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華電國際(600027)

火電龍頭之一，業(yè)績觸底回升。 公司背靠華電集團，資產(chǎn)質(zhì)量和資源稟賦優(yōu)秀。截至 2017 年底，控股裝機容量達 4918 萬千瓦。 發(fā)電資產(chǎn)主要位于負荷中心和煤炭資源豐富區(qū)域，有助于電力消納和成本控制。 受益量價齊升， 2018Q1 業(yè)績觸底回升， 歸母凈利潤 6.9 億元，同比增長 5707%，業(yè)績回彈態(tài)勢已然確立。

多因素向好促行業(yè)回暖，火電步入上升通道。 2018 年 1-5 月，全國全社會用電量累計 2.66 萬億千瓦時，同比增長 9.8%。我們預(yù)計 2018 年全社會用電量同比增速有望達到 8%， 2019-2020 年全社會用電量同比增速將維持在 6%-7%的高水平。 2018-2020 年火電發(fā)電量和裝機容量年均復(fù)合增速分別為 6%和 4.2%，利用小時數(shù)將逐步提升至 4341、 4415、 4466，同比增加 132、 74、 51 小時。受益于 2017 年 7 月煤電標桿電價上調(diào)和市場化折價幅度收窄，平均上網(wǎng)電價或逐步提升。量價齊升，促使火電行業(yè)業(yè)績回暖。

業(yè)績彈性高，穩(wěn)定分紅有保障。 公司對對上網(wǎng)電價（1 分/千瓦時）、標煤單價（10 元/噸）、利用小時數(shù)（1%）以及利率（10bp）的業(yè)績彈性分別為 126.6%、44.4%、 17.6%、 3.1%，均處于火電行業(yè)較高水平，將充分受益于電價、利用小時數(shù)提升和煤價下行。公司歷史分紅情況穩(wěn)定， 分紅率維持在 40%左右。 隨著公司業(yè)績回暖， 2018-2020 年公司的股息率（2018 年 7 月 6 日股價為基準）將恢復(fù)至 2.5%、 3.7%、 5.1%。

利用小時數(shù)提升可完全抵消煤價上漲，多種情形測算確認底部。 2018H1 華電

國際入爐標煤單價（不含稅）約為 30-733 元/噸，同比上漲 10-13 元/噸。 2018H1利用小時數(shù)提升約 4%，可以抵消標煤單價（不含稅）上漲 16 元/噸帶來的成本增長，不僅能完全抵消華電國際上半年入爐標煤單價（不含稅）的漲幅，或能帶來利潤正增長。 我們針對煤價下跌、持平、上漲和下半年用電需求下滑四種情形進行了公司業(yè)績測算，結(jié)果顯示公司業(yè)績均能實現(xiàn)大幅增長，確認了公司業(yè)績的底部。

公司 PB 處于板塊和歷史低位，股價支撐較強。 CS 火電 PB 僅為 1.1 倍處于歷

史低位，公司 PB 為 0.95 倍處于同行業(yè)低位，對股價支撐較強。 公司盈利存大幅回彈預(yù)期，安全邊際較高。

盈利預(yù)測、估值及投資評級

我們預(yù)計公司 2018-2020 年實現(xiàn)歸母凈利潤 24.73 億、 35.64 億和 49.2 億元，同比增長 475%、 44%、 38%，對應(yīng) PB 為 0.92、 0.86、 0.79，參考 CS 火電板塊可比公司 2018 年平均 P/B 為 1.1 倍，給予公司 18 年 1.1 倍 PB，對應(yīng)目標價為 4.97 元，給予“強推”評級。

風(fēng)險提示

利用小時數(shù)增長不達預(yù)期； 煤價大幅上漲風(fēng)險；上網(wǎng)電價下行風(fēng)險。

一、發(fā)電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，業(yè)績蓄勢待發(fā)（一）發(fā)電資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)，推進全國布局華電國際成立于 1994 年，于 1999 年在港股上市，2005 年 A 股上市。公司背靠全國五大發(fā)電集團公司之一的華電集團，上市之初即是山東省最大的獨立發(fā)電公司，此后通過新建和收購等方式繼續(xù)進入華中、華南等地區(qū)，步入全國性發(fā)電公司行列。公司主要業(yè)務(wù)為建設(shè)、經(jīng)營發(fā)電廠和其他與發(fā)電相關(guān)的產(chǎn)業(yè)，截至 2017 年底，公司投入運行控股發(fā)電廠共 60 家，控股裝機容量達 4918 萬千瓦，發(fā)電資產(chǎn)遍布于全國十四個省、市、自治區(qū)。

公司發(fā)電資產(chǎn)主要位于負荷中心和煤炭資源豐富區(qū)域。截至 2017 年底，公司發(fā)電機組控股裝機容量達 4918 萬千瓦，其中燃煤發(fā)電控股裝機達 3900 萬千瓦，燃氣機組裝機容量達 443 萬千瓦，水電、風(fēng)電、太陽能及生物質(zhì)能等可再生能源發(fā)電裝機容量達 575 萬千瓦。火力發(fā)電機組中 30 萬千瓦及以上機組占比高于 90%，60 萬千瓦及以上裝機占比達 51%，高于全國平均水平，機組供電煤耗逐年下降，廠耗率穩(wěn)中有降，火電機組性能優(yōu)良。公司在山東、寧夏以及安徽各有坑口燃煤電廠裝機達 257.5、332、126 萬千瓦，在煤炭資源豐富的山西省布局燃煤電廠 70 萬千瓦。除江蘇外，公司在用電量前五的山東、廣東、浙江、河北等電力負荷中心均有大型裝機布局。

清潔能源裝機占比逐步提升，裝機結(jié)構(gòu)不斷改善。燃氣、水電、風(fēng)電、太陽能及生物質(zhì)能等清潔能源裝機占比由 2011 年的 10.6%提升至 2017 年的 20.9%。截至 2017 年的核準、備案及在建機組中，燃氣機組裝機容量（499 萬千瓦）首次超過燃煤機組（490.4 萬千瓦），清潔能源機組裝機容量占比達 59%，公司未來裝機結(jié)構(gòu)有望持續(xù)優(yōu)化。

（二）股權(quán)結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，大股東華電集團實力雄厚

公司最大股東為華電集團，持股 46.84%。華電集團是根據(jù)我國 2002 年電力體制改革方案，在原國家電力公司部分發(fā)電資產(chǎn)基礎(chǔ)上成立的國有大型發(fā)電集團。華電集團旗下共擁有華電國際（火電為主）、華電能源（火電及供熱為主）、金山股份（火電為主）、黔源電力（水電為主）、華電重工（能源工程為主）、華電福新（可再生能源發(fā)電為主）等 6 家上市公司。截至 2017 年底，華電集團運行及在建管理裝機容量達 1.46 億千瓦；其中燃煤機組 8855 萬千瓦，占華電集團管理裝機容量的 59%；清潔能源占總裝機容量的 38.9%，在同類型企業(yè)中水電裝機、天然氣發(fā)電裝機特別是天然氣分布式發(fā)電裝機最多，裝機結(jié)構(gòu)優(yōu)良。而公司作為集團旗下的龍頭火電資產(chǎn)，資源稟賦優(yōu)秀優(yōu)勢明顯。

