2018年下半年电力行业投资分析报告.pptx

2018年下半年电力行业投资分析报告,2018年6月27日,发电,输电,售电,五大电力集团：,华能、华电、国电、大唐、国电投四小豪门：华润、国华、国投、中广核其他地方性电力公司：浙能、深能、京能等主要水电上市公司：长江电力、川投能源,全国性输电公司：国家电网南方电网,配电、售电环节主要以地方能源企业为主,电力行业产业链 电力行业上市公司主要以发电业务为主。,用户,上网电价,配电输配电价,销售电价,电力行业逻辑框架,城乡居民（13.99%）,四大行业（28.91%）,非高耗能制造业（22.86%）电力燃气（13.34%）,电力需求,利用小时电力供给,其他（20.90%）装机容量,发电量,主要受政策影响,上网电量,电价X,煤价X发电煤耗,宏观经济GDP等电力供需形势城乡居民用电人均用电量工业结构调整,煤炭市场供需进口受国际煤炭市场影响,燃料成本,售电收入,点火价差,决定边际利润,供给侧改革，用电需求趋稳 从2013年开始伴随中国经济进入新常态，开启供给侧改革，电力需求未来将趋于平稳,14.2%,9.7%,4万亿投资9.4%,10.6%,9.5%稳增长,7.9%,稳增长,三期叠加,7.8%,7.3%,新常态,供给侧改革,6.9%,6.7%,6.9%,420,86,1210,1614,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,全社会用电量增速（%）,GDP不变价增速（%）,经济结构转型的新增长动力伴随经济结构转型，传统钢铁、有色、建材等传统高耗能制造业占比下滑；以高铁、半导体、新能源汽车为主的电子设备、交运、医药等高端制造业发展迅速三产中，以大数据、云计算等代表的计算机服务、软件等服务业快速发展,长期看新动能持续优化电力消费结构,32% 32% 32% 32% 32% 33%,33%,34%,32%,29%22% 22% 23% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 23%,15%,30%25%20%,35%,40%,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,四大高耗能制造业用电量占比非高能耗制造业用电量占比,6%,9%8%7%,10%,11%,0%,15%10%5%,20%,25%,2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017,非高能耗制造业同比增速,四大行业用电量同比增速GDP不变价同比,高端制造、大数据带动未来用电需求伴随中国制造2025推进，具体自主知识产权的高端制造业仍将持续发展、以及大数据云计算等新高耗能产业蓬勃发展，将持续提升二产、三产用电需求,-5%,15%10%,30%,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,四大高耗能交通运输、电气、电子设备制造业,通用及专用设备制造业医药制造业,0%,5%5%0%,15%10%,25%20%20%,25%,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,信息传输、计算机服务和软件业,四大高耗能交通运输、仓储、邮政业,4393,2200,1933,1665,1544,1236,977,739,626,468,0,1000500,1500,25002000,50004500400035003000,人均生活用电量（kWh/年）,0,42,86,16141210,18,0,100,200,300,600500400,700,2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017城乡居民人均用电量（千瓦时/人）同比增速（%）,城镇化、消费升级带动居民用电提升城镇化、消费升级持续带动的城乡居民用电量持续提升 当前城乡居民用电占比仅为14%，对标美国等发达国家居民用电占比约在30%左右，伴随城镇化推进、消费升级持续未来居民用电量增长空间显著,2018年1-5月，全社会用电量同比增长9.7%，5月当月用电量同比增长11.4%。用电需求呈现淡季不淡特征，工业生产旺盛、阶段性高温天气等因素共同推动二产、三产、居民用电增速超预期。,18年1-5月用电量需求超预期,0-5-10,252015105,70006000500040003000,2000100002015-01 2015-07 2016-01 2016-07 2017-01 2017-07 2018-01当月用电量 当月同比 累计同比,0-5-10,30252015105,0-5-10,30252015105,12,11,9,7,5,3,2,1,42018,62017,82016,102015,2520151050,2520151050,12,11,10,9,8,7,6,5,4,3,2,1,2018,2017,2016,2015,302520151050-5,302520151050-5,12,11,10,9,8,7,6,5,4,3,2,1,2018,2017,2016,2015,2018年1-5月全社会用电量增速9.7%,2018年1-5月二产用电量增速7.7%,2018年1-5月三产用电量增速15.1%,2018年1-5月二产用电量增速13.9%,电力需求预测 伴随供给侧改革深入，产业结构持续调整，我们预计居民、三产用电有望保持高增速；考虑需求超预期，预计2018年钢铁、建材等行业增速有所回落。 