煤电盈利均值回归 火电行业配置价值提升

　　●回顾历史，煤电盈利具有大的周期性，与利用小时周期呈现一定的滞后性。展望2018年至2020年，利用小时上行趋势已经明确，调节能力需求进一步凸显煤电重要性，行业话语权有望提升，同时叠加煤价下行回归绿色区间长期趋势，煤电行业盈利将向历史均值回归。

　　●与火电、风电、太阳能等相比，水电的发电成本相对较低，具有天然的成本优势。随着结构性改革取得实质性进展，电力市场供需双方在价格竞争下逐步形成新的平衡，加之市场化改革的不断推进，一定程度上促使全国落后的电力产能逐步退出市场，从而为水电让出更大的市场空间。因此，大水电在电量、电价方面保障程度高，同时成本以固定资产折旧为主。综合来看，现金流具有较强稳定性，具有较好的类债属性，在行业的各类资产中具有突出的防御性，因而具备一定的配置价值。

　　⊙中信证券

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　　煤电新增受压 风电光伏装机占比上升

　　2018年第一季度，全国6000KW及以上发电装机容量为1706.9GW，同比增长6.1%；其中火电装机容量为1099.6GW，同比增长3.7%；水电装机容量为298.9GW，同比增长3.0%；核电装机容量为36.9GW，同比增长6.4%；风电装机容量为166.8GW，同比增长10.2%。

　　我们对于2018年至2020年各类机组新增装机进行了预测。由于当前煤电投产严格受控，而新能源受政策支持，新能源在新增装机中占比逐年提升，2017年新增风电及光伏的装机占比已达到54.5%。

　　2018年至2020年各类电源新增装机情况分析

　　火电：当前能源部门对于煤电的停缓建力度较强，煤电投产受到严格控制，剩余在建可投运机组已为数不多，同时，考虑到前期相关部门提出的“关停30万KW以下不达标的机组”带来的淘汰落后产能力度加大，预计2018年至2020年煤电机组分别新增2500万KW、2000万KW、2000万KW。考虑到燃气机组受到季节性燃气紧张因素的影响，后续新增装机将同样放缓，综合来看，预计火电未来3年每年的新增装机大致为2900万KW、2400万KW、2400万KW。

　　水电：预计未来3年每年新增装机500万KW。

　　核电：根据在建机组的投产进度，我们预计未来3年每年分别新增装机433万KW、646万KW、572万KW。

　　风电及光伏：根据近期出台的《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，我们通过完成指标所需的非水可再生能源发电量倒算出所需的装机增长，其中，风电每年约增加18GW，光伏每年约增加45GW。

　　用电需求增速有望维持稳定增长态势

　　2018年第一季度，全社会用电量为15878亿KWh，同比增长9.8%。第一产业、第二产业、第三产业及居民用电增速分别为10.3%、6.7%、16.7%及17.2%，对增长的贡献度分别为1.4%、46.9%、25.2%及26.5%。

　　通过对中美两国用电结构的对比来看，美国第三产业及居民用电为电力消费主力，两者合计占比接近80%；而国内电力消费则主要以第二产业为主，占比达到70%以上。这种产业结构失衡有望随着我国产业结构转型逐步好转，第三产业及居民用电占比有望进一步提升。而从各产业及居民人均用电量来看，我国第三产业及居民人均电力消费远远低于欧美发达国家，未来提升潜力巨大。

　　为促进我国能源清洁化，提升电气化水平，相关部门于2016年5月发布了《关于推进电能替代的指导意见》，重点提出在居民采暖（电代煤）、生产制造（电锅炉）及交通运输（电动车）等能源终端消费环节利用电能替代污染较严重的散烧煤及燃油，预计该举措可新增电量消费约4500亿千瓦时。我们认为，该政策的积极推动将对于我国用电增速形成一定的支撑。展望未来，我们通过月度环比并考虑经济运行的不同情景，得到2018年乐观、中性及悲观的情况下，全年用电需求增速有望分别达到6.3%、5.5%及4.7%。同时，采用宏观方法预计2018年至2020年用电需求增速分别有望达到5.5%、4.5%及4.5%。

