中国火电行业分析报告版Word文件下载.docx
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截至2017年4月底分类发电装机占比9
图表7：
2017年1-4月火电新增装机同比大幅减少9
图表8：
分类发电量月度累计同比增速（单位：
%）9
图表9：
近年来1-4月分类发电利用小时数（单位：
小时）10
图表10：
神混（5500）月度长协价走势14
图表11：
秦皇岛（Q5500）动力煤月度均价走势14
图表12：
秦皇岛港煤炭库存情况（万吨）15
图表13：
六大电厂库存情况（万吨）15
图表14：
广东省2017年2月-6月电力直接交易情况17
图表15：
国家电网公司经营区域内平均到户销售电价构成（2010年）18
图表16：
2011-2012年地产调控和火电龙头表现（单位：
%、元/股）24
图表17：
2016年下半年以来地产调控与火电股表现（单位：
%）24
图表18：
火电板块毛利率、净利润率变动情况25
图表19：
火电板块归母净利润变动情况26
图表20：
美股电力板块净利润率变动情况26
图表21：
美股电力板块归母净利润变动情况27
表格1：
2017年1-4月用电结构增速贡献6
表格2：
五大主要火电上市平台预计2017年新增煤电机组同比压减10
表格3：
火电排污许可相关政策11
表格4：
发改委持续督促煤价回归合理区间13
表格5：
表格6：
：
当前电价结构调整对火电行业盈利影响性测算（单位：
亿元）21
表格7：
当前各地电价中包含的部分政府性基金情况（分/千瓦时）21
1、用电增速回暖火电利用效率持续提升
1.1、用电增速回暖火电发电量增速好于预期
2017年1-4月全社会用电量同比大幅回暖，第二产业对用电增速贡献最大。
2017年1-4月，全国全社会用电量约19309亿千瓦时，同比增长6.7%，用电增速同比2016年同期增加3.8个百分点，环比2017年1-3月累计用电增速减少
0.2个百分点。
分产业来看，第一、二、三产业和居民生活累计用电量同比增速分别为6.7%、6.9%、8.9%和-1.1%，较2016年同期分别增加-2.44、6.71、-1.15和
5.9个百分点。
其中第二产业用电对全社会用电增长贡献度高达71.9%。
第一、第三产业及居民用电贡献度分别为1.5%、18.5%、8.1%。
近年来1-4月全国全社会用电增速
第二产业用电增速大幅回升
2017年1-4月用电结构增速贡献
从各个省份情况来看，全国各省份用电量均实现正增长。
1-4月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速超过全国平均水平
（6.7%）的省份有13个，依次为：
西藏（23.1%）、宁夏（13.6%）、新疆（12.9%）、贵州（12.5%）、山西（12.4%）、内蒙古（11.9%）、青海（11.8%）、陕西（11.1%）、甘肃（9.0%）、江西（8.6%）、山东（8.5%）、云南（8.0%）和福建（6.9%）。
%）
用电持续回暖叠加水电出力回归正常，火电发电量增速大幅回升。
1-4月全国规模以上电厂发电量19382亿千瓦时，同比增长6.6%，增速比上年同期提高5.7个百分点。
其中水电发电量2684亿千瓦时，同比下降4.5％，主要是由于去年来水异常导致基数较高所致，但实际从历史来看今年来水情况并不差（今年1-4月份水电利用小时数较过去十年平均值高5%）。
受益于下游用电需求回暖，1-4月全国规模以上电厂火电发电量14903亿千瓦时，同比增长7.2％，增速比上年同期提高10.4个百分点，火电发电增速大幅回升。
1-4月各类电源累计发电量（亿千瓦时）
1-4月各类电源发电量累计同比（%）
1.2、新增装机大幅减少火电发电效率显著提升
截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.1亿千瓦，较上年同期增长7.6%，增速比上年回落4.3个百分点。
其中，水电装机容量2.9亿千瓦，同比增长4.37%；
火电10.6亿千瓦，同比增长4.88%；
核电3473万千瓦，同比增长
23.44%；
并网风电1.5亿千瓦，同比增长12.8%。
1-4月份，全国基建新增发电生产能力2982万千瓦，比上年同期少投产570
