公用事业行业当前时点我们如何看火电III：双控与电量大迁徙煤电买哪里？-20190222-华泰证券-15页.pdf

谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 1 证券研究报告证券研究报告 行业研究/动态点评 2019年02月22日 公用事业 增持（维持）电力 增持（维持）王玮嘉王玮嘉 执业证书编号：S0570517050002 研究员 021-28972079 赵伟博赵伟博 010-56793949 联系人 1公用事业公用事业:行业周报（第七周）行业周报（第七周）2019.02 2公用事业公用事业:垃圾发电：成长与价值共振垃圾发电：成长与价值共振2019.02 3 内蒙华电内蒙华电(600863,增持增持):实控人增持彰显实控人增持彰显信心，投资价值获认可信心，投资价值获认可2019.02 资料来源：Wind 双控双控与电量大迁徙，煤电买哪里？与电量大迁徙，煤电买哪里？当前时点我们如何看火电 III 11 省市要求省市要求 2020 年煤炭消年煤炭消费绝对值下降，推荐内蒙费绝对值下降，推荐内蒙华电、京能电力华电、京能电力 2016-18 年国家先后发布“十三五”节能减排综合工作方案及打赢蓝天保卫战三年行动计划，各省市出台相应方案，京津冀等 11 省市（下称控煤省市）要求 2020 年煤炭消费量较 2015 年下降。我们判断控煤省份燃煤电厂可通过提升采购原煤热值对冲控煤影响，以维持利用小时稳定。我们测算，每提升入炉原煤热值 100K/吨将会抬高吨煤成本 2-3 元/吨（标煤，不含税），对主流火电公司 19 年利润负面影响水平在-0.3%-5.2%之间。控煤利好 1）外送电（坑口+特高压）煤电利用小时的提升，推荐外送电占比高、盈利稳定的内蒙华电、京能电力；2）建议关注控煤省市清洁能源。“双控”叠加环保，“双控”叠加环保，11 省市要求省市要求 20 年煤炭消费较年煤炭消费较 15 年下降年下降 2016 年 12 月发改委发布 “十三五”节能减排综合工作方案，要求到 2020年，全国万元国内生产总值能耗比 2015 年下降 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内。部分省份出台省级方案规定煤炭消费量。2018 年6 月国务院发布打赢蓝天保卫战三年行动计划，提出重点区域继续实施煤炭消费总量控制，煤炭控制强度进一步提升。截至 19 年 1 月底，共计11 省市要求 2020 年煤炭消费量较 2015 年下降，合计下降 1.56 亿吨（-8.3%），其中北京、天津、河北、河南、山东五省控煤压力最大。负面影响负面影响：控煤区煤电机组，可通过提高热值低消部分：控煤区煤电机组，可通过提高热值低消部分冲击冲击 控煤对上市公司影响参差不齐，从权益装机的角度来看，建投能源/皖能电力/豫能控股/粤电力 A/江苏国信/上海电力全部燃煤权益装机均位于控煤省市，京能电力燃煤权益装机在控煤省份分布较少。内蒙华电、长源电力在控煤省市无燃煤权益装机。我们预计电厂有望通过提升采购原煤热值方式来维持利用小时稳定：以浙江省为例，要维持全省燃煤利用小时稳定需要19 年采购原煤热值提升 100K。我们测算得原煤热值每提升 100K 预计提升吨煤成本 2-3 元/吨（标煤，不含税），对火电公司 19 年业绩负面影响在-0.3%-5.2%之间。正面影响正面影响：外送煤电机组和清洁：外送煤电机组和清洁能源（包括燃气机组）能源（包括燃气机组）由于控煤省市多存在外购电缺口，执行控煤政策后预计外购电需求将进一步提升，利好西南水电和外送火电、风电等清洁能源利用小时。我们首推稳定弹性成长三要素兼具的内蒙华电（18 年底外送权益装机占比高达53%），预计 2019 年内蒙华电净利润有望达到 11.4 亿元，对应当前 P/E为 14x。另推荐 18 年底外送电装机占比 47%的京能电力，当前股价对应19 年 P/B 不到 0.9x，存在明显低估。风险提示：原煤热值提升不及预期致利用小时下降，更多省份要求 2020年煤炭消费量下降。