数触底回升，边际变化一：发电小时数触底回升，2019 年有望保持稳定年有望保持稳定 2018 年全国全社会用电量 6.84 万亿千瓦时，同比增长 8.5%，为 2012 年以来最高增速；火电利用小时数达到 4361，相比 2017 年显著提升。展望 2019 年，我们分析并预测：1）需求端：预计 2019 年全社会用电量将达到 7.26 万亿千瓦时，增速为 6.07%；2）供给端，预计 2019 年火电装机容量将达到 11.67 亿千瓦，增速为 2%；3）预计 2019 年火电利用小时数为 4414 小时，相比 2018 年继续提升 53 小时。2.1.2018 年用电量增速为年用电量增速为 2012 年以来最高，年以来最高，火电火电利用小时数显著提升利用小时数显著提升 根据中电联发布的2018-2019 年度全国电力供需形势分析预测报告，2018 年全年全国全社会用电量国全社会用电量 6.84 万亿千瓦时，同比增长万亿千瓦时，同比增长 8.5%，为，为 2012 年以来最年以来最高增速高增速；各季度同比分别增长 9.8%、9.0%、8.0%和 7.3%，增速逐季回落，但总体处于较高水平。1）全年第一产业用电量 728 亿千瓦时、同比增长 9.8%，其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长 17.4%和 11.0%。2）全年第二产业用电量 4.72 万亿千瓦时、同比增长 7.2%，增速为 2012 年以来新高，拉动全社会用电量增长 5.0 个百分点。制造业用电量同比增长 7.2%，各季度增速分8.32951.69616.087212.882410.43950246810121420142015201620172018Q3煤炭行业ROE（平均（整体法）6.27 11.96 15.87 14.21 13.93 7.98 3.89 03691215182011201220132014201520162017火电行业ROE（平均（整体法）9/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 别为 6.5%、8.0%、7.0%和 6.2%。从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电量同比增长 9.5%，与同期技术进步、转型升级的相关产业和产品较快增长态势基本一致。四大高载能行业用电量增长 6.1%，增速同比提高 1.2 个百分点，各季度增速分别为 4.8%、5.3%、7.3%和 7.0%。消费品制造业用电量增长 5.5%，各季度增速分别为 5.7%、7.9%、5.1%、3.5%。3）全年第三产业用电量 1.08 万亿千瓦时，同比增长 12.7%，拉动全社会用电量增长 1.9 个百分点。信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长 23.5%，继续延续近年来的快速增长势头，其中互联网和相关服务业、软件和信息技术服务业用电量增速均超过 60%；批发和零售业用电量增长 12.8%，其中充换电服务业用电量增长 70.8%；受电气化铁路、城市公共交通运输、港口岸电、装卸搬运和仓储业等用电持续快速增长拉动，交通运输、仓储和邮政业用电量增长 11.7%。4）全年城乡居民生活用电量 9685 亿千瓦时，同比增长 10.3%，拉动全社会用电量增长 1.4 个百分点，随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高，以及新一轮农网改造升级、居民取暖“煤改电”的大力推进，尤其在气温因素的作用下，冬季取暖和夏季降温负荷快速增长，带动了城乡居民生活用电快速增长。图图 7：2009-2018 年全社会及全行业用电量情况年全社会及全行业用电量情况（亿千瓦）（亿千瓦）图图 8：2009-2018 年二产和三产用电量情况（亿千瓦）年二产和三产用电量情况（亿千瓦）数据来源：中电联、东吴证券研究所 数据来源：中电联、东吴证券研究所 截至 2018 年底，全国全口径发电装机容量 19.0 亿千瓦、同比增长 6.5%；其中，水电装机 3.5 亿千瓦、火电 11.4 亿千瓦、核电 4466 万千瓦、并网风电 1.8 亿千瓦、并网太阳能发电 1.7 亿千瓦。全国全口径发电量 6.99 万亿千瓦时，同比增长 8.4%；其中水电发电量 1.23 万亿千瓦时、同比增长 3.2%，火电发电量 4.92 万亿千瓦时、同比增长 7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为 1775、3660、2944 亿千瓦时，同比分别增长 50.8%、20.2%、18.6%。0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%0100002000030000400005000060000700002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018全社会用电量全行业用电量城乡居民全社会yoy全行业yoy城乡居民yoy-5%0%5%10%15%20%25%010000200003000040000500002009201020112012201320142015201620172018第二产业第三产业二产yoy三产yoy 10/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 火电利用小时数达到火电利用小时数达到 4361，相比，相比 2017 年显著提升年显著提升。2018 年，全国发电设备平均利用小时为 3862 小时，同比提高 73 小时。