公司前十股東還包括山東國際信托（8.12%）、中證金（3.65%）、社?；穑?.91%）、中央?yún)R金（0.79%）及申能股份等企業(yè)，機構(gòu)持股占比較高，股權(quán)結(jié)構(gòu)穩(wěn)定。

（三）量價齊升助業(yè)績回暖，費控優(yōu)秀保障收益質(zhì)量

公司主要業(yè)務(wù)是銷售電力、熱力產(chǎn)品以及煤炭銷售。整體來看，2017 年全年公司實現(xiàn)營業(yè)收入 790.1 億，同比增長 24.72%。電力業(yè)務(wù)占比 79%，供熱和售煤業(yè)務(wù)分別占比 5%和 16%。2018Q1 實現(xiàn)營業(yè)收入 224.7 億元，同比增長 17.6%。

公司2017年受制于煤價高企，綜合毛利率同比降低12.1pct至10.5%，實現(xiàn)歸母凈利潤4.3億元，同比減少87.14%； 2018Q1 毛利率回升至 12.0%，歸母凈利潤受益于燃煤機組上網(wǎng)電價提升及發(fā)電量增加回升至 6.87 億元，同比大幅增長 5707%。

1、電力業(yè)務(wù)拉動整體增長

（1）電力收入端：受益量價齊升，營業(yè)收入觸底回升公司電力業(yè)務(wù) 2017 年實現(xiàn)營業(yè)收入 616.34 億，同比增長 5.97%，收入增長主要來自于發(fā)售電量和售電價的雙提升。

全社會用電量快速增長帶動公司發(fā)售電高增速。2017 年全社會用電量同比增長 6.6%，2017 年公司實現(xiàn)發(fā)電量/ 上網(wǎng)電量 1917.19 億千瓦時/1792.85 億千瓦時，分別同比增長 0.87%/0.82%。2018Q1 全社會用電量同比增長 9.8%，公司受下游需求高增影響，發(fā)電量/上網(wǎng)電量分別同比高增 6.66%/6.34%至 480.91 億千瓦時/447.64 億千瓦時。而燃煤發(fā)電作為電力業(yè)務(wù)的絕對主力，2017 年煤電實現(xiàn)發(fā)電量 1719 億千瓦時，同比增長 1.01%，占當年發(fā)電總量的 89.8%。

上網(wǎng)電價提高助業(yè)績增長。由于 2017 年 7 月發(fā)改委上調(diào)燃煤機組標桿電價，公司 2017 年全年平均上網(wǎng)電價較上年同期提升 18 元/兆瓦時，至 398.38 元/兆瓦時；2018Q1 平均上網(wǎng)電價為 413.17 元/兆瓦時，較上年同期提升 13.78 元/兆瓦時，因此在燃煤發(fā)電量和上網(wǎng)電價雙提升的促進下，公司電力業(yè)務(wù)收入得以不斷改善。

（2）電力成本端：燃料成本是主要成本，占比 70%左右

近年來，華電國際燃料成本占電力業(yè)務(wù)成本的比例在 60%-70%左右。電力業(yè)務(wù)的主要成本由燃煤成本、折舊攤銷、職工薪酬及維修保養(yǎng)修理等構(gòu)成。根據(jù)公司公告，2017 年華電國際的火電度電成本為 0.307 元/千瓦時，燃料成本為 0.222 元/千瓦時，占比 72.3%；折舊成本 0.051 元/千瓦時，占比 16.6%；其他成本包括職工薪酬、維護及檢查費用 0.034 元/千瓦時，占比 11.1%。

（3）點火價差觸底回升，帶動毛利率改善

公司歷史點火價差先增后減，2018 年盈利能力重回增長。2013 年以來電價連年下調(diào)，但同樣處于下降通道的煤價使發(fā)電毛利率實現(xiàn)連續(xù)增長，而 2016 年以來煤價高企，2017 年電力業(yè)務(wù)營業(yè)成本同比大幅增長 21.1%至 533.2 億元，點火價差上年同期降低約 0.0397 元/千瓦時至 0.1108 元/千瓦時，電力業(yè)務(wù)毛利率因而同比大幅下滑 10.83pct 至 13.49%。而 2018 年以來，一方面由于煤價較上年同期漲幅有限，另一方面則由于煤電上網(wǎng)電價提升幅度大于去年同期，因此燃煤發(fā)電毛利率有望改善。

2、供熱業(yè)務(wù)基本維穩(wěn)，盈利能力受煤價影響較大

公司通過熱電聯(lián)產(chǎn)機組向客戶提供供熱服務(wù)，2017年熱力業(yè)務(wù)收入40.26億元，同比增長16.96%，占總營收5.1%。由于熱力業(yè)務(wù)的終端售價彈性較小，因此供熱業(yè)務(wù)毛利率主要受成本端變動影響，而占比較高的燃煤成本同樣對業(yè)務(wù)盈利能力有所拖累，2017 年供熱毛利率同比減少 11.18pct 至-7.87%。

3、售煤業(yè)務(wù)保持采購功能性，基本盈虧平衡

公司售煤業(yè)務(wù)主要由旗下煤炭貿(mào)易子公司承擔(dān)，2017 年收入增長主要來源于對華電集團其他公司的煤炭銷售增加，基本維持盈虧平衡。由于公司售煤業(yè)務(wù) 2017 年起承擔(dān)整個華電集團的煤炭采購，銷售量增長疊加煤價上漲，全年售煤收入同比大幅增長 939%至 128.0 億元。2017 年毛利率雖然提升 22.05pct，但仍處于盈虧平衡的狀態(tài)。

4、財務(wù)費用率控制得當，流動性健康保障整體收益質(zhì)量

公司期間費用控制良好。公司財務(wù)費用占比相對較大，但財務(wù)費用率在收入提升背景下控制情況較好，2017 年財務(wù)費用同比略增 2.65%至 50.44 億元，財務(wù)費用率較上年同期下降 1.38pct 至 6.38%。2018Q1 財務(wù)費用率同樣下降 0.41pct 至 5.79%。