　　火电利用小时进入上升周期

　　基于以上有效装机增速快速下降及电力需求增速有较强支撑的分析，根据供需关系测算，我们得出火电2018 年至2020年利用小时分别为4280小时、4327小时、4388小时，同比增速分别为1.7%、1.1%、1.4%。

　　与此同时，我们对电力需求大省分别进行了分析。山东省因2017年火电装机激增近800万KW及未来几年特高压的冲击，利用小时仍将受到一定压力；长三角地区及广东则因为本地新增装机较少，外来电短期增量较少，利用小时或将回升，用电增速或将达到2%至3%；安徽同样因新增装机较少，利用小时也将回升。

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　　增产政策导向发酵 煤炭供需偏紧渐入平衡

　　从供给端看，近年来，煤炭行业受去产能以及产能置换相关政策的影响，其固定资产投资持续下降。由于煤矿建设周期通常在4年左右，未来3年新增煤炭产能预计将主要来源于当前在建煤矿的投产和达产。根据能源局全国煤矿生产能力公告，2017年底在建项目新增产能为7.6亿吨，为此，我们预测2018年至2020年约新增煤炭供给6.6亿吨。

　　从产能释放节奏看，我们预计2018年至2020年煤炭每年的新增产量分别为1.2亿吨、1.0亿吨、1.0亿吨，对应产量增速分别为3.4%、2.7%、2.7%。

　　此外，近日相关部门发布通知，对之前的关于支持钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见进行调整，停止执行其中“从2016年起，3年内停止煤炭划定矿区范围审批”条款。煤矿审批的再次重启，长期看有助于提高我国煤炭自主供应能力，为未来先进产能的释放奠定基础。同时，这也表明相关部门支持煤炭行业良性发展，未来煤炭供需关系有望长期处于偏宽松状态。

　　下游需求平稳 供需逐渐转向平衡

　　从需求端来看，我国煤炭以动力煤为主，其中又以电力、钢铁、化工、建材行业占比居多。火电行业方面，根据我们的分析，预计2018年至2020年煤电装机容量分别上升2.6%、2.0%、2.0%，利用小时分别回升1.7%、1.1%、1.4%。假设供电煤耗因为低煤耗大机组占比提升及技术革新，未来3年每年下降0.5%，则对应电力行业煤炭消费量增速为3.0%、2.7%、2.9%。虽然当前粗钢生产、房屋新开工面积增速较好，但受到调整能源结构，减少煤炭消费政策的影响，这将拉低煤炭消费增速。我们预测，2018年至2020年钢铁、建材行业的煤炭消费增速在-1%至1%之间，化工行业消费量不变，同时考虑到港口近期开始再次逐步限制进口劣质煤，进一步缓解煤炭供需平衡关系。因此，今年年内煤炭供需平衡具有较强保障。

　　从对供需关系的分析中，我们预测2018年煤炭新增产量约为1.2亿吨，保守考虑新增产量全部外运，即运力需增长1.2亿吨/年才能与产量匹配。而从外送通道来看，三大横向通道中运力主要集中在大秦、朔黄、唐呼及瓦日线，未来进一步提升运能的可能不大。

　　前期，铁路总公司宣布自今年4月10日实行新的列车运行图，加大大秦、唐呼、瓦日等西煤东运、北煤南运主要货运通道的运输能力，通过增开货运列车220对，其中增开万吨及以上货运列车60列和优化枢纽分工等措施，实现货运列车高效快捷的运输组织，预计全年货运发送量可增运2亿吨。具体来看，我们预测各线路煤炭运力提升情况如下：

　　大秦铁路(601006,股吧)：大秦铁路在2017年完成货运量4.3亿吨，同比增长23.1%，但在高增长的同时，运力再次提升的空间已经不大。2018年大秦线货物运输量目标为4.4亿吨，仅较2017年增加1000万吨，我们预计增量部分全部为煤炭运输。

　　朔黄线：朔黄铁路2017年完成货运量3.0亿吨，创历史新高。其中，煤炭运量约为2.9亿吨，同比增长9.8%。由于已接近设计运能3.5亿吨，预计2018年新增运力为2000万吨。