中性预期下，预计全年用电量增速为5.8%,悲观5.0%6.0%10.5%7.5%3.3%,中性2018E5.8%6.5%11.0%8.0%4.3%,乐观6.6%7.0%11.5%8.5%5.2%,行业用电占比2018E中性100%2%15%14%69%,其中：,四大高耗能黑色金属有色金属化工建材非高能耗制造业电力燃气其他工业,4.8%1.6%6.9%6.6%5.6%5.7%-0.4%-4.3%,3.0%-8.0%25.1%2.7%-6.6%1.2%1.3%-63.9%,2.2%-1.0%4.7%2.5%2.7%6.1%7.6%50.0%,4.2%2.3%7.7%2.7%3.5%8.0%4.1%8.1%,1.6%-2.0%4.5%2.0%1.0%6.0%3.0%4.0%,2.4%-1.0%5.5%2.5%2.0%7.0%4.0%5.0%,3.3%0.0%6.5%3.0%3.0%8.0%5.0%6.0%,29%8%9%7%5%23%13%2%,注：2017年四大高耗能、非高能耗增速为1-11月累计数据,增速（%）全社会用电量增速一产用电三产用电城乡居民用电第二产业,20143.8%-0.2%6.4%2.2%3.7%,20150.5%2.5%7.5%5.0%-1.4%,20165.0%5.3%11.2%10.8%2.9%,20176.6%7.3%10.7%7.8%5.6%,火电装机容量超过60%,62%,19%,9%,2%,7%,火电,水电,风电,核电,其他,403020100,9080706050,2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017火电 水电 风电 核电 其他,图：清洁能源比例持续升高100,严控火电装机、风光装机快速增长 以煤炭能源为主的资源禀赋决定我国以火电为主的电源结构，火电装机容量占62% 。截至2017年我国总装机容量达17亿千瓦，较2016年增长7.6%。其中，火电、水电、风电、光伏、核电增速分别为4.3%、2.7%、10.5%、68.7%、6.5%。,“十三五”严控煤电装机规模, 2015年经济进入转型期，用电量下滑，电力供需形势恶化，2016年开始严控煤电装机规模,火电、水电装机增速控制在4%以下，新能源装机保持快速增长,1050,252015,2010,2015,2020E,总装机（亿千瓦）,CAGR=9.54%,CAGR=5.50%,50,1510,2010,2015,2020E,火电（亿千瓦）,CAGR=6.94%,CAGR=4.03%,210,543,2010,2015,2020E,水电（亿千瓦）,CAGR=8.18%,CAGR=3.50%,0,2.521.510.5,2010,2015,2020E,风电（亿千瓦）,CAGR=9.90%CAGR=34.29%,0,1.510.5,2010,2015,2020E,光伏（亿千瓦）,CAGR=21.24%CAGR=168.67%,0,0.80.60.40.2,2010,2015,2020E,核电（亿千瓦）,CAGR=19.67%,CAGR=16.52%,“十三五”总装机规模增速控制在5.5%,2017/01,2015/01,2015/04,2015/07,2015/10,2016/01,2016/04,2016/07,2016/10,2017/04,2017/07,2017/10,2018/01,2018/04,2018年1-5月底，6000千万以上装机容量同比增长6.1%。其中，火电、水电、风电和核电装机分别增长3.7%、2.7%、11%和6.4%。,18年1-5月装机，装机同比增长6.1%,121086420,14,20,16128402013-01 2014-01 2015-01 2016-01 2017-01 2018-01,合计值,累计同比,403020100,50,火电同比,水电同比,风电同比,核电同比,（亿千瓦）火电YOY煤电气电水电YOY风电YOY光伏YOY核电YOY合计YOY,20149.185.9%8.615.1%0.5732.2%3.047.9%0.9725.6%0.2568.3%0.2036.1%13.658.7%,201510.017.8%9.348.5%0.6616.5%3.204.9%1.3132.5%0.4370.5%0.2735.3%15.2110.4%,201610.545.3%9.774.6%0.7716.2%3.323.9%1.4813.2%0.7882.5%0.3423.8%16.468.2%,201711.064.3%10.204.4%0.8611.5%3.412.8%1.6410.5%1.3067.2%0.366.5%17.777.6%,2018E11.403.04%10.462.55%0.938.53%3.543.66%1.788.66%1.515.10%0.4217.43%18.634.85%,2019E11.743.04%10.732.55%1.018.53%3.673.66%1.938.66%1.713.33%0.4917.43%19.544.85%,2020E12.13.04%112.55%1.18.53%3.83.66%2.18.66%1.85.88%0.5817.43%20.384.32%,装机预测 根据“十三五”能源规划的电源结构目标，未来新增煤电将被严格控制，预计增速在3%以内；水电增速保持平稳约4%；核电及新能源装机将保持快速增长。