(28)(20)(12)(3)518/0218/0418/0618/0818/1018/12(%)公用事业电力沪深300一年内行业一年内行业走势图走势图 相关研究相关研究 行业行业评级：评级：行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 2 正文目录正文目录“双控”叠加环保，19-20 年部分省份控煤压力较大.3 11 省市 2020 年煤炭消耗量目标较 15 年下降.4 控煤区煤电利用小时下滑压力可控，利好外送电+清洁能源受益.6 以浙江省为例，采购热值提升或助力利用小时维持稳定.6 采用高热值原煤或推高电厂燃料成本.8 控煤省份燃气机组和清洁能源机组利用小时有望受益.9 推荐标的：内蒙华电、京能电力.11 内蒙华电：稳定+成长+弹性三要素兼具，股东增持彰显信心.11 京能电力：18 年底外送装机高达 47%，市场误解致明显低估.12 风险提示.14 1）原煤热值提升不及预期致利用小时下降:.14 2）更多省份要求 2020 年煤炭消费量下降：.14 图表目录图表目录 图表 1：全国及各省十三五“双控”目标.3 图表 2：11 省市 2020 年煤炭消耗量目标较 15 年下降.4 图表 3：主要一线火电上市公司控煤省份燃煤权益装机容量分布（截至 2018 年底，未考虑参股电厂权益装机）.5 图表 4：主要二线火电上市公司控煤省份燃煤权益装机容量分布（截至 2018 年底）.5 图表 5：浙江省供需平衡表.7 图表 6：2019-20 年浙江省煤炭热值提升和煤机利用小时数敏感性分析.8 图表 7：京唐港各热值动力煤平仓价格（元/吨）.8 图表 8：秦皇岛港各热值动力煤平仓价格（元/吨）.8 图表 9：原煤热值提升或推升煤电企业燃料成本.9 图表 10：采购原煤热值提升对于覆盖上市公司业绩负面影响探讨.9 图表 11：2018 年 2-11 月控煤省份净输入电量占用电量比例.9 图表 12：当前已投运特高压线路（截至 2018 年底）.10 图表 13：内蒙华电电厂资源概览.11 图表 14：京能电力核心资产梳理（截至 2018 年底）.13 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 3“双控”叠加环保“双控”叠加环保，19-20 年部分省份控煤压力年部分省份控煤压力较大较大 能源消耗总量和强度“双控”行动势在必行能源消耗总量和强度“双控”行动势在必行。党的十八届五中全会提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动，2016 年 12 月发改委发布“十三五”节能减排综合工作方案。方案总体目标为到 2020 年，全国万元国内生产总值能耗比 2015 年下降 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内。各省市陆续出台省级各省市陆续出台省级规划规划，部分省份规定，部分省份规定 2020 年原煤消耗量。年原煤消耗量。2017-2018 年，各省市陆续出台省级节能减排方案或能源规划，将“双控”目标分解到各县市。部分省份提出 2020年煤炭消耗量目标，如北京要求2020年原煤消耗量不超过500万吨（较2015年下降57%）。图表图表1：全国及各省十三五“双控”目标全国及各省十三五“双控”目标 十三五十三五单位单位 GDP能耗下降目标能耗下降目标 2020 年标准煤消耗量目标（百万吨）年标准煤消耗量目标（百万吨）2015 年标准煤消耗量（百万吨）年标准煤消耗量（百万吨）2015-20 年年能源消费总量复能源消费总量复合增速合增速 全国 15%5,000 4,300 3.10%北京 17%76 69 2.10%天津 17%83 山东 17%420 379 2.10%河北 17%328 294 2.20%江苏 17%337 302 2.20%浙江 17%220 196 2.30%上海 17%124 114 1.60%广东 17%338 301 2.30%河南 16%267 232 2.90%安徽 16%142 123 2.90%湖北 16%189 164 2.90%福建 16%145 122 3.50%江西 16%100 84 3.30%湖南 16%178 155 2.90%四川 16%229 199 2.90%吉林 15%95 81 3.10%黑龙江 15%140 121 2.90%辽宁 15%252 217 3.10%山西 15%224 194 2.90%陕西 15%139 117 3.50%甘肃 14%90 75 3.50%宁夏 14%69 54 5.00%广西 14%116 98 3.50%贵州 14%118 99 3.50%内蒙古 14%225 189 3.50%云南 14%113 104 1.80%海南 10%26 19 6.00%青海 10%53 41 4.90%西藏 10%7 5 9.50%新疆 10%192 157 4.20%重庆 89 注：重庆未公开发布十三五“双控”目标 资料来源：国家发改委，各省发改委，华泰证券研究所 环保要求提高加大煤炭控制力度。