其中，火电 4361 小时，提高 143 小时，相比2017 年（提高 33 小时）显著提升；水电 3613 小时，提高 16 小时；核电 7184 小时，提高 95 小时；并网风电 2095 小时，为 2013 年以来新高，比上年提高 146 小时；并网太阳能发电 1212 小时，提高 7 小时。图图 9：2009-2018 年年装机容量情况（万千瓦）装机容量情况（万千瓦）图图 10：2009-2018 年年全社会全社会电量情况（电量情况（亿亿千瓦千瓦时时）数据来源：中电联、东吴证券研究所 数据来源：中电联、东吴证券研究所 图图 11：2009-2018 年年各类型发电设备利用小时数各类型发电设备利用小时数（小时小时）图图 12：火电利用小时数同比变化（小时）火电利用小时数同比变化（小时）数据来源：中电联、东吴证券研究所 数据来源：中电联、东吴证券研究所 反映电煤采购成本的 CECI 5500 大卡综合价波动区间为 571-635 元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知（发改运行20162808 号）规定的绿色区间（价格正常）上限，国内煤电企业采购成本居国内煤电企业采购成本居0%10%20%30%40%50%60%040000800001200001600002000002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018装机容量水电火电其他总容量yoy水电yoy火电yoy其他yoy-5%0%5%10%15%20%25%30%35%0200004000060000800002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018发电量水电火电其他总发电yoy水电yoy火电yoy其他yoy02000400060002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018平均利用小时数水电火电166 274(323)39(243)(414)(179)33 143-500-400-300-200-10001002003004002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018火电利用小时同比变化 11/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 高不下高不下，2018 年全年全国火电企业亏损面仍近年全年全国火电企业亏损面仍近 50%。图图 13：中国沿海电煤采购价格指数走势（中国沿海电煤采购价格指数走势（CECI 沿海指数）沿海指数）数据来源：中电联、东吴证券研究所 2.2.预计预计 2019 年用电量增速为年用电量增速为 6.07%，火电，火电利用小时数利用小时数为为 4414 小时小时 根据中电联发布的 2018-2019 年度全国电力供需形势分析预测报告：1）预计 2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长 5.5%左右。2）预计 2019 年底全国发电装机容量约 20 亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量合计 8.4 亿千瓦左右。3）预计 2019 年全国火电设备利用小时 4400 小时左右。我们分析认为：1）需求端：需求端：预计预计 2019 年全社会用电量将达到年全社会用电量将达到 7.26 万亿千瓦时，万亿千瓦时，增速为增速为 6.07%。其中一产用电量为 764 亿千瓦时，增速为 5%；二产用电量为 4.96 万亿千瓦时，增速为 5%；三产用电量为 1.19 万亿千瓦时，增速为 10%，加总后全行业用电量合计 6.22 万亿千瓦时，增速为 5.92%。城乡居民用电量为 1.04 万亿千瓦时，增速为7%。2）供给端，预计供给端，预计 2019 年火电装机容量将达到年火电装机容量将达到 11.67 亿亿千千瓦，增速为瓦，增速为 2%。2015-2018年，火电装机容量分别为 10.06、10.61、11.10、11.44 万亿千瓦，增速分别为 7.85%、5.51%、4.63%、3.02%，增速不断下滑；新增火电设备能力 0.67、0.50、0.45、0.41 万千瓦，新增发电设备能力不断下降；关停小火电机组容量分别为 1901、571、929 万千瓦（2018年数据尚未公布），因此我们预测 2019 年火电装机容量增速大约为 2%，对应装机容量约为 11.67 亿千瓦。3）预计预计 2019 年火电利用小时数为年火电利用小时数为 4414 小时，相比小时，相比 2018 年继续提升年继续提升 53 小时小时。2014-2018 年，火电发电量分别为 4.30、4.23、4.33、4.59、4.92 万亿千瓦时，增速分别 12/27 东吴证券研究所东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 行业深度报告 为 1.93%、-1.68%、2.28%、6.02%、7.31%；占比全社会发电量分别为 75.76%、73.71%、71.85%、71.10%、70.39%，假设 2019 年火电发电量占比继续下降至 70%，则对应火电发电量为 5.08 万亿千瓦时，相比 2018 年增速为 4.31%；对应利用小时数为 4414 小时，相比 2018 年继续提升 53 小时。图图 14：预计预计 2019 年用电量增速为年用电量增速为 6.07%（亿千瓦时）（亿千瓦时）图图 15：预计预计 2019 年火电装机容量