公司未來的財務(wù)負擔(dān)有望保持穩(wěn)定。2017 年公司有息負債余額約為 1206.8 億元，同比增長 25.3%，假設(shè)公司 2018 年有息負債余額增長約 15%，平均財務(wù)成本約為歷史值 5.1%，資本化的利息支出維穩(wěn)，則 2018 年財務(wù)成本支出額約為 62.0 億元，同比增長 22.9%。在近年電力業(yè)務(wù)量價齊升、收入穩(wěn)步快增的背景下，財務(wù)費用率仍有望維持相對穩(wěn)定的水平，進而提升整體盈利能力。

另外，公司現(xiàn)金流情況維持健康狀態(tài)。2017 年經(jīng)營性凈現(xiàn)金流受凈利潤下滑影響同比減少 42.2%至 127.9 億元，但 Q1 隨凈利潤好轉(zhuǎn)重回 133.1%的高增長至 53.7 億元。2018Q1 末現(xiàn)金及等價物余額 78.92 億元。2018 年公司預(yù)計資本支出同比增長約 35.7%至 190 億元，而利息等各類融資性現(xiàn)金流出約 71 億元，以 Q1 經(jīng)營性凈現(xiàn)金流入為基礎(chǔ)，假設(shè)全年經(jīng)營性現(xiàn)金流入約 214.8 億元，并假設(shè)公司新增融資規(guī)模與 2017 年持平，則 2018 年全年公司現(xiàn)金流情況將較 2017 年繼續(xù)好轉(zhuǎn)，從而增強業(yè)績的穩(wěn)健性。.

二、多因素向好促行業(yè)回暖，火電步入上升通道

2018 年火電行業(yè)整體景氣度有望觸底回升，一方面由于供需層面用電需求高增，另一方面則由于政策層面對電價和煤價的導(dǎo)向趨于維持穩(wěn)定，因此整個行業(yè)將受益于量增價穩(wěn)的邏輯實現(xiàn)增長。

（一）用電需求持續(xù)高增速

2018 年 1-5 月，全國全社會用電量累計 2.66 萬億千瓦時，同比增長 9.8%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 263 億千瓦時，同比增長 10.6%，占全社會用電量的 1%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 18.3 萬億千瓦時，同比增長 7.8%，占全社會用電量的 68.7%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 4181 億千瓦時，同比增長 15.1%，占全社會用電量的 15.7%；城鄉(xiāng)居民生活用電量 3889億千瓦時，同比增長 13.9%，占全社會用電量的 14.6%。第二產(chǎn)業(yè)用電量持續(xù)保持較高增速，第三產(chǎn)業(yè)及居民生用電對用電量同比增速的貢獻率穩(wěn)步提升。

今年來用電量高速增長受到多個階段性因素影響。一是階段性去產(chǎn)能造成部分大宗商品價格飆升，獲利空間出現(xiàn)，從而帶來部分生產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)能擴張，耗電量增加，這種價格拉動產(chǎn)能繼而影響耗電量的情況在鋼鐵冶煉領(lǐng)域表現(xiàn)的較為明顯；二是單位產(chǎn)品的電耗提高，隨著工業(yè)用煤環(huán)保脫硫脫硝要求的提高，單位產(chǎn)品的用電量隨之增長；三是受天氣原因帶來的居民用電迅速增長，1-5 月，城鄉(xiāng)居民生活用電量的貢獻率達 20.1%；四是貿(mào)易戰(zhàn)背景下，國際形勢的不確定性催生出口型企業(yè)加快出口節(jié)奏從而帶動的用電量提升。

從歷史數(shù)據(jù)來看，2006-2017 年，全社會用電量同比增速呈階梯狀下降趨勢，和第二產(chǎn)業(yè)用電量增速近乎嚴格正相關(guān)。雖然第二產(chǎn)業(yè)用電量占比逐年下降，仍處在 70%左右，是影響全社話仍會用電量的絕對主力。第二產(chǎn)業(yè)的主體是制造業(yè)，其中用電量占比較高的為：紡織業(yè)、化學(xué)原料及化學(xué)制品制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)、金屬制品業(yè)、通用及專用設(shè)備制造業(yè)、交通運輸、電氣、電子設(shè)備制造業(yè)。

第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量占比逐年上升。21 世紀前十年，我國處于經(jīng)濟快速發(fā)展階段，第二產(chǎn)業(yè)用電占比快速上升，城鄉(xiāng)居民消費占比上升態(tài)勢有所放緩。進入經(jīng)濟新常態(tài)后，經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)持續(xù)調(diào)整，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電的比重提升加快，2017 年分別達到 14%和 13.6%。美國 2016 年度電力報告顯示，美國工業(yè)、商業(yè)、居民生活用電量占比分別為 25%、35%、36.2%，人均生活用電量 4372 千瓦時/年，全世界居民生活用電量占比約為 25%。 2016 年，我國人均生活用電僅為 584 千瓦時/年，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電占比與發(fā)達國家相比仍有一定差距。隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、城鎮(zhèn)化和居民生活水平提高，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電對全社會用電量的影響將會持續(xù)攀升。

2012 年以來，我國電力消費彈性系數(shù)維持小于 1 的水平，這得益于第二產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)向節(jié)能型調(diào)整，電氣化向高級化轉(zhuǎn)變，用電效率不斷提高。第一產(chǎn)業(yè)電力消費彈性系數(shù)大于 1，主要由于我國農(nóng)業(yè)電氣化水平不高，并正處于快速發(fā)展階段。第三產(chǎn)業(yè)電力消費彈性系數(shù)大于 1，主要由于交運行業(yè)電能替代成效明顯；商業(yè)、金融、公用事業(yè)快速發(fā)展；電力在環(huán)境保護和可持續(xù)發(fā)展中的作用日益突出。

我們預(yù)計 2018 年全社會用電量同比增速有望達到 8%，2019-2020 年全社會用電量同比增速將維持在 6%-7%水平。華創(chuàng)宏觀組預(yù)計 2018-2020 年 GDP 增速分別為 6.6%、6.5%、6.3%。我們結(jié)合一季度細分子行業(yè)用電量和宏觀數(shù)據(jù)，對第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)的產(chǎn)值和用電量進行了預(yù)測：2018-2020 年，第二產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)總值增速延續(xù)下跌趨勢，分別為 5.5%、5.0%、4.4%，用電量增速分別為 4.9%、4.5%、4.0%；第三產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)總值維持 8%的較高增速，用電量增速維持 16%左右的高增速水平。結(jié)合今年形勢及過去 10 年的趨勢，我們預(yù)計在產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、城鎮(zhèn)化和居民生活水平提高的影響下，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電對全社會用電量的影響將會持續(xù)攀升，而環(huán)保政策對單位產(chǎn)品能耗的影響也將持續(xù)。受今年天氣因素及貿(mào)易戰(zhàn)的影響，同時受益于年初以來各項降低一般工商業(yè)電價政策對電力需求的催化，我們預(yù)計 2018 年用電量增速有望達到 8%左右，并測算得到 2019-2020 年全社會用電量增速分別為 6.8% 和 6.6%，依然維持較高增速水平。