环保要求提高加大煤炭控制力度。2018 年 6 月 27 日，国务院发布打赢蓝天保卫战三年行动计划，提出重点区域继续实施煤炭消费总量控制。到 2020 年，全国煤炭占能源消费总量比重下降到 58%以下；北京、天津、河北、山东、河南五省（直辖市）煤炭消费总量比 2015 年下降 10%，长三角地区下降 5%，汾渭平原实现负增长。之后各省分别印发各省行动计划，煤炭控制强度进一步提升。行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 4 11 省市省市 2020 年煤炭消耗量目标较年煤炭消耗量目标较 15 年下降年下降 截至截至 19 年年 1 月底，共月底，共 11 省市省市 2020 年煤炭消年煤炭消耗量目标较耗量目标较 2015 年下降年下降。综合各省规划，我们统计出截至 19 年 1 月底共 11 省市煤炭消耗量目标较 15 年下降，下降幅度最大的省份为北京、河南、天津、山东、河北五省，华东华南沿海的煤炭双控压力反而没有大家预想的这么严重。图表图表2：11 省市省市 2020 年煤炭消耗量目标较年煤炭消耗量目标较 15 年下降年下降 2020 年煤炭消耗目标（百万吨）年煤炭消耗目标（百万吨）2015 年煤炭消耗量（百万吨）年煤炭消耗量（百万吨）2015-20 年年煤炭消费量复合增速煤炭消费量复合增速 全国 4,200 3,970 1.1%北京 5 12-15.6%河南 210 237-2.4%天津 40 45-2.3%山东 368 409-2.1%河北 260 289-2.1%江苏 248 272-1.8%吉林 93 98-1.1%浙江 131 138-1.1%安徽 149 157-1.1%上海 45 47-1.0%广东 165 166-0.1%注：本表仅列出 2020 年原煤消耗量目标较 2015 年下滑的省份 资料来源：国家发改委，各省发改委，华泰证券研究所 控煤省份燃煤机组发电量或受一定负面影响控煤省份燃煤机组发电量或受一定负面影响，但整体可控，但整体可控。我们预计在 11 个“十三五”期间煤炭消费量明确需要下降的省份中，火电行业耗煤量预计将同步下降，或导致燃煤机组利用小时降低。18 年底年底一线火电一线火电上市上市公司公司在控煤省市燃煤权益装机（未考虑参股电厂权益装机）占比在在控煤省市燃煤权益装机（未考虑参股电厂权益装机）占比在46%-73%之间。之间。大唐发电/华电国际/华能国际/国电电力燃煤权益装机在控煤省市占比分别为 73%/67%/61%/46%。若控煤政策严格执行，则控煤省份燃煤机组利用小时或面临一定下降压力。行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 5 图表图表3：主要主要一一线火电上市公司控煤省份燃煤权益装机容量分布（截至线火电上市公司控煤省份燃煤权益装机容量分布（截至 2018 年底年底，未考虑参股电厂权益装机，未考虑参股电厂权益装机）燃煤权益装机占比燃煤权益装机占比 吉林吉林 河北河北 北京北京 天津天津 山东山东 河南河南 江苏江苏 上海上海 浙江浙江 安徽安徽 广东广东 合计合计 大唐发电 42%3%4%4%14%5%73%华电国际 5%41%7%10%4%67%华能国际 3%4%1%1%20%6%8%4%7%1%7%61%国电电力 2%26%9%9%46%注：上述四家公司燃煤权益装机未考虑参股电厂权益装机 资料来源：各公司发电量公告，年报，债券募集说明书，债券评级报告等，华泰证券研究所 二线火电层面，截至 2018 年底，建投能源/皖能电力/豫能控股/粤电力 A/江苏国信/上海电力全部燃煤权益装机均位于控煤省市，京能电力燃煤权益装机在控煤省份分布较少。内蒙华电、长源电力在控煤省市无燃煤权益装机。