中泰：火电行业2018年量价齐升致业绩改善，2019年业绩有望继续向好

本文来自中泰证券研究报告《火电行业2018年报及2019一季报综述——2018年量价齐升致业绩改善，2019年业绩有望继续向好》。

投资要点

2018 年业绩显著改善， 但 Q4 业绩环比大降。我们重点关注的 29 家火电上市公司，2018 年合计实现营业收入 7596 亿元，同比上涨 14.7%；合计实现净利润 282 亿元，同比上涨 54.9%；合计实现归属母公司净利润 221亿元，同比上涨 56.1%。 同比业绩的好转主要是由于火电燃煤标杆电价上调和增值税下调 1 个百分点，以及发电量和上网电量同比上涨。 环比来看，2018 年归母净利润 Q4 环比 Q3 大幅下降 62.3%，主要是由于 Q4 计提大额资产减值损失。

火电发电量、上网电量同比恢复上涨。2018 年全社会的电力需求同比提高，致使火电发电量、上网电量明显上涨。 29 家公司来看， 2018 年发电量为17851 亿千瓦时，同比上涨 10.3%，上网电量 16161 亿千瓦时，同比上涨6.5%。

期间费用绝对值虽同比上涨，但期间费用率同比小幅下降。从绝对值来看， 2018 年累计期间费用 688.89 亿元，同比上涨 13.2%；综合来看，绝对值的增长主要是由于营收规模变大所致。从相对值来看， 2018 年期间费用率 9.1%，同比下降 0.1 个百分点;综合来看，相对值的小幅下降，说明了公司的成本管控能力增强，对企业的盈利有利。

公司整体盈利能力较去年同期有所改善。29 家上市公司 2018 年加权平均值为 11.7%，同比上涨 0.6 个百分点; 销售净利率为 3.7%，同比上涨 1 个百分点；ROE 为 4.1%，同比上涨 1.2 个百分点，其中有 16 家公司 ROE同比好转。

应收账款周转天数较去年持平。2018 年 29 家上市公司应收账款周转天数平均为 47 天，同比增加 1 天，涨幅 0.4%，基本与去年持平。

经营性现金流同比好转，偿债能力改善。29 家上市公司 2018 年合计为1454 亿元，同比增加 209.9 亿元，涨幅 16.9%;资产负债率平均为 67.7%，同比下降 0.5 个百分点；现金流动负债比率 21.9%，同比上涨 2.6 个百分点。

2019Q1 煤价同比大降，业绩同比继续改善。重点关注的 29 家电力上市公司， 2019Q1 年合计实现营业收入 2082.6 亿元，同比上涨 14.8%；合计实现净利润 153.74 亿元，同比上涨 89.5%；合计实现归属母公司净利润 114.96 亿元，同比上涨 80.9%。

煤价方面，动力煤现货价格在年初矿难事件的影响下出现了一波反弹，从580 元/吨提升到 640 元/吨，但从国家对煤炭供给端的诉求来看，仍是尽可能加大国内的供给从而减少对进口煤的依赖，所以加大煤炭供给端的产量释放仍是主要方向;从下游库存来看，长江口和六大电厂的库存绝 对量仍处于较高水平，未来有可能成为常态，这种库存变化是从 2018 年 6 月份发生的明显变化，这将有效抑制煤价的大幅上涨；对煤炭价格的同比判断，我们认为今年的现货均价维持在 600~620 元之间，相较于去年的 646 元/吨大概有 5%的降幅。

电力方面，根据 2019 年政府工作报告的要求，一般工商业企业降电价再降 10%。“两会”之后，相应的政策相继出来，包括各省级电网企业开始落实含税输配电价水平降低的空间全部用于降低一般工商业电价，将国家重大水利工程建设基金降低一半，最近 5 月中旬国家出台第二批降价措施，涉及降低电价附加收费、受增值税率下降传导腾出的跨省跨区专项工程输电价格、水电和核电非市场化电量的降价空间，我们预计再叠加市场化交易电价的让渡空间，火电发电端的燃煤标杆电价下调概率较小。

投资策略：短期来看，降低一般工商业企业电价基本对火电燃煤标杆电价 无忧，风险解除，此外煤价同比去年回落将继续改善火电的盈利水平。从 长逻辑来看，我们仍认为煤炭和火电板块有望实现利润的合理分配，在煤 价波动不大情况下，利润将会稳定并持续，并有较好的现金流及高股息率， 估值有望重构并有较大提升空间（PB-ROE 体系）。