（二）火電發(fā)電量高增速，利用小時有望持續(xù)提升

煤電裝機去產(chǎn)能持續(xù)推進。自 2016 年起，我國相繼推出多項政策促進煤電裝機去產(chǎn)能，通過建立煤電規(guī)劃，取消不具備核準條件煤電項目，緩核、緩建一批盈余省份煤電項目，淘汰高污染、高能耗機組來進一步優(yōu)化煤電裝機結(jié)構(gòu)與地域分布。

2016 年 3 月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》，要求建立煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制，加快落后產(chǎn)能淘汰力度，優(yōu)先淘汰 30 萬千瓦以下運行滿 20 年的純凝機組和運行滿 25 年的抽凝熱電機組，取消一批不具備核準條件煤電項目，緩核、緩建一批電力盈余省份煤電項目。2016 年 4 月-2017 年 4 月，國家能源局不斷縮減煤電裝機充裕度，僅湖南、江蘇、海南為綠色等級。2016 年 12 月《電力發(fā)展“十三”五規(guī)劃》出臺，《規(guī)劃》嚴格控制煤電規(guī)劃建設(shè)，2020 年煤電裝機力爭控制在 11 億千瓦以內(nèi)，擬取消和推遲煤電建設(shè)項目 1.5 億千瓦以上，爭淘汰落后煤電機組約 2000 萬千瓦。此后能源局持續(xù)控制煤電機組項目擴張，今年 3 月，能源局印發(fā)了《燃煤自備電廠規(guī)范建設(shè)和運行專項治理方案(征求意見稿)》，主要涉及控制新建自備電廠、落實交叉補貼和落后產(chǎn)能淘汰等工作。我們預(yù)測 2018 年淘汰、關(guān)停煤電機組或?qū)⒋笥?400 萬千瓦。

我們預(yù)測，2018-2020 火電裝機年均復(fù)合增速約為 4.2%。2015 年以來，火電裝機容量增速逐年下降。2017 年火電裝機容量為 11.1 億千瓦，同比增長 4.25%，其中煤電裝機 9.9 億千瓦，燃氣發(fā)電 7438 萬千瓦，其他 4255 萬千瓦。

我們根據(jù)在建項目進度預(yù)測 2018 年火電裝機增加 3914 萬千瓦，其中煤電 2700 萬千瓦，燃氣發(fā)電 1014 萬千瓦，其他 200 萬千瓦。2018-2020 年火電裝機增速分別為 3.5%、4.5%、4.5%，煤電裝機增速為 2.7%、3.8%、3.6%。

風(fēng)光發(fā)電向高質(zhì)量發(fā)展，補貼強度降低，裝機增速或?qū)⒂兴档汀?018 年 5 月 18 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于 2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》，通知明確提出，推行競爭方式配置風(fēng)電項目，已核準項目不受競價模式影響，2019 年起新核準集中式陸上風(fēng)電項目和海上風(fēng)電項目全部通過競爭方式配置和確定上網(wǎng)電價；支持風(fēng)能資源豐富地區(qū)建設(shè)風(fēng)電項目，在國家相關(guān)政策支持下力爭實現(xiàn)不需要補貼發(fā)展。此項政策出臺標志著風(fēng)電正式進入競價時代，補貼強度降低的趨勢也將促使各地布局風(fēng)電裝機時更多衡量風(fēng)電電價競爭力，從而一定程度上將降低風(fēng)電裝機的配置增速。

光伏方面，限裝機增速、降光伏補貼的趨勢逐步明朗。5 月 31 日，國家發(fā)改委、財政部及能源局發(fā)布《關(guān)于 2018 年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》，通知指出：（1）合理把握發(fā)展節(jié)奏，優(yōu)化光伏發(fā)電新增建設(shè)規(guī)模。暫不安排 2018 年普通光伏電站建設(shè)規(guī)模，規(guī)范分布式光伏發(fā)展，今年安排 1000 萬千瓦左右規(guī)模用于支持分布式光伏項目建設(shè)；（2）加快光伏發(fā)電補貼退坡，降低補貼強度。自發(fā)文之日起，新投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價每千瓦時統(tǒng)一降低 0.05 元， Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為每千瓦時 0.5 元、0.6 元、0.7 元（含稅）；新投運的、采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，全電量度電補貼標準降低 0.05 元，即補貼標準調(diào)整為每千瓦時 0.32 元（含稅）；符合國家政策的村級光伏扶貧電站（0.5 千瓦及以下）標桿電價保持不變。此次政策一出，各地相繼出現(xiàn)分布式光伏規(guī)模壓縮及補貼下滑的情況。6 月 19 日，為緩沖此前政策的沖擊，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于做好光伏發(fā)電相關(guān)管工作的緊急通知》，通知指出各地、各電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)依法規(guī)繼續(xù)做好光伏發(fā)電項目并網(wǎng)、（代）備案和地方補貼墊付等工作，不得以項目未納入國家補貼建設(shè)規(guī)模范圍為由擅自停止。但此番政策使得光伏行業(yè)趨勢更加明朗，光伏發(fā)電規(guī)范化已是大勢所趨，裝機增速大概率將有所放緩。

小水電整治持續(xù)推進，水電裝機增速較緩。繼 2017 年全國多地小水電站關(guān)停后，發(fā)改委、水利部、能源局于 2018 年 5 月 28 日印發(fā)《關(guān)于開展長江經(jīng)濟帶小水電排查工作的通知》，針對長江靜待部分地區(qū)存在的小水電開發(fā)管理不規(guī)范造成的生態(tài)環(huán)境損害的問題督促相關(guān)省份完善小水電管理制度，此項通知意味著我國小水電整治工作將長期持續(xù)。而常規(guī)水電站按照《2018 年能源工作指導(dǎo)意見》將新增 600 萬千瓦，抽水蓄能 130 萬千瓦，繼續(xù)保持較低增速。

核電建設(shè)周期長達 5 年，短期內(nèi)裝機變化不大。綜合考慮煤電、風(fēng)光、水電及核電裝機建設(shè)規(guī)劃及政策影響，我們預(yù)計 2018-2020 年全國電力裝機增速將保持在 5%-6%左右，較此前 8%左右的增速有所放緩。