图表图表4：主要主要二线二线火电上市公司火电上市公司控煤省份控煤省份燃煤权益装机燃煤权益装机容量分布容量分布（截至（截至 2018 年底）年底）当地当地燃煤权益装机燃煤权益装机占公司占公司总总燃煤权益燃煤权益装机比例装机比例 建投能源 皖能电力 豫能控股 粤电力 A 江苏国信 上海电力 浙能电力 广州发展 申能股份 深圳能源 国投电力 京能电力 吉林 河北 100%22%6%北京 2%天津 24%山东 河南 100%江苏 100%27%12%上海 61%61%浙江 89%安徽 100%12%19%8%广东 100%81%47%合计 100%100%100%100%100%100%89%81%80%69%44%8%注：上述公司权益装机包含主要参股电厂权益装机，资料来源：各公司发电量公告，年报，债券募集说明书，债券评级报告等，华泰证券研究所 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 6 控煤控煤区区煤电利用小时下滑压力可控，煤电利用小时下滑压力可控，利好外送电利好外送电+清洁能源受益清洁能源受益 以浙江省为例，采购热值提升或助力利用小时维持稳定以浙江省为例，采购热值提升或助力利用小时维持稳定 预计预计 19-20 年浙江电煤消费量每年下滑年浙江电煤消费量每年下滑 285 万吨万吨/年年。根据2018 年浙江省煤炭总量控制方案，浙江省 2018 年煤炭消费量预计与 2015 年持平，为 1.38 亿吨，其中发电和供热共计耗煤 1.12 亿吨，占比 81%。考虑到 2020 年原煤消耗量预计将下滑到 1.31 亿吨，19-20年平均每年下滑 350 万吨，按 81%的占比计算电煤预计下滑 285 万吨/年。控煤压力下火电发电量增长有限，预计浙江省外购电需求将持续提升控煤压力下火电发电量增长有限，预计浙江省外购电需求将持续提升。需求方面，我们假设 2019-20 年浙江省第二产业用电量增速同比有所放缓，分别为 6%/5.4%,第一、三产业和城乡居民用电量增速和 18 年持平，则 2019-20 年浙江省用电量增速分别为 7.5%、7.2%。我们以煤炭消耗量作为约束指标预计燃煤机组发电量，假设 19-20 年煤耗每年下降 1g/kwh，原煤热值每年提升 2%，假设燃气机组年利用小时提升 5%。则 19-20 年火电发电量增速分别为 0.1%/0%。假设 2019-2020 年水电利用小时恢复到 17 年水平，考虑浙江无新增水电装机，预计 19-20年水电发电量增速为 52.5%/0%。假设 19-20 年风电利用小时和 18 年持平，新增装机按“十三五”规划投产，19-20 年装机分别为 275/400 万千瓦，则 19-20 年风电发电量增速为 84.2%/45.7%。考虑 19 年浙江三门核电二号机组完全投产，新增核电装机 125 万千瓦，由于浙江外购电缺口较大假设 19-20 年核电利用小时提升至 7800 小时，则 19-20 年浙江核电发电量分别为 20.6%/0%。在考虑水电、核电、风电光伏等电源机组新增装机和利用小时后，我们预计浙江省 19-20 年外购电需求增速分别为 8.9%/20.1%。行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 7 图表图表5：浙江省供需平衡表浙江省供需平衡表 2015A 2016A 2017A 2018A 2019E 2020E 需求需求 全社会用电量（亿千瓦时）3,554 3,873 4,193 4,533 4,874 5,224 yoy 1.4%9.0%8.2%8.1%7.5%7.2%第一产业 19 20 21 23 24 yoy 7.4%6.2%6.2%6.2%第二产业 2,806 3,035 3,244 3,438 3,624 yoy 8.2%6.9%6.0%5.4%第三产业 530 588 665 752 850 yoy 11.1%13.0%13.0%13.0%城乡和居民用电 519 549 603 662 726 yoy 5.9%9.7%9.7%9.7%供给供给 发电量 3,011 3,198 3,312 3,353 3,585 3,630 yoy 4.4%6.2%3.6%1.2%6.9%1.3%火电发电量 2,212 2,374 2,554 2,583 2,585 2,586 yoy-4.6%7.3%7.6%1.1%0.1%0.0%煤机发电量 2,064 2,223 2,403 2,428 2,422 2,415 燃机发电量 147 151 151 155 163 171 火电装机（万千瓦）6,048 6,062 6,134 6,187 6,187 6,187 yoy 7.8%0.2%1.2%0.9%0.0%0.0%燃煤装机 4,606 4,806 4,878 4,911 4,911 4,911 燃气装机 1,228 1,256 1,256 1,276 1,276 1,276 火电利用小时（小时）3,657 