分析丨走进火力发电2017成本上升却还保持优势！

　　在电力装机过剩的大背景下，预计火电装机的利用小时将在 2016~20 年间维持在较低水平（4,200 小时），较 2015 年/“十二五”期间平均分布下滑 4%/14%。尽管发改委和能源局已于 2016 年下发各项文件严控煤电装机，但是据了解这些政策主要针对已核准项目，而在建项目所受影响较小。因而基于 15 年底仍有约 150GW 在建，并有 200GW 已核准，预计未来装机仍将维持在较高水平（30GW 每年 vs.“十二五”期间为 53GW）。根据敏感性分析，火电利用率每下降 1%，相关火电公司盈利将下滑 2~3%。

　　但是短期来看，电力需求经过 2015 年的低谷期（同比仅增长 0.5%），在 2016 年开始逐步回升（2016 年前 11 月用电量同比增长 5%）。此外，2016 年上半年由于来水量丰富水电发电量大增（同比增长 10%至 1,658 小时），火电利用小时数因此受到挤压触底（同比下降9%至 1,964 小时）。2016 年 3 季度开始出现变化，由于电力需求强劲以及水电量疲弱，从9 月起火电利用小时数强力反弹（9 月、10、11 月同比变化分别为 7%、6%、-1%）。

　　由于低基数和厄尔尼诺现象的结束，预计未来火电利用小时数将企稳，甚至在 2017 年上半年出现反弹。假设 2017 年上半年水电利用小时数正常化，恢复到历史均值（1,500 小时，或较 2016 年上半年低 10%）且电力需求同比维持在 5%，预计火电利用小时数或将达到 1,968 小时（同比持平）。计算火电发电量同比每增加 1 个百分点，火电利用小时数同比将改善 1.3 个百分点。

　　受供给侧改革影响，动力煤价格年初至今飙升了 80%，因而带动电厂用煤成本大幅上升。测算煤价每增加 1%，将减少 2~3%的相关火电公司盈利。在当前煤价下，预计大部分电厂都将处于亏损阶段。

　　但是煤价在 11 月触顶后快速回调，至今已累计回调 10%，主要因为：1）五大发电集团与大型煤炭企业新签中长期煤炭购销合同，基准价为 535 元/吨（较当前价格低 19%左右）；2）煤炭库存天数达到合理水平，约 20 天左右（接近历史均值）；以及 3）部分先进产能释放，产量增加。因此，中金煤炭组认为冬季煤价或出现小幅下降，预计 2017 年煤价或将达到 500 元/吨（秦皇岛动力煤 5,500 大卡）的正常水平，分别较 2015 年和 2016 年的平均值高 27%和 7%。

　　预计 2017 年的煤电标杆电价上行幅度有限。假设 2016 年 12 月的电煤价格指数维持在 11 月份的水平（522 元/吨），2016 年全年的电煤价格水平为 380 元/吨，仅比 2015 年平均水平高出 17 元/吨，因而根据煤电联动机制，测算标杆电价将基本持平。

　　尽管市场电量的占比不断增加（从2015年平均10%增长至2016年前9个月的20%左右），市场交易电价折扣在 2016 年 2 季度触顶后在 3 季度开始回落，主要原因可能在于煤价大幅上涨以及来自水电的竞争减少。看到华能和大唐的电价折扣分别从 2016 上半年的23%和 23%，下降至 2016 年前 9 个月的 18%和 15%。此外，部分火电企业表示 2016 年3 季度新签电力交易合同的电价折扣基本接近于零。

　　由于 2017 年上半年的电力交易合同大部分将在 2016 年底到 2017 年初左右签订，预计在高煤价的情况下，这批合同的电价折扣将会下降，或者基本不会增加。因此，考虑潜在的煤价大幅回调，2017 年上半年火电企业的利润水平可能超市场预期。

　　同时，随着市场电价占比逐步提高，电价折扣可能不会像市场预期的那样低，并且根据地方电力情况可能会有所不同。在电力供需平衡的地区（如江西、海南和安徽），电价折扣可能低于电力供过于求的地区（如新疆和甘肃）。

　　如果市场电量占比达到一定水平，竞价会更加合理，尤其是在煤价极其不确定的情况下。从广东的情况看（从 2016 年 3 月开始推行直接电力交易），即使在煤价保持在合理水平时，随着市场电量的增加，电价折扣依然快速下落。

　　除了因为可再生能源快速增长所造成的利用小时挤压外，认为新兴的碳排放交易市场和绿色证书交易制度将会压制未来火电的盈利。