2018-2020 年火電發(fā)電量將維持 6%左右的增速，火電發(fā)電增長貢獻比大于此前。暫不考慮 2018 年風(fēng)光政策對于風(fēng)電、光伏裝機的影響，仍然假設(shè)其裝機按照此前預(yù)測速度增長，我們根據(jù)全社會用電量和高優(yōu)先級的核電、可再生能源發(fā)電的利用小時數(shù)，測算出火電的發(fā)電量。我們供需分析中預(yù)測 2018-2020 年全社會用電量增速分別為 8%、 5.8%和 5.5%，據(jù)此測算 2018-2020 年火電發(fā)電量增速分別為 7.4%、5.8%、5.7%，年均復(fù)合增速 6.3%。在 2018-2020 年的發(fā)電增量中，火電發(fā)電量同比增速貢獻率分別達到 65.5%、59.7%、59.8%，遠高于 2014-2016 年水平，火電仍是未來發(fā)電增長的主要動力。

我們預(yù)測，2018-2020 年火電利用小時數(shù)分別為 4341、4415、4466 小時。利用小時數(shù)由發(fā)電量和時間加權(quán)裝機容量共同決定。2014-2016 年，火電利用小時數(shù)逐年大幅下滑，一方面是因為用電需求增速放緩和可再生能源擠壓效應(yīng)，導(dǎo)致火電發(fā)電量減少；另一方面是由于火電裝機容量增速依然維持高位。2018-2020 年火電發(fā)電量和裝機容量年均復(fù)合增速分別為 6%和 4.2%，利用小時數(shù)在 2018 年有望大幅提升。根據(jù)年度預(yù)測數(shù)據(jù)，我們測算出 2018-2020 年火電利用小時數(shù)將分別為 4341、4415、4466，同比增加 132、74、51 小時。

（三）標桿電價維持穩(wěn)定，市場交易折價收窄助推平均上網(wǎng)電價提升

1、電價改革逐步轉(zhuǎn)移至配輸電側(cè)，燃煤標桿電價變動概率不大

電改 5 號文推出后，我國電力行業(yè)政企不分、廠網(wǎng)不分的問題逐步得到解決，初步形成了電力市場主體多元化的競爭格局。2015 年 3 月 15 日，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》，意見指出：要在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)開展有效競爭，嚴格執(zhí)行并適時完善省級電網(wǎng)輸配電價制度，加快推進跨省跨區(qū)專項輸電工程和區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革，力爭 2018 年完成。電力體制改革開始向電價方面?zhèn)戎亍?016 年 3 月 1 日，北京電力交易中心、廣州電力交易中心掛牌成立，廣州率先進行有售電公司參與的電力月度競價交易，輸配電價改革試點進一步擴大。 2016 年 10 月 8 日，發(fā)改委及國家能源局印發(fā)《售電公司準入與退出管理辦法》及《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》，售電側(cè)市場化改革全面啟動。2017 年以來，我國持續(xù)在調(diào)整電價結(jié)構(gòu)方面出臺政策。2017 年 6 月 16 日，發(fā)改委出臺《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價，緩解燃煤發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難。

目前，一般工商業(yè)電價下調(diào)主要是輸配電和政府基金讓利，沒有涉及發(fā)電企業(yè)。2018 年以來，發(fā)改委及財政部先后出臺政策降低輸配電價。發(fā)改委出臺《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項的通知》，主要在電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格方面降價約 430 億元。財政部 4 月 17 日發(fā)布《關(guān)于降低部分政府性基金征收標準的通知》，在按照《財政部關(guān)于降低國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》（財稅〔2017〕51 號）降低 25%的基礎(chǔ)上，再統(tǒng)一降低 25%，政府基金讓利金額約 122 億元。5 月 15 日，發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于電力行業(yè)增值稅稅率調(diào)整相應(yīng)降低一般工商業(yè)電價的通知》，該項措施涉及金額約 216 億元。

今年燃煤標桿電價大概率不會調(diào)整。2004 年，我國推出煤電聯(lián)動機制，明確每年燃煤標桿上網(wǎng)電價依據(jù)煤電關(guān)系定期調(diào)整。煤電價格聯(lián)動機制建立以來，由于電煤價格上漲，2004 年-2011 年曾連續(xù) 7 次上調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電價，并相應(yīng)提高工商業(yè)銷售電價。2013 年至 2016 年，電煤價格持續(xù)走低，連續(xù) 4 次下調(diào)上網(wǎng)電價，共下調(diào)每千瓦時 7.44 分錢。在 2017 年 6 月 16 日，發(fā)改委出臺《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價，緩解燃煤發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難，此項政策使全國煤電標桿電價平均提高約 1.1 分/千瓦時。電煤價格上漲的背景下，燃煤標桿上網(wǎng)電價幾無下調(diào)空間；而在降成本的大環(huán)境中，燃煤標桿電價上調(diào)也幾無可能。

2、市場化折價幅度逐步收窄，或助平均上網(wǎng)電價提升從市場化交易電價的角度來看，市場化交易電量折價自 2017 年以來逐步收窄。2018 年 6 月份電力市場化集中競價交易有廣西、山東、安徽、江蘇及貴州等省份。其中，廣西、安徽及江蘇均呈現(xiàn)出申報電量需求旺盛的狀態(tài)，安徽省用電端申報電量甚至約為發(fā)電端申報電量的 2 倍，與此對應(yīng)的是集中競價最終出清價格與當?shù)厝济簷C組上網(wǎng)標桿電價價差收窄，廣西、山東、江蘇、貴州、福建等地價差分別為 1.085、0.89、1.4、0.35、1.4 分/千瓦時，安徽省該項價差僅為 0.06 分/千瓦時，幾乎等同于標桿電價。

（四）多措施疏導(dǎo)煤價上漲動因，煤價預(yù)期與去年持平

從煤電關(guān)系上來看，2016 年前動力煤價格與火電發(fā)電量增速同步變動，2015 年末-2017 年動力煤價格與電量- 煤量增速差較為統(tǒng)一。我們將近十年的動力煤價格與火電發(fā)電量、煤炭可供量增速比較發(fā)現(xiàn)：2008-2015 年期間，秦 皇島港動力末煤平倉價（Q5500）從 2011 年 11 月最高點 860 元/噸到 2015 年 11 月最低點 351 元/噸，對應(yīng)火電發(fā)電 量增速由 2011 年的 13.9%到 2015 年的-2.8%，發(fā)電量增速每波動 1 個百分點，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500） 平均波動 30.5 元/噸；2015-2017 年，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）從 2015 年 11 月最低點 351 元/噸到 2016 年 11 月最高點 741 元/噸到，電量-煤量增速差由 2015 年的 0.78%到 2016 年的 7.28%，電量-煤量增速差每波動 1 個 百分點，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）平均波動 60 元/噸。

整體來看，前五個月電量-煤量 2.9%的增速差與去年同期基本持平。如果 2018 年全年電量-煤量增速差與去年保 持基本一致，加之供需基本面基本維持緊平衡狀態(tài)，我們預(yù)測今年煤價與去年相比將不會有大幅波動。

