火電：一季度迎來業績反彈，火電行業恢復活力

現狀：受電價上調影響，火電一季度業績反彈 2018 年 1-4 月，受年初氣溫較低及實體經濟相對景氣的影響，火電發電量增速較快，火電發電量 1.60 萬億千瓦時，同比增長 7.1%。火電裝機容量 11.0 億千瓦、同比增長 3.7%，增速同比降低 1.2 個百分點。新增火電裝機占新增總裝機的 30%，較上年同期減少 9 個百分點，嚴格控制煤電新增規模政策效果明顯。火電設備平均利用小時 1426 小時，同比提高 69 小時。

2018 年一季度，受到經濟形勢向好及 2017 年下半年上網電價上調等因素影響，一季度火電行業業績明顯改善。火電行業實現收入 1806.01 億元，同比增加 17.13%;歸母凈利潤 73.93 億元，同比提高 49.62%;毛利率 14.84%，同比上升 1.01 個百分點;凈利率 5.5%，同比提升 1.28 個百分點。火電行業恢復活力，優質的現金流帶來分紅率的提升。

收入：裝機容量增長有限，利用小時數仍有較大提升空間

2018 年 1-4 月份全社會累計用電量 21094 億千瓦時，同比增長 9.32%，增速同比提高 2.64 個百分點，用電量增速較快。根據《2018 年能源工作指導意見》指示，我國電力增量需求更多的將由可再生能源提供。但可再生能源目前仍處于發展階段，難以滿足不斷增加的電力需求。因此，目前火電仍然承擔電量支撐的角色。根據我國《電力發展“十三五”規劃》，到 2020 年力爭將煤電裝機控制在 11 億千瓦以內，占比降至約 55%，火電裝機容量增長有限。我們認為火電未來利用小時數會有短期增長，火電行業將恢復活力。

收入：上網電價上調空間有限，成本傳導依靠市場電價

17 年 6 月發改委發布《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，7 月起燃煤機組上網電價由 0.3644 元/度上調至 0.3738 元/度，促進一季度火電行業盈利反彈。 18 年 4 月，國家發改委官網對外發布了《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》，決定分兩批實施降價措施，落實一般工商業電價平均下降 10%的目標要求，進一步優化營商環境。4 月 19 日，第一批一般工商業電價降價措施涉及降價金額 430 億元，可降低一般工商業電價每千瓦時 4.3 分。5 月 16 日，發布第二批降價措施，降幅 2.16 分/千瓦時，至此，累計降幅約 7%。整體來看，本次降低一般工商業用電價格對輕工業企業和商業用戶是利好影響。從宏觀來看，本次降電價加快競爭性電力市場建設，促進電煤價格由市場形成。對用電需求端來說，隨著一般工商業終端用電價格下降，用能成本將會下降，企業效益會相對提高，可能帶動用電量和發電耗煤量增加。對發電側來說，此次新政策追求直接降低銷售電價，發電企業上網電價未做調整，對發電企業的影響是中性的。目前已有 21 個省市發布下調一般工商業電價文件，湖南省一般工商業目錄電價下降 2.7 分/千瓦時，江蘇省一般工商業目錄電價下調 2.29 分/千瓦時，湖北省一般工商業目錄電價下降 2.5 分/千瓦時。此舉措降價成本主要由電網公司承擔，意味著政府已將電網騰出的電價空間讓渡給用電側，而上網電價上調空間由于失去支撐幾乎為零。

我們認為，如未來煤價沒有進一步大幅度提升的可能，上網電價上調可能性很小。

在煤電聯動無法啟動的情況下，電力企業則會通過減小市場化交易電價降幅的方式消化上漲煤價，達到提升營業收入的效果。中電聯《2018 年一季度全國電力市場交易信息簡要分析》指出，2017 年以來，隨著煤炭市場價格波動上升以及發電市場競爭的理性回歸，煤電市場化交易電價呈緩步回升趨勢。2018 年 1 季度，煤電市場化交易平均電價為 0.3307 元/千瓦時，同比回升 5.9%。

