本輪煤價回落的過程將呈現(xiàn)出緩和的特點。我國的煤炭供給側(cè)改革始于 2016 年 2 月，原因在于煤炭行業(yè)產(chǎn)能嚴重過剩，供過于求使得煤價大幅下跌，煤炭行業(yè)出現(xiàn)大面積虧損。國家要求用 3 年至 5 年的時間退出產(chǎn)能 5 億噸左右、減量重組 5 億噸左右，同時 2016 年 5 月后在全國推行實施 276 天核定產(chǎn)能政策，行業(yè)從嚴重供過于求轉(zhuǎn)為供不應(yīng)求，煤價自 2016 年下半年開始上漲，煤炭行業(yè)盈利逐步修復。我們認為國家對煤炭行業(yè)進行供給側(cè)改革旨在淘汰過剩產(chǎn)能，引導煤炭行業(yè)進入合理的盈利區(qū)間，我們認為未來國家會盡量避免煤價再次出現(xiàn) 2014 年的斷崖式下跌，因此本輪煤價回落的過程將呈現(xiàn)出緩慢下行至合理區(qū)間的趨勢。

5. 電價：煤電聯(lián)動難啟，但邊際惡化風險小

5.1. 降成本背景下，煤電聯(lián)動難啟

2017 年 7 月上調(diào)燃煤標桿上網(wǎng)電價 1 分/千瓦時左右。2016 年下半年起煤價的走高使得火電行業(yè)業(yè)績迅速惡化，為緩解燃煤企業(yè)經(jīng)營困難， 2017 年 6 月底發(fā)改委發(fā)文，明確自 2017 年 7 月 1 日起，取消工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，并將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各降低 25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網(wǎng)電價。全國各省區(qū)分別出臺調(diào)價政策，最終全國燃煤標桿上網(wǎng)電價平均上調(diào) 1.157 分/千瓦時。

按煤電聯(lián)動公式計算，2018 年上網(wǎng)電價應(yīng)上調(diào) 3.5 分左右。2016 年 11 月至 2017 年 10 月平均電煤價格指數(shù)為 513.68 元/噸，供電標準煤耗為 311.24 克/千瓦時,按煤電聯(lián)動公式計算在 2014 年 1 月 1 日電價基礎(chǔ)上應(yīng)上調(diào) 1.67 分/千瓦時。由于 2016 年初曾發(fā)生過一次調(diào)整，降低了 3 分/千瓦時，2017 年 7 月 1 日通過取消工業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整基金以及下調(diào)兩項基金上調(diào)上網(wǎng)電價平均 1 分/千瓦時左右，因此理論上，若 2018 年實行煤電聯(lián)動，全國各省應(yīng)在 2017 年 7 月 1 日電價基礎(chǔ)上再上調(diào) 3.5 分/千瓦時。

煤電聯(lián)動大概率不達預(yù)期，電價上升空間有限。雖然按照最新煤電聯(lián)動機制計算，2018 年燃煤上網(wǎng)標桿電價應(yīng)上調(diào) 3.5 分，但由于我國經(jīng)濟正處于“新常態(tài)”，工商業(yè)仍需大力降成本，我國當前缺乏支持電價大幅上調(diào)的經(jīng)濟基礎(chǔ)。2018 年 1 月 3 日，國務(wù)院總理李克強主持召開國務(wù)院常務(wù)會議，其中特別提出了“大力推動降電價”;2018 年政府工作報告提出，“要降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%。盡管國家推動降電價針對的是銷售電價而非上網(wǎng)電價，但在降銷售電價的背景下，上網(wǎng)電價上調(diào)的難度也就比較大，由此我們預(yù)計煤電聯(lián)動大概率不達預(yù)期。

5.2. 上網(wǎng)電價邊際惡化風險較小

我們認為雖然煤電聯(lián)動上調(diào)電價的難度較大，但上網(wǎng)端電價邊際惡化風險也較小：1)標桿上網(wǎng)電價下調(diào)的概率較小;2)市場電折價幅度縮窄。