,电力供需总体宽松，利用小时持续改善,35003000,50,5000154500104000,2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017,总装机容量增速（%）,全社会用电量同比（%）,利用小时（小时）,90年代末“三年不上火电”政策造成大缺电；利用小时在5500左右2520,2005年后装机增长迅速，电力供需进入平衡期；平均利用小时在5000左右,经济进入转型期，用电量需求下滑；但12-15年煤价持续下跌，上火电冲动强烈电力供给过剩；利用小时跌至4000以下,火电装机去产能，经济进入L型底部用电增速平稳；利用小时企稳60005500,2018年全国电力供需总体宽松，1-5月用电需求保持快速增长超预期，考虑煤电严控新增装机、水电装机增速放缓，我们预计全国发电设备利用小时将持续改善。,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,火电利用小时,水电利用小时,风电利用小时,光伏利用小时,2017年全国火电利用小时约4210小时，同比提升23小时。综合考虑火电严控新增装机、风光挤占影响，我们预计18年火电设备利用小时同比持平或向好6,0005,0004,0003,0002,0001,0000,历史各装机利用小时,今年前5月利用小时持续回升,1251007550250(25)(50)(75)(100),1251007550250(25)(50)(75)(100),2015/01,2015/07,2016/01,2016/07,2017/01,2017/07,2018/01,火电利用小时同比,水电利用小时同比,2018年1-5月，全国发电设备平均利用小时同比增加61小时。其中，火电机组同比增加99小时，水电机组同比减少6小时，风电机组同比增加149小时，核电机组同比增加99小时。综合考虑煤电严控新增装机、需求风光挤占影响，我们预计18年火电设备利用小时将持续回升。,盈利能力-上网电价,当前政策引导终端电价下行，当火电企业盈利强，电价下调政策预期较强，让利下游实体当火电企业大面积亏损时，启动煤电联动机制，则上网电价有望上调，保障行业健康发展；,现行煤电联动机制P C 50007000Ci 10000,P：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分 /千瓦时”。C：上期燃煤发电企业电煤（电煤热值为 5000大卡/千克）价格变动值，具体计算方法见下表，单位为“元/吨”。Ci：上期供电标准煤耗（标准煤热值为7000大卡/千克），以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千瓦时”。,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,SW火电板块平均ROE（%）,SW煤炭板块平均ROE（%）,302520151050-5-10,2017年全国平均电煤价格指数为516元/吨，假设2017年全国平均供电煤耗为309克/千瓦时，根据煤电联动机制，2018年全国平均上午电价应上调3.65分/千瓦时。我们认为受制于终端电价下降10%政策影响，宏观上CPI低位通胀压力较小，短期再次上调标杆电价较为谨慎。考虑2018年一季度动力煤价格仍在高位运行（秦岛动力煤平仓价（5500大卡）均价678元/吨，同比上涨48元/吨），若煤价全年仍在高位，电价有望再次上调。,煤价持续高位电价有望再上调,煤价：当前火电盈利核心变量,我国经济进入新常态，供给侧开始调结构开始后，整体用电量需求保持平稳，而电价主要受政策影响，收入端波动相对较小；成本端，煤价成为当前火电企业盈利的核心变量。2016年煤炭行业供给侧后，产能端弹性变小、周期性钝化，需求端对煤价影响因素更大。,考虑今年需求持续旺盛、短期煤炭供给端弹性有限，临近旺季煤价仍然承压。