3,916 4,164 4,176 4,178 4,179 yoy-11.5%7.1%6.3%0.3%0.1%0.0%煤机利用小时 4,482 4,626 4,927 4,945 4,932 4,917 yoy 3.2%6.5%0.4%-0.3%-0.3%燃机利用小时 1,200 1,200 1,200 1,215 1,275 1,339 yoy 5.0%5.0%厂用电率 4.81%4.92%4.75%4.71%4.71%4.71%供电煤耗（克/千瓦时）301 299 297 297 296 295 标煤消耗量（万吨）5,916 6,311 6,808 6,882 6,842 6,797 原煤热值 4,172 4,186 4,142 4,286 4,372 4,459 yoy 0.3%-1.0%3.5%2.0%2.0%原煤消耗量 9,926 10,554 11,505 11,240 10,955 10,670 水电发电量 229 274 199 129 197 197 yoy 30.0%19.8%-27.6%-34.9%52.5%0.0%水电装机 1,002 1,154 1,160 1,160 1,160 1,160 yoy 0.7%15.1%0.5%0.0%0.0%0.0%水电利用小时 2,286 2,378 1,713 1,115 1,700 1,700 yoy 29.1%4.0%-28.0%-34.9%52.5%0.0%风电发电量 16 23 25 29 54 79 yoy 26.3%42.7%8.3%16.2%84.2%45.7%风电装机 104 119 133 149 275 400 yoy 42.8%14.2%11.8%12.0%84.2%45.7%风电利用小时 1,575 1,968 1,908 1,978 1,978 1,978 yoy-11.6%25.0%-3.1%3.7%0.0%0.0%核电发电量 496 504 511 587 708 708 yoy 40.1%1.5%1.4%14.9%20.6%0.0%核电装机 657 657 657 782 907 907 yoy 19.7%0.0%0.0%19.0%16.0%0.0%核电利用小时 7,548 7,660 7,767 7,501 7,800 7,800 yoy 17.0%1.5%1.4%-3.4%4.0%0.0%光伏发电量 9 16 27 40 61 yoy 85.9%64.8%50.0%50.0%外购电 1,050 1,152 1,264 1,499 1,632 1,961 yoy 15.6%9.7%9.7%18.6%8.9%20.1%注：其中 15-17 年浙江燃气利用小时为假设值，15-18 年浙江原煤消耗量包含了供热的耗煤 资料来源：国家统计局，浙江省发改委，浙江省国网电力公司，Wind，华泰证券研究所 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 8 提升煤炭热值或为保持利用小时有效途径提升煤炭热值或为保持利用小时有效途径。浙江省发电企业（含供热）有望通过采购高热值煤炭对冲控煤对煤机利用小时负面影响。我们假设 19-20 年浙江消耗电煤热值每年提升2%，供电煤耗每年下降 1 克/千瓦时。预计在 19-20 年浙江省无新增火电装机的前提下，预计 19-20 年浙江煤机利用小时分别为 4932/4917 小时，预计分别同比-0.3%/-0.3%。煤机煤机利用小时维持不变需要利用小时维持不变需要 19-20 年年原煤采购原煤采购热值热值每年提升每年提升 2.3%。据我们测算，若浙江煤机 19-20 年欲维持利用小时不变，需要每年提升原煤采购热值 2.3%（约 19-20 年每吨热值同比提升 100K）。若 2019-20 年浙江电煤耗热值保持不变，则 2019-20 年煤机利用小时 4836/4820 小时，预计分别同比-2.2%/-2.3%。图表图表6：2019-20 年浙江省煤炭热值提升和煤机利用小时数敏感性分析年浙江省煤炭热值提升和煤机利用小时数敏感性分析 19/20 年热值提升比例年热值提升比例 19年煤机利用小时数年煤机利用小时数 yoy 20 年煤机利用小时数年煤机利用小时数 yoy 0.0%4,836-2.2%4,820-2.3%1.0%4,884-1.2%4,869-1.3%1.5%4,908-0.7%4,893-0.8%2.0%4,932-0.3%4,917-0.3%2.3%4,945 0%4,945 0%2.5%4,957 0.2%4,941 0.2%3.0%4,981 0.7%4,965 0.7%资料来源：华泰证券研究所 采用高热值原煤或采用高热值原煤或推高电厂燃料成本推高电厂燃料成本 采购原煤热值提升或推动煤电企业燃料成本上涨。