中長協(xié)煤價對電煤成本影響加大，有助于維持火電燃料成本穩(wěn)定。2017 年 11 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于推進 2018 年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》支持煤電企業(yè)多簽中長期合同。其中，中央和各省區(qū)市及其他規(guī)模以上煤炭、發(fā)電企業(yè)集團簽訂的中長期合同數(shù)量，應(yīng)達到自有資源量或采購量的 75%以上。合同一經(jīng)簽訂必須嚴格履行，全年中長期合同履約率應(yīng)不低于 90%。按照下限測算，中長協(xié)煤價對發(fā)電企業(yè)的電煤成本影響程度為 68%。

今年 4 月中下旬以來，煤炭價格特別是電煤價格持續(xù)上漲從而給發(fā)電企業(yè)經(jīng)營帶來壓力。為緩解電煤矛盾，發(fā)改委 5 月份開始積極采取措施穩(wěn)定煤價。5 月 18 日，發(fā)改委經(jīng)濟運行調(diào)節(jié)局負責(zé)人在回應(yīng)近期煤價上漲過快問題時表示，將采取增產(chǎn)量、增產(chǎn)能、增運力、增長協(xié)、增清潔能源、調(diào)庫存、減耗煤、強監(jiān)管、推聯(lián)營等 9 項措施，進一步穩(wěn)定煤炭市場，促進市場煤價回歸合理區(qū)間。5 月 21 日，煤電工作會議召開，會議主要討論了控制電煤價格措施：（1）新增 2 億至 3 億噸鐵路配置運力的產(chǎn)運需三方長協(xié)合同；（2）要求神華、中煤等主要煤企帶頭把 5500 大卡的月度長協(xié)價格降到綠色區(qū)間 570 元/噸以內(nèi)；（3）要求于各央企、重點省屬電廠不要高價搶購電煤，在現(xiàn)有基礎(chǔ)上降低 5 天左右?guī)齑妫苑€(wěn)定煤炭市場平抑煤價；（4）在進口煤方面，要求在不超去年總量的基礎(chǔ)上定向支持發(fā)電企業(yè)。并要求各方執(zhí)行，力爭在 6 月 10 號前將 5500 大卡北方港平倉價引導(dǎo)到 570 元/噸以內(nèi)。5 月 22 日，國家發(fā)改委與國家市場監(jiān)管總局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于公布煤炭市場違法違規(guī)行為舉報方式的通知》，公布了煤炭市場違法違規(guī)行為舉報方式，表示為進一步規(guī)范煤炭市場秩序，有關(guān)部門將加強煤炭市場監(jiān)管，嚴厲打擊違法違規(guī)炒作煤價、囤積居奇等行為。

具體落實上，為響應(yīng)國家保供穩(wěn)價政策，大秦線自年初以來基本保持滿負荷運行。5 月 19 日起，張?zhí)畦F路煤炭運輸引入萬噸大列，對環(huán)渤海港口煤炭供應(yīng)提供有效補充。截至 6 月 13 日，大秦線運量維持在 131.53 萬噸，較去年同期高近 17 萬噸，張?zhí)畦F路接入 22 大列也有近 10 萬噸的凈增量。除保障運量外，太原局、呼和局還同時加大了對長協(xié)煤、平價煤的保障力度，力促優(yōu)質(zhì)低價貨源加速運轉(zhuǎn)。

（五）點火價差企穩(wěn)回升，火電企業(yè)利潤水平有望改善

煤電度電利潤由點火價差決定，點火價差受到上網(wǎng)電價及燃料成本的影響。上網(wǎng)電價由標桿電價和市場電價加權(quán)得到，市場交易電價一般在標桿電價的基礎(chǔ)上有一定折讓，2017 年，市場交易電量累計 1.63 萬億千瓦時，占比 26%。2016 年 1 月以來，電煤價格指數(shù)不斷攀升，全國平均點火價差也隨之下降。2017 年 7 月 1 日起，全國煤電標桿電價平均上調(diào)約 1.1 分/千瓦時，全國平均點火價差也隨之增長。

2018 年 5 月煤電全國平均點火價差為 0.1296 元/千瓦時，同比增長 0.96%。2018 年以來，點火價差從 2 月份的 0.1127 分/千瓦時逐步提升至 5 月的 0.1296 元/千瓦時，逐步回升至 2017 年以來的較高水平，實現(xiàn)企穩(wěn)回升。從電價和煤價兩個角度來看，目前市場化電價價差正在逐步縮小，市場化電價對整體上網(wǎng)電價的侵蝕有望就此觸底；煤價方面，前文我們通過電量-煤量增速差的分析并結(jié)合目前政策趨勢，預(yù)測今年煤價與去年相比將不會有大幅波動。因而，全國平均點火價差有望企穩(wěn)回升。

分地區(qū)來看，火電發(fā)電量前五名省區(qū)點火價差均高于全國平均水平。2018 年 5 月，全國平均點火價差排名前五位省區(qū)分別為：海南（0.1768 元/千瓦時）、蒙東（0.1612 元/千瓦時）、廣東（0.1586 元/千瓦時）、冀北（0.1535 元/千瓦時）、上海（0.1488 元/千瓦時）。2018 年 1-5 月份火力累計發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：山東（392 億千瓦時）、江蘇（344 億千瓦時）、內(nèi)蒙古（325 億千瓦時）、廣東（287 億千瓦時）、浙江（229 億千瓦時），對應(yīng)點火價差分別為：0.1296 元/千瓦時、0.1334 元/千瓦時、0.1331 元/千瓦時、0.1586 元/千瓦時、0.1392 元/千瓦時。公司在山東、廣東、浙江、河北均布局有大型裝機，有望受益于點火價差擴大帶來的業(yè)績提升。

三、業(yè)績彈性強，短期+長期邏輯兼?zhèn)?/p>

（一）短期受益電價和利用小時數(shù)提升，長期受益煤價下行

我們測算得出公司的業(yè)績對電價和煤價的敏感性高，因此電價提升和煤價下行都將為公司帶來高速增長。同時，利用小時數(shù)提升能夠有效抵消煤價上漲對業(yè)績的影響。

1、標桿電價提升和市場交易折價收窄，助公司業(yè)績觸底回升

以公司 2017 年數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，假設(shè)其他因素穩(wěn)定，每當電價提升 0.01 元/千瓦時，對應(yīng)的凈利潤增幅達 126.6%。