　　瓦日线：2017年煤炭发运量为2800万吨，2018年初开行万吨大列，在列车运行图调整下有望增开车次，预计增加运力4000万吨左右。

　　唐呼线：预计将成为运力提升最大的外送通道。此次铁路调图最大的变动在于京包线及唐呼线，主要为将部分张集线客车改为京包线运行，为唐呼线万吨货列让路。调图后，唐呼线将开行共20对万吨货列至曹妃甸港，预计增加运力4000万吨左右。

　　以上四通道合计新增运力1.1亿吨/年，与需求相差的1000万吨运力由其余线路通过车皮投放等方式协调补足。由于上述测算的运力距离铁路总公司所述的2亿吨相差较大，测算相对保守，但已经基本无缺口，预计整体上运力无需担忧。

　　由于动力煤需求具有一定的季节性特点，存在一定的对于旺季运力瓶颈再现的担忧。我们认为，一方面，今年铁路运力有所增加，主通道大秦线于4月7日至5月1日趁淡季完成春季检修，预计后续迎峰度夏期间运力有一定保障；另一方面，电厂及港口库存对铁路运力限制可以起到缓冲作用。从目前来看，六大电厂库存虽然目前随着日耗增长有所下降，但仍处于历年较高位置。中长期来看，预计2019年建成通车的蒙西至华中铁路将重构北煤南运的煤炭运输格局，尤其是海进江格局，对华中地区煤炭运力构成有效补充，预计后续建设将基本消除铁路运输瓶颈。

　　此外，除价格方面，中长协电煤铁路运力也将受到优先保障。目前，2018年电煤中长协跨局直达列车开行方案已经公开，在价格及运力的双重保障下，预计实际电煤价实现平稳、温和下行的可能性不小。

　　电煤价格回归绿色区间有望加速

　　整体来看，我们认为煤炭先进产能释放将有效保障年内供需平衡并在未来转向宽松，铁路调图带来外送运力提升与供需相匹配，煤价中枢向绿色区间回归明确。在未出现极端高低温、降水等因素干扰的前提下，我们预计2018年全年秦皇岛5500大卡煤炭均价约为603元/吨，同比下降5.0%左右。

　　短期煤价反弹或有限

　　今年4月以来，随着下游行业生产恢复较为强劲，六大电厂煤炭日耗量处于较高水平，这从粗钢产量和房屋新开工面积增速加快中得到了侧面印证，同时叠加控制劣质进口煤对供需双方实际及更重要的心理预期的影响，近期环渤海动力煤现货价格出现一定幅度的反弹。

　　不过，我们认为当前的短期煤价反弹幅度或有限。从政策上看，今年4月底相关部门透露目前煤炭优质产能释放良好，加之还有产能储备，相关部门对价格稳定较有把握，并已制定多套预案应对煤价的波动。从基本面角度看，当前煤炭增产政策力度持续及4月铁路运力的提升，将使得5月煤炭供给量及进港量出现环比提升。而从需求端角度看，历史上5月煤炭增产的增速一般都较低。同时从水电情况来看，当前较多主要水库水位超出上年水位或持平。因此，若不出现阶段性异常因素，预计短期煤炭价格的反弹幅度将有限。

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　　煤电承担电量支撑+调节性双重角色

　　低碳的约束将制约新建燃煤电厂的大规模建设，而可再生能源能否接力增量需求取决于竞争力。对于电力这个瞬时性的特殊商品，在电力市场形成后，不同时间的价格将会存在巨大差异，因此每个电源的竞争力需要综合考虑单位发电成本与调节能力。目前我国增量需求更多的将由可再生能源提供的大方向已经明确，而《关于提升电力系统调节能力的指导意见》以2030年为目标，预见到了我国电力系统已经呈现并将扩大的新问题，因此提出提升电力系统调节能力，具体看主要分为峰谷满足及调频。

　　展望2018年至2020年，就峰值负荷看，水电增量较少（下一轮投产周期在2021年至2022年），风电由于自身特性，保证度较低，火电对于尖端负荷的支撑重要性进一步加大，部分区域部分时段或将出现硬缺口。就谷值及调频看，风电占比提高，如北方冬季供热期，既要保证供热、又要留出空间让风电上网，煤电的灵活性改造成为唯一的选择，2.2亿KW的改造规模体现出紧迫性。综合来看，小机组参与灵活性改造进行调峰调频服务提供、承担供热功能，而大机组承担基础负荷，对峰值满足起到支撑作用。在新的形势下，存量煤电特别是需求型火电的重要性将日益得到提升。