900800700600500400300,2011-01-01,2012-01-01,2013-01-01,2014-01-01,2015-01-01,2016-01-01,2017-01-01,2018-01-01,秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产（元/吨）,煤价：当前火电盈利核心影响因素 2017年7月已上调电价,电价利用小时煤价,弹性有限弹性较弱当前最关键因素, 难上涨：经济周期下行，降低终端用电成本，终端电价在下行通道 难下调：煤价高企，火电盈利已在底部 火电累计利用小时连续15个月改善 受益严控火电装机、需求相对较旺，有望持续改善，但弹性较弱 2017年火电业绩主要影响因素,燃料成本核心变动成本，占火电企业营业成本60-70%，受煤价直接影响其他成本（折旧、人工和维护费用等）可视为固定成本,燃料成本为火电主要成本,上网电价度电燃料成本度电期间费用,度电毛利度电固,定成本度电燃料成本度电固定成本度电净利润,60%40%20%0%,100%80%,变动量,单位,煤价对火电公司业绩弹性最大 煤价对业绩弹性大税前动力煤价格下降10元，华能、华电业绩分别上涨40%、50% 电价对业绩弹性很大，但电价本身弹性有限 利用小时弹性较低业绩弹性,华能国际,华电国际,税前上网电价税前动力煤价格利用小时,0.01-1050,（元/千瓦时）（元/吨）（小时）,102.8%40.1%4.1%,132.0%50.3%23.9%,注：敏感性测算基于公司2017年经营数据；煤价波动未考虑长协占比因素,回顾历史ROE：煤电顶牛现象显著,600,748,818,702,590,518,412,474,639,2001000,900800700600500400300,0-5-10,30252015105,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,SW火电板块平均ROE（%）,SW煤炭板块平均ROE（%）,秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产,燃料成本波动市场煤价波动,电煤,市场煤,中长协煤,年度长协月度长协,依据电煤双方签订的一年及以上长协合同而采购,进口煤从海外产地（印尼、澳洲为主）进口至中国,波动小于市场煤,价格低于市场煤,燃料成本波动,市场煤价,波动从国内煤炭现货市场采购,神华长协煤价格与市场煤价对比800750700650600550500,年长协5500(神混1),月长协5500,秦港:平仓价:动力末煤(Q5500):山西产,时间,发布单位,文件名称,内容,2012年12月 国务院,关于深化电煤市场化改革的指导意见,取消重点合同和电煤价格双轨制，由煤电双方自主签订合同，自主协商确定价格；鼓励双方签订中长期合同,国务院国 关于中央企业煤电长期稳定资委 合作方案（征求意见稿）,2016年4月2016年11月,2017年4月,发改委,对电煤年度合同和中长期供需协议方案提出建议神华、中煤与五大发电集团签订中长协合同，确立5500大卡动力煤535元/吨的基准价1）要求长协合同数量占供应量/采购量的比例,关于加快签订和严格履行煤 75%；炭中长期合同的通知 2）要求季度履约率80%，半年履约率90%，全年履约率90%1）明确长协煤定价机制；,2017年11月 发改委2018年1月,关于推进2018年煤炭中长 2）要求长协煤占自有资源量或采购量的比例期合同签订履行工作的通知 75%，全年履约率90%；3）提出完善信用记录和守信激励、失信惩戒制度国家能源集团与大唐、国投等六家电企签订三年长协合同，以三年为周期滚动实行，以“基准价+浮动价”定价，5500大卡动力煤基准价535元/吨,发改委约束中长协履约，引导煤价回归,2017/1,2017/2,2017/3,2017/4,2017/5,2017/6,2017/7,2017/8,2017/9,2018/1,2018/2,2018/3,2018/4,2017/10,2017/11,2017/12,2018/5,当前煤价仍处于红色区域8007006005004005500大卡动力煤平仓价,区间红色区间（高）蓝色区间（高）绿色区间蓝色区间（低）红色区间（低）,价格状态异常上涨轻度上涨正常轻度下跌异常下跌,偏离基准价幅度12%以上6%至12%-6%至6%-12%至-6%-12%以下,当前范围（元/吨）600570-600500-570470-500470,长协占比和兑现度提升有助于燃料成本控制,较低价格波动较平稳,较高价格波动剧烈,100%市场煤,100%长协煤,采购价格,行业集中度提升,中长协合同占比和兑现度提升，煤炭采购价格向长协价格靠拢，有助于火电企业燃料成本控制从主要火电企业2017年长协占比看，离发改委要求的的75%仍有一定距离煤炭去产能监管层政策施压,中长协合同占比兑现率,受益2018年长协占比有所提升、进口煤政策短期松动对燃料成本端贡献，2018年1季度主要火电公司燃料成本波动相较市场煤价波动呈现收窄迹象沿海电厂可以采购到相对低价的进口煤和下水长协煤，沿海电厂较多的火电企业燃料成本波动率更低50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%,市场煤价格,华能国际,华电国际,国电电力,大唐发电,长协占比和兑现度提升有助于燃料成本控制,年度长协：“基准价+浮动价”定价机制,合同形式下水煤合同铁路直达煤合同区域内合同,制度定价模式基准价定价模式基准价浮动价定价模式,相关规定基准价+浮动价双方协商，若无果，按不高于535元/吨基准价+浮动价双方协商，若无果，按50%下水煤基准价扣除运杂费后的坑口均价+50%2017年月度成交均价可结合BSPI、CCTD、中国沿海电煤采购价格指数等综合确定由各地根据本地区煤矿生产经营实际、下游用户承受能力等综合协商确定，以保持煤价基本稳定,基准价：535元/吨（5500大卡动力煤）浮动价：由各煤企根据价格指数自行设计,神华年度长协煤定价机制分析,上月末期BSPI上月末期5500大卡CCTD2, 