采购原煤热值提升或推动煤电企业燃料成本上涨。我们预计，提升采购原煤热值将提升发电企业购煤成本。以京唐港和秦皇岛港动力末煤平仓价为例，2018 年京唐港4500/5000/5500K 热值的动力煤转化为标煤价格的均价分别为 788/806/830 元/吨；秦皇岛港 4500/5000/5500K 热值的动力煤转化为标煤价格的均价分别为 786/798/823 元/吨。叠加 2019-20 年控煤省份电厂对于高热值动力煤需求或进一步推升，我们预计采购高热值动力煤或将推动电厂燃煤成本上升。图表图表7：京唐港各热值动力煤平仓价格（元京唐港各热值动力煤平仓价格（元/吨）吨）图表图表8：秦皇岛港各热值动力煤平仓价格（元秦皇岛港各热值动力煤平仓价格（元/吨）吨）注：价格均以乘以标煤热值/原煤热值转化为标煤价格 资料来源：Wind，华泰证券研究所 注：价格均以乘以标煤热值/原煤热值转化为标煤价格 资料来源：Wind，华泰证券研究所 预计预计 19 年吨煤热值提升年吨煤热值提升 100K 对应对应吨煤成本（标煤，吨煤成本（标煤，不不含税）含税）提升提升 2-3 元元/吨吨。若不考虑不同热值原煤能量转换效率差异和锅炉适配性，我们进行情景测算，假设某上市公司控煤前掺烧 5500K 和 4500K 山西产动力末煤，掺烧比例为各 50%。我们测算得在热值提升100K/吨且总热量不变的前提下，吨煤成本需要提升 2-3 元/吨（标煤，不含税）。4506508501,0502010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018京唐港:平仓价:动力末煤(Q4500):山西产京唐港:平仓价:动力末煤(Q5000):山西产京唐港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产4506508501,0502010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q4500):山西产秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5000):山西产秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 9 图表图表9：原煤热值提升或推升原煤热值提升或推升煤电煤电企业燃料成本企业燃料成本 原煤热值（原煤热值（K/吨）吨）原煤数量（万吨）原煤数量（万吨）均价（折算成标煤，含税，元均价（折算成标煤，含税，元/吨）吨）总热值（亿卡）总热值（亿卡）控煤前控煤前 高卡（秦皇岛港山西产动力末煤 5500K）5,500 500 823 275 低卡（秦皇岛港山西产动力末煤 4500K）4,500 500 786 225 混合后 5,000 1,000 805 500 控煤后控煤后 高卡（秦皇岛港山西产动力末煤 5500K）5,500 588 823 324 低卡（秦皇岛港山西产动力末煤 4500K）4,500 392 786 176 混合后 5,100 980 808 500 资料来源:Wind，华泰证券研究所 假设主流上市公司控煤省份权益装机采购原煤 19-20 年每吨提升 100K，对应入炉煤价提升 2.6 元/吨（标煤不含税，增值税率按 16%计算），预计对归母净利润负面影响区间在-0.3%-5.2%之间。图表图表10：采购原煤热值提升对于采购原煤热值提升对于覆盖上市公司业绩覆盖上市公司业绩负面负面影响探讨影响探讨 粤电力粤电力 A 建投能源建投能源 皖能电力皖能电力 华能国际华能国际 华电国际华电国际 浙能电力浙能电力 京能电力京能电力 控煤省份原煤采购热值每吨提升 100K对应 19 年归母净利润变动-5.2%-3.9%-2.4%-2.4%-2.1%-1.0%-0.3%资料来源:Wind，华泰证券研究所 控煤省份燃气机组和清洁能源机组利用小时有望受益控煤省份燃气机组和清洁能源机组利用小时有望受益 控煤省份多控煤省份多存在外购电缺口存在外购电缺口。在 11 个控煤较严的省份中，除吉林、安徽对外输电外，剩余省份均存在外购电缺口。