风险提示：经济增速不及预期；政策调控力度过大；水电等出力过快等。

正文

2018 年综述：上网电量及电价提升，公司盈利好转

上网电量：2018 年火电发电量及利用小时数同比大幅增长

2018 年电力需求明显回升，当期全社会会用电量 68450 亿千瓦时，同 比增长 8.49%；全社会发电量 67914 亿千瓦时，同比增长 6.8%，其中 火电发电量 49795 亿千瓦时，同比增加 6%，火电机组利用小时数 4361 小时，同比增长 143 小时。

上网电价：2018 年火电燃煤标杆电价和市场化电价同比均有提升

2018 年受益于燃煤标杆电价和市场化交易电价的提升，火电综合上网电 价同比提升明显。燃煤标杆电价方面，2017 年国家发改委发布了《关于 取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，要求“取 消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于 提高燃煤电厂标杆电价”，该政策于 2017 年 7 月 1 日起实施，因此燃煤 标杆电价上 调约 1.29 分/千瓦时。市场化交易电价方面，由于 2018 年 电力市场供需结构改善，自 2017 年 4 季度以来，煤电市场交易电价连 续四个季度保持增长，2018 年 4 季度，大型发电集团煤电市场电价为 0.3384 元/千瓦时，较去年同期提高 0.0109 元/千瓦时。

此外，2018年 5 月 1 日，发电企业上网电价的增值税从 17%下调至16%， 不含税上网电价相应得到提升。

用煤成本：2018 年全年动力煤价格仍维持高位，对业绩是负贡献

国家有意通过一系列的政策调控，促使煤炭价格回归到合理区间之内， 如出台“绿黄红价格区间”调控政策、鼓励上下游企业签订长协价、有 序置换和投放先进产能等，但煤炭价格在 2018 年全年仍基本处于相对 高位，因此火力发电成本居高不下。

现货煤价格，2018 年秦港动力煤（Q5500，山西产）均价为 646 元/吨， 同比上涨 1.3%，2018Q1 单季度价格高达近 700 元/吨。长协煤价格， 2018 年年度长协煤价格 559 元/吨，同比下降 1.6%，月度长协煤价格 629 元/吨，同比上涨 3.8%。因为市场上现货煤的比重仍旧最大，所以 综合来看火电企业的用煤成本同比有可能是上涨。

业绩同比明显好转，主因量价齐升

业绩同比明显好转。我们重点关注的 29 家火电上市公司，2018 年合计 实现营业收入 7596 亿元，同比上涨 14.7%；合计实现净利润 282 亿元， 同比上涨 54.9%；合计实现归属母公司净利润 221 亿元，同比上涨 56.1%。主要原因是发电量的增长与利用小时数的提升，以及燃煤标杆 电价和市场化交易电价的同比提升，同时 2018 年 5 月 1 日增值税下调 1 个百分点也是正向贡献。

扣非后业绩仍表现为大幅增长。从扣非归母净利润来看，29 家上市公司 2018 年实现扣非归母净利润 151 亿元，同比上涨 52.3%；非经常性损 益 67.8 亿元，同比上涨 67.4%。2018 年非经常性损益总体规模上涨， 除去非经常性损益的部分，扣非归母净利润仍有明显的上涨幅度，说明 相比 2017 年 29 家企业的火电业务经营明显好转。

2018Q4 单季业绩明显下滑，主要由于计提大额资产减值准备。2018 年 29 家上市公司各单季度的归母净利润分别为 63.5 亿元、82.3 亿元、55.3 亿元、20.9 亿元，2018Q4 环比 Q3 大幅下降 62.3%，2018Q2 单季归 母净利润最高。2018Q4 单季业绩的环比大幅下降，我们分析认为主要 是由于火电企业大多在四季度计提大额资产减值准备，从资产减值损失 来看，29 家上市公司前三季度资产减值损失合计为 6.2 亿元，而 2018Q4 单季资产减值损失多达 61.9 亿元。

产销同比恢复上涨，主因 2018 年社会电力需求增大

2018 年全社会的电力需求同比提高，致使发电量、上网电量明显上涨。 29 家公司来看，2018 年发电量为 17851 亿千瓦时，同比上涨 10.3%， 上网电量 16161 亿千瓦时，同比上涨 6.5%。

期间费用绝 对值虽同比上涨，但期间费用率同比小幅下降

期间费用方面，企业也在采取多种措施进行控制。从绝 对值来看，2018 年累计期间费用 688.89 亿元，同比上涨 13.2%，其中，销售费用 10.1 亿元，同比上涨 22.4%，管理费用 196 亿元，同比上涨 7.4%，财务费 用 482 亿元，同比上涨 15.5%；综合来看，绝 对值的增长主要是由于 营收规模变大所致。从相对值来看，2018 年期间费用率 9.1%，同比下 降 0.1 个百分点，其中，销售费用率 0.1%，与去年基本持平，管理费用 率 2.6%，同比下降 0.2 个百分点，财务费用率 6.4%，同比上涨 0.1 个 百分点；综合来看，相对值与去年相比基本持平，说明了期间费用增长 不是由于企业管理能力变化所致。