535 50%,年度长协价基准价,神华年度长协价535现货指数均价,相比现货价，长协价更贴近绿色区间中枢水平（535元/吨）在动力煤平仓价持续高于535元/吨时，长协煤价将低于现货煤价，有助于电厂控制燃料成本,神华年度长协煤定价机制分析,年度长协价格变动,长协煤价的波动仅为现货价格波动的50%,神华年度长协价535现货指数变动,上月末期BSPI上月末期5500大卡CCTD2, 535 50%,月度长协：与现货价格相关性更强,神华月度长协价,上月末期CCTD上月末期CCI上月末期API83,现货价格单边上行，月度长协客户可以在当月享受更低的采购价格现货价格单边下行，月度长协价将不具优势现货价格震荡，月度长协价将平滑电厂采购成本的波动,月度长协价的涨跌与现货价格相关性更强,月初,月末,年度长协与月度长协的分配,年份20172018,电企类型中央电企地方国有电企定价模式,长协销售政策按前3年合同兑现均值的100%签订年度长协以前3年合同兑现均值的24%-50%签订年度长协，其余部分签订月度长协和现货合同以1:1的比例签订年度长协和月度长协,各大煤企自产煤总量相对不足，无法以年度长协的形式满足所有长协煤需求中央发电企业的长协需求优先以年度长协匹配地方发电集团的部分长协需求无法以年度长协合同匹配，需以月度长协的形式签订合同，相比之下具有一定劣势。,内蒙古,广东,广西,浙江,山东,福建,江苏,上海,辽宁,河北,其他,2010-07,2009-03,2009-11,2011-03,2011-11,2012-07,2013-03,2013-11,2014-07,2015-03,2015-11,2016-07,2017-03,2017-11,进口煤：主要受需求、价差和政策等影响,煤炭需求,相对价格,进口煤采购,进口能力进口煤政策,进口需求,20%15%10%5%0%,进口煤占比,1.61.41.210.80.6,秦港平仓价/澳大利亚进口单价,8%7%6%5%4%3%2%1%进口动力煤占比,需求集中在沿海省份,海外煤相对便宜时进口量高,时间2017.52017.72018.1-22018.4,政策2017年煤炭去产能实施方案未公开未公开未公开,主要内容严控劣质煤的进口使用禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务，延长部分一类港口的通关时间逐步取消此前的进口煤限制恢复此前的进口煤限制措施,进口煤限制政策，作为煤炭去产能的配套措施，意在防止去产能后进口煤规模大幅增加国内供需紧张时政策会适当放松，缓解时又将恢复,进口煤：主要受需求、价差和政策等影响,0,600500400300200100,700,1,000900800,-50%,100%50%0%,200%150%,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,华能国际收益（H股）,秦皇岛动力煤现货价（5500大卡，山西，元/吨）,煤价反转进入长达近4年下跌通道，电价提升叠加煤价下行，迎来估值、盈利双升阶段,供给侧改革导致煤价重回高位，盈利、估值进入双杀阶段，PB回到历史底部区间,2.52.01.51.00.50.0,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2X PB0.7X PB,煤价高位运行，股价下行阶段，2011年引发2次提高上网电价,电价3次下调压制估值提升，煤价继续下跌，盈利向好带动股价上行华能国际H历史PB（MRQ）,火电公司历史行情复盘-以华能为例 2017年经济复苏叠加煤炭去产能，需求旺盛导致煤价全年高位运行，我们预计2018年同比煤价有望窄幅回落，火电公司盈利能力有望回升。考虑供给侧改革后煤炭周期性钝化，短期看煤价难以进入长期下行通道带动估值快速提升。,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,华能国际（A股）PB,华能国际电力（H股）PB,相同：煤价高位运行，全行业ROE超过4个季度在3%以下，ROE具备修复空间，从,估值看，PB回到历史低位附近。季度年化ROE（扣除/平均）（%）30201003.02.52.01.51.00.5,当前与上轮火电行情启动的相同之处,当前与上轮火电行情启动的不同,不同：2011年GDP为9.5%，经济仍在稳增长的刺激下保持较快增长，电价具备上涨可能，火电装机保持2位数增长，属于具备成长属性的行业当前宏观经济L型底部，全社会在降成本阶段，电价上涨空间较小，火电装机受严控，中期看行业成长性受限,