万千瓦。
其中，水电376万千瓦、火电1169万千瓦、核电109万千瓦、风电441
万千瓦，水电和风电分别比上年同期多投产172和90万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产1023和109万千瓦。
火电装机投产较上年同期显著减少，显示
16年底国家相关部门要求火电建设“急刹车”的有关政策已发挥一定作用。
水电新增装机超过16年同期，但是我们也应注意到当前水电建设高峰期已经逐渐过去，未来5年水电新增装机投产将显著减少。
火电建设踩下刹车，水电建设高峰期逐步退潮，未来电力装机增速总体可控，火电过剩局面有望缓解。
截至2017年4月底分类发电装机占比
2017年1-4月火电新增装机同比大幅减少
发电量大增共振新增装机减少，火电利用小时持续改善。
1-4月全国规模以
上电厂发电量同比增长6.6%，截至4月底发电设备装机容量较上年同期增长7.6%，
1-4月全国发电设备平均利用小时约1179小时，与上年同期基本持平。
其中，
1-4月全国火电设备平均利用小时1357小时，同比增加35小时，火电行业发电量增速近年来首次超过装机增速推动利用小时数增加，我们预计供给侧改革政策出台后这种局面有望持续，火电利用小时将会持续改善。
小时）
五大发电集团今年火电投产规划同比压减，全年火电新增装机容量预计明显
减少。
我们统计了部分五大发电集团旗下上市公司的2017年新增煤电机组投产
计划，大唐发电、国电电力、华能国际和华电国际等五大发电集团的火电上市平台预计新增投产煤电发电容量分别为101、140、147、132万kW，合计为520万kW，相较2016年合计678万kw同比减少23.3%。
五大主要火电上市平台预计2017年新增煤电机组同比压减
1.3、排污许可、发电许可大核查为供给侧改革铺路
国务院提排污许可制，火电、造纸首当其冲成为排污许可管理重点领域。
国
务院于16年底发布《控制污染物排放许可制实施方案》，正式要求实施污染物排
放许可制。
文件指出，要率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证，2017年完成《大气污染防治行动计划》和《水污染防治行动计划》重点行业及产能过剩行业企业排污许可证核发，2020年全国基本完成排污许可证核发。
火电、造纸成为排污许可管理的首要领域，主要是基于环境污染和产能过剩两方面的考虑。
环保部明确火电排污许可发放范围以及时间表，6月30日为排污许可核发大限。
2016年12月，环境保护部落实《控制污染物排放许可制实施方案》要求，印发《关于开展火电、造纸行业和京津冀试点城市高架源排污许可管理工作的通知》，为首批启动火电、造纸行业排污许可证管理明确了工作任务和具体安排。
通知中指出，火电行业排污许可证发放范围为执行《火电厂大气污染物排放标准》
（GB13223）的火电机组所在企业，以及有自备电厂的企业；
要在17年6月30日
前完成火电行业许可证核发工作，17年下半年要对火电行业排污开展集中监管
执法。
火电排污许可相关政策
能源局推进发电许可监督管理，截止今年3月底取得许可煤电装机占比为
89.4%。
16年12月，能源局发布《关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》，要求加强对发电许可管理，严查无证发电。
17年3月，国家能源局资质管理中心对并网燃煤发电机组的许可情况进行了摸底调查。
结果显示，已取得许可的燃煤机组容量占全国煤电总装机容量的89.4%。
已取得许可的公用燃煤机组容量占全国公用煤电装机容量的94.3%。
能源局积极推动电力许可核查，6月30日前未取得发电许可机组不得上网。
今年5月，在国家能源局近日发布的《2016年燃煤发电项目执行电力业务许可证情况专项监督报告》中，针对未提出许可申请、未取得核准手续、涉嫌不符合产业政策、核准手续不齐全、不规范、未按核准要求建设、未完成环保验收以及“上大压小”未按期关停小火电机组等问题，发现共计23家企业存在问题。
按照要求，电力业务许可工作的重点为严格许可制度、查处无证经营行为。
对无证发电机组进行严肃处理，在2017年6月30日前仍未取得电力业务许可的机组不得发
电上网。
对超设计寿命发电机组加强许可监管，进一步淘汰落后产能。