標桿上網(wǎng)電價下調(diào)的概率較小。目前來看國家大力推行降電價的措施主要針對電網(wǎng)端及附加費用等，2017 年 4 月 1 日取消城市公用事業(yè)附加費，7 月 1 日取消工業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整基金，下調(diào)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，通過降低附加費用的方式讓利于下游，并未涉及下調(diào)上網(wǎng)電價。同時在煤價高位運行的背景下，火電企業(yè)不具備承受電價下調(diào)的基礎(chǔ)，2017 年底四大集團向發(fā)改委遞交《關(guān)于當前電煤保供形勢嚴峻的緊急報告》，報告中提到 2017 年高煤價導致五大發(fā)電集團煤電板塊虧損 402 億元，虧損面高達 60%。從火電上市公司 2017 年的業(yè)績來看，ROE 也紛紛跌進歷史低點。因此我們認為上網(wǎng)端電價的下調(diào)空間非常有限，預(yù)計在煤價回歸合理區(qū)間之前，上網(wǎng)端標桿電價下調(diào)的概率較小。

市場電折價幅度收窄。目前各火電企業(yè)市場電占比均在 30%左右，未來市場電占比仍有進一步擴大的趨勢，但折價幅度已從 2016 年以來大幅收窄。以華能國際為例，通過調(diào)研我們了解到其 2017 年市場電折價幅度 8%-9%，明顯低于 2016 年折價幅度 12%-13%，折價收窄的原因主要有兩方面：一是電力企業(yè)競價逐漸趨于理性;二是在煤價上漲過程中，市場電的市場化特性得到凸顯。

6. 投資建議

綜上我們認為，火電大周期拐點確立，在煤價逐步回歸合理區(qū)間以及利用小時逐步提升的推動下，火電已經(jīng)進入盈利能力逐漸修復的大周期上升通道。多重利好助力火電基本面從底部逐漸修復：①利用小時數(shù)逐步提升：經(jīng)濟穩(wěn)中向好帶動用電量需求持續(xù)回暖，煤電去產(chǎn)能背景下火電裝機增速明顯放緩，供需好轉(zhuǎn)拉動火電利用小時逐步提升，我們預(yù)計未來有望保持每年 50-小時左右的速度上升。②煤價緩慢回歸至合理區(qū)間：煤炭去產(chǎn)能邊際作用遞減，同時發(fā)改委多次強調(diào)釋放先進產(chǎn)能及保供應(yīng)，我們預(yù)計未來煤炭供需偏緊的狀況有望得以改善，煤價下行趨勢較為確定，煤價有望緩慢回歸合理區(qū)間;③電價相對平穩(wěn)：降成本大背景下煤電聯(lián)動大概率不達預(yù)期，但高煤價下火電企業(yè)大幅虧損，因此電價下調(diào)的空間也非常有限，我們預(yù)計在煤價回歸合理區(qū)間之前，上網(wǎng)電價下調(diào)的概率較小。

在目前市場波動加大的背景下，電力配置屬性凸顯，持續(xù)推薦火電板塊。首推估值處于歷史低位的港股火電企業(yè)華能國際電力股份、華電國際電力股份, A 股推薦資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)、分紅比例高、類債屬性凸顯的全國火電企業(yè)華能國際、華電國際，以及地方龍頭皖能電力。

7. 核心風險

盈利能力方面：1、成本端：動力煤價格超預(yù)期上漲;2、銷售端：電價調(diào)整幅度過低從而無法覆蓋成本端上升 3、需求端：電力需求疲軟，火電利用小時數(shù)繼續(xù)下行;水電來水超預(yù)期從而擠壓火電。

改革方面：電力央企重組推進步伐低于預(yù)期;供給側(cè)改革不及預(yù)期，導致火電整體發(fā)電效率維持較低水平;新一輪電改進度不及預(yù)期。