成本：一季度煤價大幅下跌，火電虧損有所改善

我國發電機組中約 70%為燃煤機組，發電成本中燃料成本占 70%左右，煤價變化對電價影響較大。2017 年以來，煤價高位震蕩。2018 年以來，先是一季度煤價大幅下跌，4 月 18 日秦皇島 5500 大卡煤價 564 元/噸，較年初的 703 元/噸下降 139 元 /噸，煤價下跌利好火電企業，一季度火電企業業績明顯改善。之后 4 月下旬動力煤價格持續上漲并于 5 月 22 日達到最高價：秦皇島 5500 大卡煤價 652 元/噸。電力股本具備均衡、穩定回報的公共事業屬性，但為穩定我國能源成本，長期出現周期性特征。為了維持電力股本的公共事業屬性，國家將會在之后彌補電力企業的虧損。以煤價為例，在 2017 年煤價上漲之后，7 月國家調高了燃煤機組上網電價以彌補電力企業虧損。

5 月 21 日召開煤電工作會議，出臺“將庫存，壓煤價”的政策，力爭在 6 月 10 號前將 5500 大卡北方港平倉價引導到 570 元/噸，降低電廠成本。隨著三產和居民用電量增加導致用電峰谷差進一步加大，電力供需缺口在七、八月份將進一步拉大，煤炭價格仍有回漲可能。隨著電力市場化改革的推進，煤價回漲向下傳導，市場電價降價幅度將逐步收窄，緩解煤電企業成本壓力。由于火電行業對煤炭價格的高彈性特征，若煤價回歸合理區間，火電行業業績仍會得到改善。

展望：火電行業享受利用小時紅利，業績持續高增長

受宏觀經濟景氣度提升及新興產業用電量增速較快影響，全社會用電量持續較快增長。而非化石能源發電量有限，火電仍是支撐性角色。根據國家出臺的多個促進非化石能源消納的政策，火電裝機容量增長減緩是確定的大方向，要滿足全社會用電量需求主要靠火電平均利用小時數的提升，我們預計，至 2020 年火電平均利用小時數將達到 4680 小時，火電行業享受利用小時紅利業績持續走高，將逐步恢復活力。

風電：棄風情況好轉，行業迎來底部反轉

現狀：利用小時數大幅提高，棄風率持續下降

2018 年前 4 個月風電累計發電量為 1197 億千瓦時，同比增長 29.4%;全國平均利用小時 812 小時，同比增長 150 小時;其中華東和華南地區利用小時數較高，分別為 703 小時和 701 小時。2018 年第一季度全國棄風量為 91 億千瓦時，同比減少 44 億千瓦時。全國平均棄風率為 8.5%，棄風率同比下降 8 個百分點。其中吉林和黑龍江棄風限電嚴重地區形勢明顯好轉，棄風率分別下降 35.5 個百分點以及 27.8 個百分點。

2018 年前 4 月，風電投資下降放緩。全國風電電源基本投資完成額為 94 億元，同比上漲 2.6%。2018 年 4 月 3 日國家能源局發布《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》指出：各地方要簡化分散式風電項目核準流程，建立簡便高效規范的核準管理工作機制，鼓勵試行項目核準承諾制。鼓勵各類企業及個人作為項目單位，在符合土地利用總體規劃的前提下，投資、建設和經營分散式風電項目。在政策發力以及特高壓提供空間的背景下，棄風限電改善或將成為未來幾年的主題，帶動已裝未并網的風電裝機加速并網。

收入：紅色預警 6 省變 3 省，風電裝機情況改善

2018 年前 4 月，全國風電新增裝機 534 萬千瓦，同比增長 21.3%，其中內蒙、新疆、甘肅為累計裝機最多的省份，分別為 2737 萬千瓦、1806 萬千瓦、1282 萬千瓦。截至 2018 年 4 月，累計裝機容量 1.6846 億千瓦，同比增長 10.6%。

由于棄風率下降，2018 年 3 月 5 日能源局發布《2018 年度風電投資檢測預警結果》將甘肅、新疆(含兵團)、吉林為紅色預警區域，內蒙古、黑龍江為橙色預警區域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陜西北部榆林市以及河北省張家口市和承德市按照橙色預警管理。其他省(區、市)和地區為綠色預警區域。其中，內蒙古和黑龍江從紅色預警變成橙色預警，寧夏從紅色預警變成綠色預警。投資預警放松意味著內蒙古、黑龍江以及寧夏三個省納入年度實施的方案項目可以繼續核準建設，我們預計 2018 年下半年風電裝機容量將持續回升。