排污许可证+发电许可证大核查，为火电供给侧改革铺路。
当前的火电行业存在两大特点：
大气污染排放、产能严重过剩。
落后小火电污染严重，17年又是“大气十条”的考核年，各项环保政策不断趋紧，政府主动淘汰落后火电机组、提升煤电清洁程度的动力较强。
本次对火电行业进行排污许可的核发，以及开展发电许可核查，可以解读为政府对火电行业的全面摸查，为火电供给侧改革铺路。
未来不排除政府借助排污许可管理的机制，推动淘汰高污染的落后火电机组，加速火电供给侧改革。
同时，占比10.6%未取得许可的燃煤机组容量如未完成限期整改并被限制发电上网，也将有效提升存量煤电的发电效率。
2、煤价呈趋势性下跌火电盈利有望好转
2.1、发改委督导煤价回归合理电煤价格开始加速下跌
发改委积极推动煤炭长协落地，持续督导煤价回归合理区间。
2016年11月
由发改委牵头，引导神华集团、中煤等煤炭龙头与五大发电集团签订中长期合同。
16年12月，发改委发布《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》，推动中长期合同落实。
17年4月，发改委继发布《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》后，进一步表示重点发电企业煤电板块已出现全面亏损，五大发电集团一季度亏损加剧，要求增加煤炭有效供应，督促煤电签订和履行电煤中长期合同，促使煤炭价格尽快回归合理区间，以减轻煤电企业经营困难。
发改委持续督促煤价回归合理区间
两大煤炭央企龙头均下调5月月度长协煤价，6月长协煤价大幅下调。
神华集团5月份5500大卡月度长协价下调14元/吨至630元/吨，现货降至650元/吨，较4月17日回调15元。
中煤能源5月动力煤月度长协下调幅度达15元/吨。
截至目前，神华集团6月份长协价已经披露，神华集团5500大卡月度长协价为570元/吨，大幅下调60元；
年度长协定价为558元/吨，下调21元。
煤炭龙头企业持续主动下调价格，神混5500大卡煤价已回归到发改委所确定的煤价合理区间值500~570元/吨以内。
环渤海动力煤价格指数连续下跌，煤电企业燃料成本压力二季度有望减轻。
截至5月24日，环渤海动力煤价格指数报收于580元/吨，较前一周减少13元/吨，已连续9周下跌且下行幅度逐渐扩大。
我们认为近期两大央企主动降价，叠加国家发改委连续释放降价信号，将助推市场价继续向下回归，煤电企业燃料成本压力将得到有效缓解。
目前六大电厂存煤库存最新的可用天数为20天，预计4月以来电煤价格的下行将于5月起在报表中体现出燃料成本的下降。
煤电企业的燃料成本压力在二季度有望明显得到减轻。
神混（5500）月度长协价走势
秦皇岛（Q5500）动力煤月度均价走势
2.2、煤炭产量加速回升有效产能正逐步释放
一季度煤炭短期上涨因素消失，夏季补库存需求已经部分提前完成。
今年一季度煤价上涨过快的根本原因在于火电发电量超预期，两会期间煤炭限产和进口受限导致供应较为紧张所致。
今年一季度以来，电力需求持续回暖，火电1-3月份发电量同比增长7.4%。
一季度火电发电量超预期带来电煤供应紧张，推动煤价短期上行。
随着采暖季结束，煤炭需求环比回落。
另外每年夏季为传统用电高峰期，电企入夏前存在补库存需求，一般而言会推动煤价上升。
今年由于京津冀环保加压，政府对煤炭露天堆放整治力度加强，为降低仓储成本部分煤企选择向下游电企压货，电企被动提前完成补库存，因而入夏用电高峰对煤价的提振作用有限。
综合来看，短期内不存在较大可推动煤价上涨的因素。
秦皇岛港煤炭库存情况（万吨）
六大电厂库存情况（万吨）
长期看煤炭生产正逐步放开，新增产能建设消除煤价长期上涨动力。
总体而言，17年规划煤炭去产能1.5亿吨，较上年去产能目标已经大幅缩减。
同时供暖季结束后，276限产政策并未全面铺开，部分地区、企业已取消276限产，煤炭供应量有所提升。
全国1-4月份共实现原煤产量11.1亿吨，同比增长2.5％；
其中4月份实现原煤产量2.9亿吨，同比增长9.9％。
陕西省1-4月累计生产原煤14438.3万吨，同比上升30.44%，其中4月单月同比增长59.5%；
山西省累计生产原煤26794.6万吨，同比增长1.6%，其中4月单月同比增长24%。