公司整体盈利能力较去年同期有所改善

从销售毛利率来看，29 家上市公司 2018 年加权平均值为 11.7%，同比 上涨 0.6 个百分点，其中有 15 家公司毛利率同比好转；从销售净利率来 看，29 家上市公司 2018 年加权平均值为 3.7%，同比上涨 1.0 个百分点， 盈利能力提高，其中有 19 家公司净利率同比好转；从 ROE 来看，29 家上市公司 2018 年加权平均值为 4.1%，同比上涨 1.2 个百分点，其中 有 16 家公司 ROE 同比好转。

应收账款周转天数较去年持平

应收账款方面，2018 年 29 家上市公司应收账款周转天数平均为 47 天， 同比增加 1 天，涨幅 0.4%，基本与去年持平。

经营性现金流同比好转，偿债能力亦有所好转

经营性现金流方面，29 家上市公司 2018 年合计为 1454 亿元，同比增 加 209.9 亿元，涨幅 16.9%；资产负债率平均为 67.7%，同比下降 0.5 个百分点；现金流动负债比率 21.9%，同比上涨 2.6 个百分点。综合来 看，企业的现金流情况有所好转，资产负债率下降，偿债能力也有所好 转。

2019 年一季度：煤炭价格同比大降，火电业绩同比继续改善

2019Q1 动力煤价同比大幅回落

2019 年伊始，动力煤价格在供给释放和高库存的影响下延续 2018 年底 的 580 元/吨的相对低价格走势，后来受到连续矿难事件影响，价格有所 上涨，但最高并未超过 640 元/吨。综合来看，2019 年 Q1 的均价为 602 元/吨，同比去年同期大幅下跌 14%。

业绩同比明显好转，主因煤炭价格同比下跌

我们重点关注的 29 家电力上市公司，2019Q1 年合计实现营业收入 2082.6 亿元，同比上涨 14.8%；合计实现净利润 153.74 亿元，同比上 涨 89.5%；合计实现归属母公司净利润 114.96 亿元，同比上涨 80.9%。 同比业绩的好转主要是由于煤炭价格同比大幅下跌。

投资策略：标杆电价无忧&用煤成本下降，业绩改善驱动估值修复

煤价判断，动力煤现货价格在年初矿难事件的影响下出现了一波反弹， 从 580 元/吨提升到 640 元/吨，但从国家对煤炭供给端的诉求来看，仍 是尽可能加大国内的供给从而减少对进口煤的依赖，所以加大煤炭供给 端的产量释放仍是主要方向；从下游库存来看，长江口和六大电厂的库 存绝 对量仍处于较高水平，未来有可能成为常态，这种库存变化是从 2018 年 6 月份发生的明显变化，这将有效抑制煤价的大幅上涨；对煤炭 价格的同比判断，我们认为今年的现货均价维持在 600~620 元之间，相 较于去年的 646 元/吨大概有 5%的降幅。

电力方面，根据 2019 年政府工作报告的要求，一般工商业企业降电价 再降 10%。“两会”之后，相应的政策相继出来，包括各省级电网企业 开始落实含税输配电价水平降低的空间全部用于降低一般工商业电价， 将国家重大水利工程建设基金降低一半，最近 5 月中旬国家出台第二批 降价措施，涉及降低电价附加收费、受增值税率下降传导腾出的跨省跨 区专项工程输电价格、水电核电非市场化电量的降价空间，我们预计再 叠加市场化交易电价的让渡空间，火电发电端的燃煤标杆电价下调概率 较小。

投资策略：短期来看，降低一般工商业企业电价基本对火电燃煤标杆电 价无忧，风险解除，此外煤价同比去年回落将继续改善火电的盈利水平。 从长逻辑来看，我们仍认为煤炭和火电板块有望实现利润的合理分配， 在煤价波动不大情况下，利润将会稳定并持续，并有较好的现金流及高 股息率，估值有望重构并有较大提升空间（PB-ROE 体系）。

风险提示

（1）煤炭价格下降不及预期风险。国内产能释放收到环保、进口煤管 控等限制，国内外经济走势超预期，煤炭需求大幅增长。

（2）燃煤标杆电价大幅下调风险。国内经济大幅回落，政策推动工商 业企业降成本，燃煤标杆电价大幅下调。

（3）煤电供给侧改革不及预期风险。煤电产能淘汰不及预期，停缓建 项目开始快速推进或投产。