2018 年 2-11 月北京净输入电量占用电量比重达到 61%，我们认为除吉林、安徽两省外的 9 个控煤大省当地燃气机组利用小时有望提升，此外，核电、光伏、风电的发电量也有望提升（利好利用小时和新建装机上网）。图表图表11：2018 年年 2-11 月控煤省份净输入电量占用电量比例月控煤省份净输入电量占用电量比例 资料来源:Wind，华泰证券研究所 注：各省净输入电量=各省输入电量-输出电量 特高压外送配套电源有望受益明显特高压外送配套电源有望受益明显。由于控煤省份多为外购电大省，在控煤需求下外购电需求预计大幅提升。外送电大省配套电源利用小时或提升，西南地区水电弃水率有望持续下降，内蒙古、宁夏等省外送火电、风电有望持续保持高利用小时。-40%-20%0%20%40%60%80%2018年2月2018年3月2018年4月2018年5月2018年6月2018年7月2018年8月2018年9月2018年10月2018年11月上海北京天津浙江广东河北江苏河南山东吉林安徽 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 10 图表图表12：当前已投运特高压线路（截至当前已投运特高压线路（截至 2018 年底）年底）工程名称工程名称 电压等级（电压等级（千伏千伏）输送功率（万千瓦）输送功率（万千瓦）投运时间投运时间 起始点省份起始点省份 晋东南-南阳-荆门 1000 500 2009.1 山西 淮南-浙北-上海 1000 1000 2013.9 安徽 浙北-福州 1000 1000 2014.12 福建 锡盟-山东 1000 1000 2016.7 内蒙古 淮南-南京-上海 1000 1000 2016.9 安徽 蒙西-天津南 1000 1000 2016.12 内蒙古 榆横-潍坊 1000 1000 2017.8 陕西 锡盟-胜利 1000 1000 2017.7 内蒙古 向家坝-上海 800 640 2010.7 四川 锦屏-苏南 800 720 2012.12 贵州 哈密南-郑州 800 800 2014.1 新疆 溪洛渡-浙西 800 800 2014.7 四川 宁东-浙南 800 800 2016.8 宁夏 酒泉-湖南 800 800 2017.6 甘肃 晋北-江苏 800 800 2017.6 山西 锡盟-泰州 800 1000 2017.9 内蒙古 上海庙-山东 800 1000 2017.12 内蒙古 扎鲁特-青州 800 1000 2017.12 内蒙古 云南-广东 800 500 2010.6 云南 糯扎渡-广东 800 500 2015.6 云南 滇西北-广东 800 500 2017.12 云南 资料来源：中电联，国家电网，南方电网，华泰证券研究所 行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 11 推荐推荐标的：内蒙华电标的：内蒙华电、京能电力、京能电力 内蒙华电：内蒙华电：稳定稳定+成长成长+弹性三要素兼具，股东增持彰显信心弹性三要素兼具，股东增持彰显信心 53%权益装机外送机组有望保持高利用小时，业绩压舱器权益装机外送机组有望保持高利用小时，业绩压舱器。上都两大电厂是“点对网”电厂，直接外输至华北地区，产能利用率较高；魏家峁电厂为坑口电厂，利用自采煤进行火力发电，成本优势突出，并且通过特高压落地于天津南，18 年利用小时高达 6407 小时。根据发电量数据和电价数据，我们预计 2018 年上都两大电厂、魏家峁电厂有望分别实现净利润 7.5 亿元、8 亿元。图表图表13：内蒙华电电厂资源概览内蒙华电电厂资源概览 内蒙华电持股电厂内蒙华电持股电厂 控股装机控股装机（万千瓦）（万千瓦）持股比例持股比例 权益装机权益装机（万千瓦）（万千瓦）机组类型机组类型 外送电网外送电网 内蒙古上都发电有限责任公司 240 51%122 煤机 京津唐电网 内蒙古上都第二发电有限责任公司 132 51%67 煤机 京津唐电网 北方魏家峁煤电有限责任公司 132 100%132 煤机 京津唐电网 内蒙古岱海发电有限责任公司 49%121 煤机 京津唐电网 内蒙古大唐托克托第二发电有限责任公司 15%72 煤机 京津唐电网 内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司 15%72 煤机 京津唐电网 外送装机合计 504 586 乌力吉木仁风电场 5 100%5 风电 额尔格图风电场 5 100%5 风电 白云鄂博风电场 