我們通過梳理各省 2017 年煤電標桿電價的變動，以公司在各省發(fā)電量加權(quán)計算得 2017 年 7 月煤電標桿電價上調(diào)幅度約為 0.014 元/千瓦時。由于今年降成本的大環(huán)境，煤電聯(lián)動較難落實，電價調(diào)整空間較小。因此 2018 年公司平均上網(wǎng)電價將主要受 2017 年 7 月標桿電價上調(diào)的影響，2018Q1 公司平均上網(wǎng)電價同比增長 3.5%（+1.38 分/千瓦時）至 0.4132 元/千瓦時，預(yù)計 2018 全年平均上網(wǎng)電價增幅約為 0.007 元/千瓦時，對凈利潤產(chǎn)生約 7 億元的貢獻。

同時，公司市場化交易電量占比在 2018 年預(yù)計將進一步提升，但折價幅度將有所縮窄。因此整體來看，在電價穩(wěn)中微升的預(yù)期之下，公司業(yè)績對電價的高敏感度將有力地推動業(yè)績上行。

2、煤價敏感性較高，規(guī)模效應(yīng)下煤價漲幅可控

煤價對公司盈利能力的影響較電價相對較弱，但從絕對額角度考慮，煤價每下降 10 元/噸，公司業(yè)績將正向增長 44.4%，其對業(yè)績的提振幅度同樣較為可觀。

2018 年綜合煤價與 2017 年價差在逐步收窄。若以現(xiàn)貨、月度長協(xié)與年度長協(xié) 4：3：3 的比例計算綜合煤價， 2018 年 1 月份綜合價格比去年同期高 70 元/噸，而到 6 月累計綜合價格比去年同期高 24 元/噸，價差處于收窄態(tài)勢。

華電國際未來煤價漲幅有限，有回落趨勢。一方面由于公司主要電廠采用當?shù)孛阂约瓣懧愤\輸煤，運費可控性更強；另一方面由于公司長協(xié)煤占比達 60%，在現(xiàn)貨價格上漲時對公司成本起到一定的穩(wěn)定作用。2018Q1 華電國際入爐標煤單價為 748 元/噸，2018 年 4-6 月有所回落。我們預(yù)計 2018 年上半年入爐標煤單價為 730-733 元/噸，公司煤價處于回落態(tài)勢。

3、利用小時數(shù)提升或可完全抵消煤價上漲，多種情形測算確認底部

（1）2018H1 利用小時數(shù)提升可完全抵消煤價上漲引入

利用小時平衡煤價，探究利用小時數(shù)和煤價作用強弱。由于火電企業(yè)在裝機容量不變的情況下，折舊、職工薪酬及維修保養(yǎng)修理等其他成本不會大幅波動，利用小時數(shù)的增加將度電折舊和其他成本攤薄，從而使火電邊際利潤增加。為了探究利用小時數(shù)和煤價相互作用的強弱，我們引入利用小時數(shù)平衡煤價（與利用小時數(shù)變動 1%作用大小相同的綜合煤價同向變動值）進行分析。

華電國際利用小時數(shù)平衡煤價為 4 元/噸，2018H1 利用小時數(shù)提升可完全抵消煤價上漲。經(jīng)測算，在公司 2017 年 4502 小時火電機組利用小時的基礎(chǔ)上，若利用小時數(shù)增長 1%，可以平衡掉標煤單價（不含稅）上漲 4 元/噸帶來的成本增長。2017H1 和 2018H1 華電國際入爐標煤單價（不含稅）分別約為 720 元/噸、730-733 元/噸，2018H1 利用小時數(shù)提升約 4%。按照利用小時平衡煤價的概念，利用小時數(shù)提升 4%可以抵消標煤單價（不含稅）上漲 16 元/ 噸的成本增長，將完全抵消華電國際上半年入爐標煤單價（不含稅）的漲幅，或能帶來利潤增長。

（2）不同煤價下的多情形分析：收益增長確定性較強

為進一步探究公司業(yè)績的確定性，我們假設(shè)公司全年利用小時數(shù)提升 4%（公司 Q1 利用小時數(shù)增 4%），在不同煤價的情況下測算了公司業(yè)績增長的情況：

情形一（煤價同比下降）：下半年 5500 大卡北方港平倉價維持在 570 元/噸，全年煤價下跌 16 元/噸，利用小時數(shù)維持同比 4%的增長，公司歸母凈利潤增幅 449%

若根據(jù)發(fā)改委 5 月 21 日的要求：“力爭在 6 月 10 日前將 5500 大卡北方港平倉價引導(dǎo)至 570 元/噸以內(nèi)”，我們假設(shè)下半年煤價維穩(wěn)在 570 元/噸，則全年電煤成本較去年下降約 2.5%，對應(yīng)標煤單價（不含稅）將下降約 15-17 元 /噸，在利用小時數(shù)增長和煤價降低的聯(lián)合作用下，公司歸母凈利潤將達 23.6 億元，對應(yīng)增幅達 449%。?

情形二（煤價同比持平）：電量-煤量增速差與 2017 年持平，煤炭平均價格與 2017 年相比變動不大，利用小時數(shù)仍維持 4%的增長，歸母凈利潤增幅約 347%

根據(jù)前文煤價-電價增速差的概念，動力煤價格與電量-煤量增速差較為統(tǒng)一，據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，1-4 月份火電發(fā)電量同比增長 7.1%，煤炭可供量同比增長約 4.2%，電量-煤量增速差為 2.9%，與去年同期持平。2018 年煤炭行業(yè)預(yù)計新增產(chǎn)量約 1.0 億噸，國內(nèi)進口煤量約 2.7-3.0 億噸，煤炭可供應(yīng)量增速為 3.4%，電量-煤量增速差為 4%，略低于去年 4.12%，因此我們預(yù)測今年煤炭平均價格與去年相比不會有大幅波動。在煤價維穩(wěn)、利用小時數(shù)增長的推動下，公司歸母凈利潤將同比增長 347%至 19.2 億元

? 情形三（下半年用電需求增速回落）：下半年用電需求增速回落，火電利用小時數(shù)增速下滑 1%至 3%，煤價同步下跌，且跌幅將超利用小時數(shù)平衡煤價，歸母凈利潤同比增長 472%

若全年火電利用小時數(shù)增速下降 1%，同樣根據(jù)電量-煤量增速差概念，火電發(fā)電量增速下降 1pct，現(xiàn)貨煤價將下跌約 60 元/噸。若只考慮現(xiàn)貨煤價下跌，則全年綜合煤價下跌約 24 元/噸，遠超利用小時平衡煤價，公司歸母凈利潤仍將同比增長 472%至 24.6 億元。

? 情形四（煤價同比上漲）：全年綜合煤價同比提高 20 元/噸，利用小時數(shù)保持 4%的增長，歸母凈利潤增幅約 221%

若利用小時數(shù)仍保持 5.2%的增速，而下半年煤價持續(xù)上漲，即便下半年現(xiàn)貨/月度長協(xié)/年度長協(xié)分別維持在 700/620/570 元/噸，全年綜合價格比去年同期高 20 元/噸的極端情況，由于利用小時數(shù)帶來的邊際收益更為顯著，仍完全能夠平衡掉煤價上漲帶來的成本增長，2018 全年公司歸母凈利潤預(yù)計同比增長 221%至 13.8 億元。

