核心觀點：

煤價從2016年下半年開啟上漲趨勢，吞噬火電企業利潤：2017年以來煤價有所回落，但不改上漲趨勢，價格仍處在高位：秦皇島港山西優混(Q5500K)今年年初以來最高漲幅為18.6%(最高為722元/噸)，大同優混(Q5800K)最高漲幅為17.6%(最高為747元/噸)，山西大混(Q5000K)最高漲幅為16.7%(最高為631元/噸)，普通混煤(Q4500K)最高漲幅為16.9%(最高為582元/噸)

煤價高企，火電企業凈利潤同比增速下滑嚴重：截止2017年9月30日，A股主要火電公司凈利潤同比增速均為負值，剔除大唐發電(大唐發電去年同比剝離煤化工業務導致巨虧)，其中華電國際凈利潤同比減少106.38%，皖能電力同比下降86.99%，華能國際同比下降74.3%，國電電力同比下降49.8%，內蒙華電同比下降11.02%，建投能源同比下降85.54%。

2017年三季報顯示火電行業ROE(加權)(主要火電公司)平均值為3.15%，年化為4.2%，已降至階段性低點：其中大唐發電三季度ROE(加權)為4.69%，華電國際為-0.57%,華能國際為3.93%，建投能源為2.14%，內蒙華電為4.62%等。火電行業虧損面進一步擴大。

電力及公用事業指數跑輸大盤7.72%，火電跌幅為4.11%：2017年年初至今，中信電力及公用事業指數(ci005004.wi)漲幅為1.43%，同期上證綜指漲幅為9.15%，滬深300指數漲幅為21.48%，跑輸大盤7.72%，跑輸滬深300指數為20.05%。其中火電指數跌幅為4.11%，水電指數漲幅為18.15%

2018年啟動煤電聯動是大概率事件，預計每千瓦時上調電價3分左右：目前來看，煤炭價格處於高位，根據目前的煤炭價格走勢，年底很有可能促發煤電聯動。按現行聯動公式計算，若2018年初啟動煤電聯動，則在2014年1月1日電價基礎上應該上調1.6分/千瓦時左右，由於2016年1月前下調3分，2017年7月1日上調1分左右，我們預計2018年每千瓦時上調的電價在3.0分/千瓦時。

電價上調將顯著改善火電行業業績：按照每千瓦時上調3分測算，根據2017年三季報數據，華電國際利潤增幅在838%，華能國際181%，大唐發電123%，內蒙華電107%，國電電力108%等。

重點推薦火電龍頭：五大發電龍頭華能國際、華電國際、大唐發電、國電電力、內蒙華電，區域火電龍頭浙能電力、皖能電力

風險提示：煤炭價格惡性上漲，煤電聯動政策不及預期

（文章來源：長城證券 ）

1. 煤價高企拖累火電盈利

1.1 電力及公用事業指數跑輸大盤7.72%，火電跌幅為4.11%，水電漲幅為18.15%

2017年年初至今，中信電力及公用事業指數(ci005004.wi)漲幅為1.43%，同期上證綜指漲幅為9.15%，滬深300指數漲幅為21.48%，跑輸大盤7.72%，跑輸滬深300指數為20.05%。其中火電指數跌幅為4.11%，水電指數漲幅為18.15%，

從各行業漲跌幅來看，電力公用事業行業整體漲幅為1.41%，位於各行業第15名。

2. 大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損，發電行業效益大幅下滑

煤價從2016年下半年開啟上漲趨勢，吞噬火電企業利潤：受煤炭供給側改革，去產能的影響，煤價從2016年下半年開始一路上漲，截止2016年年底，秦皇島港山西優混(Q5500k)煤價最高上漲至733元，上漲幅度為89.9%，大同優混(Q5800K)上漲幅度為84%(最高為767元/噸)，山西大混(Q5500K)最高漲幅為91%(最高為662元/噸。)，普通混煤(Q4500K)最大漲幅為90%(最高為610元/噸)。

2017年以來煤價有所回落，但不改上漲趨勢，價格仍處在高位：秦皇島港山西優混(Q5500K)今年年初以來最高漲幅為18.6%(最高為722元/噸)，大同優混(Q5800K)最高漲幅為17.6%(最高為747元/噸)，山西大混(Q5000K)最高漲幅為16.7%(最高為631元/噸)，普通混煤(Q4500K)最高漲幅為16.9%(最高為582元/噸)。

煤價高企，主要火電企業凈利潤同比增速下滑嚴重：截止2017年9月30日，A股主要火電公司凈利潤同比增速均為負值，剔除大唐發電(大唐發電去年同比剝離煤化工業務導致巨虧)，其中華電國際凈利潤同比減少106.38%，皖能電力同比下降86.99%，華能國際同比下降74.3%，國電電力同比下降49.8%，內蒙華電同比下降11.02%，建投能源同比下降85.54%。

