前三季度中国火电行业市场现状分析、-中国火电行业盈利能力分析及预测

前三季度中国火电行业市场现状分析、-中国火电行业盈利能力分析及预测

一、火电：区域性亏损依然存在，静待盈利能力均值回归

1、煤价下行带动板块盈利修复，区域性亏损依然存在

煤价下行带动板块盈利修复。从2019三季报来看，因成本端煤炭价格下行（2019年1-9月，秦皇岛港动力末煤（Q5500）平仓价均价598元/吨，同比-8.33%），CS火电板块9M19归母净利润同比+42%，其中多个火电公司业绩呈现大幅增长，如长源电力+192%、华能国际+171%、皖能电力+130%、华电国际+65%。

2018年五大集团及上市公司亏损比例为39.34%，1H19收窄至22.62%。2018年上述公司火电部门共统计211家，亏损企业占比39.34%，2019年上半年共统计168家，亏损比例降至22.62%，在2018年亏损的58家企业中，2019年上半年转好的有51家，其中23家扭亏为盈，28家亏损收窄（注：“亏损收窄”指的是1H19亏损金额少于2018年亏损金额的一半。总体亏损状况有较大改善。

中部、东北地区亏损面较高，沿海地区亏损面相对较低。在我们的统计范围内，总体来看亏损面呈现出东北三省>其他>中部地区>煤炭坑口(山西、陕西、内蒙古、新疆)>沿海地区的趋势。其中，亏损面大于50%的省份有河南、辽宁、山西等地，其他省份亏损面较小或统计样本不足。

2、市场化再进一程：顺势取消标杆电价，市场电折价呈收敛趋势

顺势取消标杆电价。9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，决定抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。煤电市场化比例最高。19Q1全社会用电量市场化率为26.8%，其中煤电42.4%、水电19.7%、风电24.1%、光伏32%、核电18.4%，煤电市场化占比最高。我们预计，若经营性电力用户发用电计划全部放开，全社会用电量市场化率可达53.1%。

市场化电价使得火电盈利预期更加稳定。从中长期角度看，9月26日国常会提出取消标杆电价，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，并非单边压制电价，而是保障电价在一个合理范围内波动（上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%）。未来电价市场化使得火电电价预期更加稳定。竞争趋于理性，市场化电价价差呈现收敛趋势。2015年国务院出台关于深化电力体制改革的九号文件，开启了电力市场化交易，随着新一轮电改推进，市场化交易电量占比逐步提升（2019Q1煤电市场化率达到42.4%）。市场化交易推行初期，市场化电价相比标杆电价价差较大，随后市场竞争逐渐趋于理性，价差出现收敛，煤电综合上网电价回升。

3、煤价：煤价波动主导火电板块行情，中长期煤价趋势向下

煤价波动主导火电板块行情。从长周期维度来看，2011年10月煤价步入下行拐点，持续至2015年11月触底。在此时间段，尽管电价经历多次下调（11年12月开始累计下调约0.04元/千瓦时），利用小时持续下滑（下滑超900小时），但煤价的下行（降幅-59%）仍推动火电板块实现近3倍绝对收益（区间最大值）。

中长期煤价趋势向下。需求来看，“房住不炒”叠加地产融资监管收紧背景下，预计用能需求增速向下，同时清洁能源挤压火电装机容量，弱化煤炭需求。供给来看，煤炭产能释放向优质产地集中，煤炭开采行业固定资产投资完成额增速回升到09年底水平（1-8月累计增速26.1%），综合供需分析，煤炭中长期供需偏宽松，煤价趋势向下。

二、过去20年火电难盈利的根本原因

工业化的20年煤价易涨难跌，且高速发展时期总是伴随较高的CPI，为了平抑CPI，煤电联动的启动总是低于预期。因此，火电行业在工业化时期总是面临盈利低于预期的可能性。

三、未来20年火电的价差将逐渐扩大

电改加速，煤价跌落，我们认为未来10年煤价进入易跌难涨阶段，而电价则逐步具备寡头气质，易涨难跌（短期我们并不期望电价逆势上涨，但跌幅预计大概率小于煤价）。

1、新能源只是补充，不改火电基础地位

截至2019年9月，我国风电、太阳能装机分别为2.0及1.4亿千瓦，已基本完成“十三五”规划目标。我们认为，考虑目标已基本完成且补贴退坡，新能源短期内更多是实现发电量增量替代，而非存量替代火电机组。

2、盈利趋势性扩张，电量仍将增长

2018年以来，主流火电公司盈利持续改善。电力需求在后工业化时代依然还有很大的增长空间，目前中国也