（二）行業(yè)對比：高彈性+量價向好

此前我們對公司自身的業(yè)績彈性、利用小時數(shù)平衡煤價等進行了分析，進一步我們通過行業(yè)內(nèi)的對比發(fā)現(xiàn)：（1）公司業(yè)績彈性在行業(yè)內(nèi)處于較高水平；（2）公司利用小時數(shù)的增速提升明顯；（3）公司整體點火價差高于全國平均水平，成本把控較為優(yōu)秀。

1、敏感性：公司業(yè)績彈性在主要火電企業(yè)中處于較高水平

通過對比同行業(yè)內(nèi)其他公司業(yè)績對各關(guān)鍵變量的敏感性，我們發(fā)現(xiàn)，以 2017 年各公司數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，公司對電價、煤價、利用小時數(shù)和利率的業(yè)績敏感性均位于行業(yè)前列，僅次于業(yè)績基數(shù)相對較小的皖能電力。

從利用小時數(shù)平衡煤價來看，公司的平衡煤價在行業(yè)中處于中游偏上的位置，約 4 元的單位平衡煤價為企業(yè)提供了足夠應(yīng)對煤價上漲的安全邊際。

2、利用小時數(shù)：公司利用小時數(shù)增速重回行業(yè)平均水平，拉動電量增速爬升

公司發(fā)電量增速在經(jīng)歷 2016 年觸底后逐步提高，利用小時數(shù)的增速提升是主要貢獻因素。公司火電利用小時數(shù)整體保持高于行業(yè)的水平，2018Q1 利用小時數(shù)增速達 4%。2018 年在用電需求高增驅(qū)動下，公司利用小時數(shù)增速有望維持較高增速。

3、點火價差：公司點火價差與行業(yè)趨勢一致，將觸底回升

公司的點火價差與行業(yè)趨勢一致，用煤價格增速整體上相與動力煤價格同步增長。2014-2016 年公司用煤價格增幅低于動力煤價格增幅。一方面由于公司燃煤成本中價格一般偏低的月度長協(xié)和年度長協(xié)用量占比在 60%以上，從而平滑成本的上漲；另一方面由于公司所處地理位置多為煤炭資源豐富的地區(qū)，公司煤炭的運輸主要采用陸路運輸，因此港口價的大幅上漲并不會直接傳導(dǎo)至公司的燃料成本上。隨著電價提升和煤價下行，公司點火價差將觸底回升。

（三）預(yù)計未來三年股息率逐步提升，PB 降至歷史低點安全邊際較高

1、穩(wěn)定分紅率保障股東回報

預(yù)計 2018-2020 年公司的股息率（2018 年 7 月 6 日股價為基準）將恢復(fù)至 2.5%、3.7%、5.1%。公司歷史分紅情況穩(wěn)定，維持在 40%左右。2017 年分紅率較上年提高 1.16pct 至 41.27%，但是由于 2017 年公司利潤大幅下滑，因此當年分紅絕對額減少至 0.018 元（含稅），股息率僅為 0.5%。若假設(shè)公司維持 40%左右的分紅率政策，根據(jù)對公司業(yè)績的相關(guān)測算，我們預(yù)計 2018-2020 年公司的股息率恢復(fù)至 2.5%、3.7%、5.1%。

2、公司估值處于板塊和歷史低位

板塊估值處于歷史低位，公司處于同行業(yè)低位，對股價支撐較強。受 2017 年煤價大漲的影響，火電板塊的業(yè)績大幅下滑，火電板塊 PB 值也隨之大幅下跌至 1.1 倍，目前 CS 火電的 PB 至已位于十年來的底部。公司目前 PB 約為 0.95 倍，縱向?qū)Ρ葋砜?，仍處于近十年來的低位，但公司盈利仍存大幅回彈預(yù)期，安全邊際較高；而在同行業(yè)中看，公司的 PB 在十大發(fā)電企業(yè)中僅高于建投能源、申能股份和皖能電力，估值修復(fù)預(yù)期強烈。

四、盈利預(yù)測及投資建議

（一）盈利預(yù)測

電力：我們預(yù)計公司 2018-2020 年控股裝機分別增長 545、288 和 337 萬千瓦，對應(yīng)增長 11.1%、5.3%和 5.9%；利用小時數(shù)分別提升 2%、0%、0%；總發(fā)電量約為 2113、2282、2410 億千瓦時；廠耗率穩(wěn)定，上網(wǎng)電量 1976、2134、 2253 億千瓦時；受益 2017 年 7 月煤電標桿電價上調(diào)，電價（不含稅）分別為 0.353、0.352、0.351 元/千瓦時；則對應(yīng)售電收入 698、750、789 億元，同比增長 13%、7%和 5%。

成本方面，我們預(yù)計 2018-2019 年標煤單價分別下跌 2.2%、2.5%和 3.3%；度電耗煤維持在不到 300 克/千瓦時的水平上，每年下降 1 克/千瓦時；折舊攤銷、職工薪酬、維修等成本保持正常增長。因此，公司 2018-2020 年售電業(yè)務(wù)毛利率分別為 18.3%、20%和 22.3%。

供熱：公司供熱業(yè)務(wù)近年一直保持穩(wěn)健增長，我們預(yù)計未來三年將保持約 5%的年均增速，但盈利能力在現(xiàn)階段煤價下仍將承壓，預(yù)計未來 2018-2020 年供熱業(yè)務(wù)毛利率-8.0%、-6.8%和-3.0%。

煤炭：受煤價上漲影響，公司 2017 年煤炭業(yè)務(wù)收入同比增長 939%，我們預(yù)計今年煤炭景氣度仍較高，考慮到公司煤炭新增產(chǎn)能釋放尚需時間，因此我們預(yù)計 2018-2020 年售煤業(yè)務(wù)收入保持穩(wěn)定，同時由于煤炭貿(mào)易受煤價波動影響較大，且毛利率相對較低，我們預(yù)計未來售煤業(yè)務(wù)毛利率維持 0%的水平。

（二）投資建議

我們預(yù)計公司 2018-2020 年實現(xiàn)歸母凈利潤 24.73 億、35.64 億和 49.2 億元，同比增長 475%、44%、38%，對應(yīng) PB 為 0.92、0.86、0.79，參考 CS 火電板塊可比公司 2018 年平均 P/B 為 1.1 倍，給予公司 18 年 1.1 倍 PB，對應(yīng)目標價為 4.97 元，給予“強推”評級。