煤炭供應平衡偏緊，多重困難矛盾交織疊加，發電企業尤其是煤電企業持續虧損：電煤價格維持高位運行。截止9月底，今年已發布的37期環渤海煤價指數中，共有35期超過570元/噸的「綠色區間」上限，港口5500大卡動力煤現貨價格絕大多數時間處於600元/噸以上的「紅色區間」運行，大體測算，全國煤電行業電煤採購成本同比提高2000億元左右。此外，市場化交易電價下降以及可再生能源補貼支付嚴重滯後也加劇了發電企業經營困境。多方面因素導致發電企業成本快速上漲且難以向外疏導，大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損，發電行業效益大幅下滑。

2.1 2017年三季度中信火電行業業績增速下滑48.01%

2017年三季報顯示火電行業ROE(加權)(主要火電公司)平均值為3.15%，年化收益率為4.2%，已降至階段性低點：2016年R0E為8.06%，2015年為13.28%，2014年為14.09%，2013年為15.06%，2012年為10.48%，2011年為5.35%，2010年為7.03%。

2017年三季度中信火電行業凈利潤同比增速為-48.01%：中信火電行業2017年三季度實現凈利潤為204億元，同比下降48.01%，營業總收入同比增長13.08%為4498億元。銷售毛利率為14.48%,同比下降12.17個百分點。銷售費用率為0.17%，同比下降19%，管理費用2.44%，同比下降22.5%，財務費用為6.71%，同比下降12.3%

2017年三季報顯示中信火電行業資產負債率為67.13%：A股主要火電公司大唐發電資產率為74.16%，華能國際75.55%，華電國際73.94%，內蒙華電64.55%等。

2.2 火電量價齊升有助火電行業業績復甦

2.2.1 2017年三季度火電發電量同比增長6.3%，利用小時提高46.7小時

電力消費呈現出新常態特徵。隨著我國經濟發展步入新常態，用電增長總體放緩。2012年以來，全社會用電量增長水平總體遠低於改革開放以來的增長水平，其中2015年僅增長1%。但2017年以來，宏觀經濟穩中向好態勢持續發展，加上夏季出現持續高溫天氣等因素，前三季度全社會用電量同比增長6.9%，增速同比提高2.4個百分點，其中，三季度在高溫天氣影響下，用電量增速達到7.8%。

在電力消費需求較快增長、水電欠發等因素拉動下，前三季度火電發電量及利用小時均得到顯著改善。全國規模以上電廠火電發電量同比增長6.3%。火電設備平均利用小時3117小時，同比提高46小時，其中，煤電3197小時、同比提高46.7小時。

火電發電量實現同比增長6.3%,助力火電板塊2017年三季度實現營收4498億元，同比增長13.08%:由於煤炭價格處於高位壓力導致營業成本居高，2017年三季度火電行業實現歸母凈利潤增速同比下滑48.01%，由於三季度單季火電發電量表現優異及電價上調，三季度火電業績環比降幅(降幅48.01%)較上半年(降幅為65.38%)顯著收窄，環比降幅減少17.37個百分點。

2.2.2 2017年三季度火電行業營收同比增長13.08%，主要受益於電價上調，明年進一步提高煤電上網電價是大概率事件

2017年7月1日，全國25個地區上調了燃煤發電標杆電價，全國平均上調額度為1.105分/千瓦時。今年6月16日，國家發改委印發《關於取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》(發改價格[2017]1152號)，擬自2017年7月1日起，取消向發電企業徵收的工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金徵收標準各降低25%，騰出的電價空間用於提高燃煤電廠標杆上網電價，緩解燃煤發電企業經營困難。

此次變相提高的燃煤電廠標杆電價，是年初煤電聯動理論值0.18分/度的7.1倍：2017年1月4日國家發展改革委相關負責人稱，今年全國煤電標杆上網電價將不作調整。根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標杆上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢，我們認為，煤電聯動機制自頒布以來雖經過四次完善但其調價機制仍然難以滿足燃煤電廠的實際需求，其調價幅度也對市場影響有限。2017年Q1燃煤電廠的大面積虧損以及今年4月寧夏七大電企聯合上書請求降煤價等事件的陸續發生，反映了現行煤電聯動機制的不合理性。而本次變相調價可看作是煤電聯動機制的一項有力補充，同時也是對煤電聯動機制進一步完善的一次有益嘗試。