17年4月份，发改委核准4000万吨的产能置换煤矿，主要集中于陕北和内蒙地区，且全部为动力煤矿井。
该部分产能正在建设中，预计最快在9月份左右部分新建矿井将会投产，有助于改善去产能带来的供应紧张。
我们预计17年煤炭供给侧改革将会继续推进，但煤炭供应高度紧张的格局难以持续，长期看煤炭生产正逐步放开，煤价有望继续回归。
3、市场交易电价回升电价结构调整利好火电
3.1、市场交易制度优化火电交易电价大幅反弹
电改推进电力市场化交易规模不断扩大，发电企业大幅让利不可持续。
本轮
电改启动以来，作为电改重头戏的电力市场化交易积极推进，据披露16年全社
会用电量的20%左右是通过市场交易完成的。
一般而言市场电电价较计划电均有较大折扣，纵观16年电力市场化交易的过程，主要体现为发电企业的单方面持续大幅让利。
但是这种单方面让利行为难以持续，火电企业本身盈利难以保障，当前的电力市场化交易机制难言合理，亟待改进。
广东电力交易机制不断完善，电力交易正日趋理性，市场电价逐步回升。
下面我们以电改大省广东为例，介绍电力市场化交易开展情况。
广东省今年1月发布《广东电力市场交易基本规则（试行）》，改变电力市场交易规则，正式启用统一出清方式代替价差返还出清机制。
政策制定初衷是为了抑制供需双方的博弈，希望统一边际价格尽可能地反映真实的供需情况和商品价值。
但是事与愿违，广东省2月、3月电力直接交易统一出清价差分别达到-145.5、-189.45厘/千瓦时，这主要是由于发电侧报价发生踩踏，为保证发电量竞相报出低价。
随后在广东电力交易中心发布的《关于开展2017年4月份集中竞争交易的通知》中，针对交易机制进一步做出调整：
1）将供需比由2月的2.16:
1下调至
1.5:
1；
2）将发电侧最低申报价差由-500厘/千瓦时提升至-450厘/千瓦时；
3）将需求侧单段申报电量下限从100千瓦时调高至400万千瓦时，且低于该值的申报电量不作为统一出清价差计算依据，该调整抬升了发电侧的报价曲线。
调整后效果明显，随后的4月、5月、6月统一出清价差出现回落，分别为-101.50、
-45和-48.15厘/千瓦时。
总体来看，供需双方更加平衡，抑制了价格踩踏，发电侧报价日趋理性。
电力市场化交易作为新生事物，诞生初期交易机制不够完备，供需双方激烈博弈，出现价格踩踏在所难免。
随着交易机制成熟，供需双方趋于平衡，交易主体趋于理性，市场化交易电价回归合理区间是大概率事件。
广东省2017年2月-6月电力直接交易情况
3.2、电价结构不断优化利好上游火电
平均到户销售电价由上网电价（电网公司购电单价）、输配电价、电网损耗
和政府性基金及附加四个部分组成。
其中上网电价系电网公司向发电企业采购的
电价，输配电价为电网公司所赚取的度电收入。
由国家电网代收的政府性基金及附加主要包括可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、地方水库移民后期扶持资金、农网还贷资金、城市公用事业附加费等，由电网公司代收后直接上缴财政部门。
国家电网公司经营区域内平均到户销售电价构成（2010年）
5月17日国务院常会会议提出调整电价结构。
17年5月17日的国务院常务会议上，李克强总理提出：
将“推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格。
扩大发电企业和用户直接交易规模。
调整电价结构，通过取消工业企业结构调整专项资金、降低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、适当降低脱硫脱硝电价等措施，减轻企业用电负担。
”
政府层面让利，利好电力行业上下游。
国务院层面提出进一步理清电价结构，主要包括如下四个方面：
1）推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格；
2）取消工业企业结构调整专项资金；
3）降低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；
4）适当降低脱硫脱硝电价等措施。
上述措施属于政府让利，总体而言有利于提高火电上网电价，同时适度降低下游企业用电成本，带动用电量增加。
火电企业的销售电量和电价均有望获得提升。
1）降低输配电价格，让利上游火电和下游用户。