　　供需形势及煤价下行助力盈利均值回归

　　回顾历史，煤电盈利具有大的周期性，与利用小时周期呈现一定的滞后性。具体来看，2006年至2008年，利用小时呈现下行趋势，而煤价处于快速上行状态；2009年至2011年，利用小时上行趋势，话语权逐步增强，而煤价依旧维持高位；2011年一度出现电力供应紧张，叠加火电盈利困难，相关部门快速上调电价，虽然2012年煤价开始出现大跌，但基于供需紧张，为鼓励新增装机，电价并未快速下降；2012年至2015年电企享受超越正常水平的ROE。2013年至2015年，利用小时呈现下行趋势，2015年体现为过剩，行业话语权减弱，标杆电价下调。尽管2015年开始煤价进入快速上升周期，电价仍未及时联动，2017年行业出现大规模亏损。综合以上分析可以看出，利用小时趋势决定了行业话语权，也是盈利周期波动的前瞻性指标。

　　展望2018年至2020年，利用小时上行趋势已经明确，调节能力需求进一步凸显煤电重要性，行业话语权有望提升，同时叠加煤价下行回归绿色区间长期趋势，煤电行业盈利将向历史均值回归。

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　　大水电来水稳定 防御性突出

　　由于水电享有优先调度权，受宏观经济影响较小，季节性及流域特性导致的来水是影响水电发电量的主要因素。而对于大多数大水电企业，由于其流域范围广，且具备调节能力较强的上游电站及水库，可以在汛期通过水库蓄水，将来水进行重新分配，以丰补欠，甚至可以通过多库联调的方式进一步加强调节能力。因此，来水有较强的保障，电量相对稳定，这是一些小水电站所不能比拟的。

　　水电成本优势突出 永久使用权确保现金流稳定

　　与火电、风电、太阳能等相比，水电的发电成本相对较低，具有天然的成本优势。随着结构性改革取得实质性进展，电力市场供需双方在价格竞争下逐步形成新的平衡，加之市场化改革的不断推进，一定程度上促使全国落后的电力产能逐步退出市场，从而为水电让出更大的市场空间。

　　从资产属性看，水电公司资产以固定资产为主。其中，房屋、建筑物占比75%至85%，机器设备占比10%至20%；平均折旧年限为27年左右，远少于实际寿命（有望达100年以上）。由于资产以房屋、建筑为主，实际运行过程中的维护支出较小。在水电运营过程中，债务逐年减少，每年财务费用的降低将带来业绩的持续小幅增长；而在电站折旧提取完后，由于主要资产仍处于良好状态，全部电费收入都将最大程度体现为利润。此外，与国外水电特许经营相比，我国水电站业主对所属电站拥有永久使用权，因此，水电为国内少有的可提供永续稳定现金流的资产。

　　因此，大水电在电量、电价方面保障程度高，同时成本以固定资产折旧为主，综合来看，现金流具有较强稳定性，具有较好的类债属性，在行业的各类资产中具有突出的防御性，因而具备一定的配置价值。

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　　当前电力供需关系已由近年来的宽松转为偏紧，火电利用小时步入上升周期。同时，政策持续推动煤炭先进产能释放，铁路调图使运力与之匹配，煤价中枢下行回归绿色区间方向明确，多重因素促进火电盈利能力回归，景气度回升，维持板块“强于大市”评级。

　　投资策略方面，建议加大对火电板块配置比例，首选地处需求地的火电公司。港股火电公司性价比最高，全部予以推荐。在A股市场中，重点关注华电国际、国投电力(600886,股吧)、国电电力(600795,股吧)及浙能电力(600023,股吧)。当前政策大力推行金融改革及利率市场化，利率中枢或将下移。大水电消纳无忧，业绩稳定，在利率下行环境下有望受益，当前估值较低，适宜配置，推荐长江电力(600900,股吧)和桂冠电力(600236,股吧)。