進一步提高煤電上網電價是大概率事件：這次提高煤電標杆上網電價可以理解為在煤炭價格高企與市場電「量高價低」的「雙重擠壓」下，國家對電力價格構成的一次微調。煤炭價格高企已經有一段時間了，而按照最先設定的煤電聯動公式，發電環節要提高效率消化部分上漲壓力，並最終傳導至用電環節，此次均未涉及，且發電環節進一步「挖潛」需要等待燃煤發電技術大幅進步的「窗口期」，故此次只是電價結構的內部環節調整，另參照當前某一大型央企煤電平台的數據來看，虧損面仍然在進一步擴大，我們認為2018年年初提高煤電上網電價是大概率事件。

3. 預計2017年全年全社會用電量同比增長6.5%

預計四季度全社會用電量保持平穩增長，全年全社會用電量同比增長6.5%左右，超過2016年增長水平，其中，三季度氣溫因素拉高全年增速接近1個百分點。

預計四季度全國電力供需總體寬鬆，部分地區相對富餘，個別地區燃料保供壓力較大;預計全年全國火電設備利用小時4200小時左右。若後續電煤價格不能實現有效回落，則煤電企業經營形勢難以有效改觀，發電企業生產經營將繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

4. 2018年啟動煤電聯動是大概率事件

4.1 火電行業現狀：

由於煤價上漲，上半年大部分發電集團火電板塊持續整體虧損，發電行業效益大幅下滑。三季度煤價更是一度創下年內新高，儘管目前在政策調控下，煤價有所下滑並趨穩，但仍難大幅下跌，四季度煤價或繼續在高位震蕩，這也就意味著電企今年的業績都不容樂觀。因此，業內認為煤電聯動在年底啟動的概率較大，電企因成本高企而造成的虧損需要通過上調電價來調整，並以此來緩解煤電矛盾。

4.2 從2004年以來的燃煤發電上網電價調整情況：

自2004年煤電聯動機制提出至今，電價上調了6次，下調了4次，幅度大約在每千瓦時3分以內。

煤電聯動的由來：煤電聯動政策始於2004年年底。當時國家規定，以不少於6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%,便將相應調整電價。

煤電聯動的歷史追述：

第一次煤電聯動在2005年的5月,當時銷售電價上調了0.0252元。而隨後2005年11月份雖然再次滿足了聯動條件,但卻並未有所動作。

煤電聯動時隔一年之後，第二輪煤電價格聯動終於在5月1日開始實施。按照國家發改委5月1日公布的煤電價格聯動實施方案，全國銷售電價從5月1日起平均每度提高2.52分錢，旨在解決2004年6月以來煤炭價格上漲、部分電廠經營虧損以及取消超發電價等對電價的影響，這也超出了此前業界預測的每度漲1分或者1.6分的提價幅度。

2008年又連續實施了第3次和第4次煤電價格聯動。但2008年考慮CPI上漲、宏觀經濟調控等因素，煤電聯動政策在實施過程中存在聯動不及時和聯動幅度不到位，致使電力企業出現經營困難、電力供應一度不足的局面，煤電聯動政策亟待完善。

2015年12月，發改委印發《關於完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(發改價格[2015]3169號)，規定以2014年平均電煤價格為基準煤價，原則上以與2014年電煤價格對應的上網電價為基準電價，以年度為單位，參考發布的中國電煤價格指數，波動大於30元時觸發測算公式，在符合條件下以2014年的電價為基準，對上網電價和銷售電價進行區間聯動調整。

國家發改委表示，本期全國電煤價格指數平均為每噸347.5元，中國電力企業聯合會公布的年度燃煤電廠供電標準煤耗為每千瓦時319克。根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標杆上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。由於聯動機制規定，標杆上網電價調整水平不足每千瓦時0.20分錢時，當年不調整，調價金額納入下一周期累計計算。據此，2017年1月1日全國煤電標杆上網電價將不作調整。

燃煤機組標杆上網電價與煤價聯動計算公式：

4.3 假設2018年啟動煤電聯動，預計每千瓦時上調電價3分左右

目前來看，煤炭價格處於高位，根據目前的煤炭價格走勢，年底很有可能促發煤電聯動。按現行聯動公式計算，若2018年初啟動煤電聯動，則在2014年1月1日電價基礎上應該上調1.6分/千瓦時左右，由於2016年1月前下調3分，2017年7月1日上調1分左右，我們預計2018年每千瓦時上調的電價在3.0分/千瓦時。

電價上調有望顯著改善火電行業業績：按照每千瓦時上調3分測算，根據2017年三季報數據，華電國際利潤增幅在838%，華能國際181%，大唐發電123%，內蒙華電107%，國電電力108%等。

5. 重點火電公司估值表

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