5 100%5 风电 北方龙源风力发电有限责任公司 78 100%78 风电+光伏 内蒙古丰电能源发电有限责任公司 80 100%80 煤机 乌海发电厂 66 100%66 煤机 内蒙古丰泰发电有限公司 40 45%18 煤机 内蒙古京达发电有限责任公司 66 40%26 煤机 内蒙古聚达发电有限责任公司 120 100%120 煤机 内蒙古蒙达发电有限责任公司 132 53%70 煤机 内蒙古国华准格尔发电有限责任公司 30%40 煤机 包头东华热电有限公司 25%15 煤机 总装机合计 1,101 1,114 资料来源：Wind，华泰证券研究所 实控人出手增持，公司投资价值进一步显现实控人出手增持，公司投资价值进一步显现。根据公司公告，基于对内蒙华电未来持续稳定发展的信心和对公司价值的认可，公司实控人华能集团通过华能结构调整基金对公司进行增持，2019 年 2 月 14 日已增持公司股份 979.86 万股，占公司总股本 0.1687%，增持成交额为 2447.70 万元，自公告日起未来六个月内，拟累计增持金额不低于 2 亿元（包含本次已增持金额），且不超过 5 亿元（包含本次已增持金额），增持股份价格区间为不超过3.6 元/股，我们认为此次实控人增持彰显对公司未来发展信心。看好增量资产盈利看好增量资产盈利+存量资产反弹，存量资产反弹，19 年大有可为年大有可为。增量资产前景可期：1）乌达莱项目：在建装机 47.5 万千瓦，我们预计 19 年逐步投运，受益于风力资源禀赋优质+特高压外送，利用小时有望逾 3000；2）和林项目：装机 132 万千瓦，外输至乌兰察布，根据乌兰察布发改委披露信息，18 年乌兰察布电力供给缺口达 250 万千瓦。存量资产业绩有望反弹：受制于煤价高位，蒙达、京达等蒙西其他存量机组盈利较差，17 年亏损逾 1 亿元，我们看好未来煤价下移推动蒙西存量机组业绩持续好转。根据我们测算，秦港 Q5500 现货价-10 元/吨，公司入炉煤价有望-2.3 元/吨，公司 19 年归母净利润有望增厚 2620 万元，业绩增幅 2.3%。行业研究/动态点评|2019 年 02 月 22 日 谨请参阅尾页重要声明及华泰证券股票和行业评级标准 12 京能电力：京能电力：18 年底年底外送装机高达外送装机高达 47%，市场误解致明显低估，市场误解致明显低估 市场误解低估明显市场误解低估明显。公司装机高增长，18-20 年预计新增装机 579 万千瓦，较 17 年+55.4%。供电区域内蒙、京津唐、山东、山西供需格局有望改善，火电资产低估明显。秦皇岛煤价（5500K）下降 10 元/吨对应入炉煤价下降 6.8 元/吨，对应业绩增厚 2.6 亿元，占 19 年我们预期盈利的 16%。误解一：京津冀关停煤电，重创主业，制约成长误解一：京津冀关停煤电，重创主业，制约成长。京能电力装机并非局限于北京，公司主要装机位于内蒙、河北、山西等地，供应京津唐、蒙西、山西、山东电网。京津唐和山东电力供需格局优，18-20 年利用小时有望维持高位。蒙西由于高耗能行业持续迁入，利用小时大幅提升电厂盈利改善，山西地区火电供给侧改革+“晋电外送”持续推进，火电企业利用小时改善明显。根据发电量公告，公司 18 年剔除检修的岱海电厂后发电量增速高达 9%，19-20 年利用小时有望持续改善，存量机组盈利能力被市场低估。误解二：北京市国资下属电企，扩张能力有限误解二：北京市国资下属电企，扩张能力有限。京能电力虽为北京市国资委下属企业，但装机扩张能力强。18-20 年公司预计共有 579 万千瓦装机火电机组投产，较 17 年底提升55.4%，其中 18 年已经投运 136 万千瓦。我们判断 2020 年公司在建/筹建机组有望按计划投产，有望增厚公司盈利能力，公司对外扩张能力被市场低估明显。误解三：盈利能力低，去产能风险大，压制估值（误解三：盈利能力低，去产能风险大，压制估值（P/B）。公司煤价弹性高，19-20 年参股9 家电厂盈利有望随煤价下行逐渐改善。我们通过回归公司历史入炉煤价走势得出，秦皇岛煤价（5500K）每下跌 10 元/吨对应公司入炉煤价下跌 6.8 元/吨，考虑参股电厂盈利同步变化。秦皇岛煤价每下跌 10 元/吨，将增厚 19-20 年公司归母净利润 2.62/2.82 亿元，占 19-20 我们预测归母净利润的 16%/14%。我们判断公司 2020 年公司 ROE 有望随煤价下行逐渐回至 8%，当前股价对应 19 年 P/B 不到 0.9x 存在较多低估。外送权益装机占比外