新电改以来输配电价改革推进速度不断加快，发改委先后已经核准了两批输配电价格方案，截至目前其余省份正在上报方案，预计将于年内得到核准。
从已经得到核准的省份来看，输配
电价普遍下降1-2分/千万时，剩下省份输配电价下降空间预计幅度与此相近。
度电1-2分钱下调所带来的电网让利将由上游发电企业和下游用户分享。
2）取消产业结构调整基金，火电上网电价直接提升1分/千瓦时，且不影响下游用电成本。
自2016年1月1日起，燃煤发电机组上网电价下调约3分/度，其中约1分/度（各地征收标准存在差异）用于成立工业企业结构调整基金（按照燃煤和可再生能源发电机组上网电量、燃煤自备电厂自发用电量征收），用以支持钢铁、煤炭产业供给侧改革的需要。
由于煤炭钢铁行业盈利大幅度回升，此项基金将返还燃煤发电企业。
此次国务院常委会提出取消此项专项资金，火电上网电价将直接提升1分/千瓦时，同时并不提升终端用电成本。
3）降低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，我们判断火电企业有望分享让利。
重大水利工程建设基金是国家为支持南水北调工程建设、解决三峡工程后续问题以及加强中西部地区重大水利工程建设而设立的政府性基金，向各地全社会用电户度电征收0.7、0.9分不等。
同时为妥善解决水库移民生产生活困难，促进库区和移民安置区经济社会可持续发展，维护农村社会稳定，经国务院批准，2006~2026年期间向全部销售电量（扣除农业生产用电）征收0.35~0.83分/度不等的水库移民后期扶持基金。
此次降低上述两项政府性基金收取标准，将会降低全社会用电成本，促进用电量增加，我们预计发电企业有望通过提升标杆电价方式分享部分政府让利。
4）适当降低脱硫脱硝电价并不等于“完全取消”，否则将会加重煤电亏损，不利于大气污染防治。
当前全国大多数省份，脱硫、脱硝电价分别为1.5、1分/千瓦时。
当前火电行业大范围亏损，大幅降低脱硫脱硝电价并不现实；
如果直接取消环保电价，不排除部分盈利较弱的电企停运环保装置节省成本，这与当前大气污染防治的大方向完全背道而驰。
环保电价下调损失有可能由环保企业承担。
我们认为，在当前煤电企业盈利欠佳的背景下，将环保电价转移给标杆电价，环保企业承担环保电价下调损失的可能性较大，对于火电不宜过度悲观。
当前环保电价标准制定较早，近年来随着脱硫脱硝成本不断下降，环保企业相关业务毛利率较高。
据不完全统计，当前脱硫脱硝第三方运营的毛利率高达45%，净利率达到20%，确实存在压缩空间，而且
未来第三方运营较差的企业有望被淘汰，向优质企业集中在环保环节提升效率。
针对尚未建成的脱硫脱硝项目，预计火电企业将加强对EPC供应商议价能力，转移成本压力。
针对已经投运的脱硫脱硝项目，部分BOT项目在合同中即已规定了调价条款，即当脱硫脱硝电价调整时，双方将重新商议调整项目定价。
因而对于投运的脱硫脱硝项目，火电企业也存在转移成本压力的可能。
我们对于上述政策进行了弹性测算，其中工业结构调整基金按照各企业分省进行加总，最终按照16年较高的利润基数进行弹性计算。
如考虑取消工业企业结构调整专项资金，并假设适当降低脱硫脱硝电价各1厘/度，对比2016年扣非后归母净利润，对火电企业整体弹性影响约为15%左右（详见表1测算）。
其中由于华电国际机组多分布在山东地区，当地的工业企业结构调整专项资金相对较高，为度电1.39分，经测算对华电国际业绩影响相对较高，约为34%。
亿元）
电价中包含的其他政府性基金仍然存在下调空间，火电行业未来有望更加受益。
据不完全统计，当前各地电价中包含的主要政府性基金有农网还贷基金、可再生能源基金、城市公用附加费、水库移民基金和重大水利工程建设基金。
本次国务院宣布降低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，火电行业可以争取分享这部分让利。
未来农网还贷、可再生能源以及城市公用附加费方面也存在下调空间。
李克强总理在今年政府工作报告中明确指出，要取消城市公用事业附加等基金，这里就包括电价中的城市公用事业附加费。
当前各地电价中包含的部分政府性基金情况（分/千瓦时）
4、从地产调控周期来看火电板块机会将至
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