基于2020年各省（區(qū)、市）電力系統(tǒng)備用率，僅三省份為系統(tǒng)備用率適當(dāng)或者偏低的綠色等級。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。同年4月，國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制暨發(fā)布2019年煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警的通知》，冀南、江西、四川、安徽、云南、海南為煤電裝機充裕度為綠色等級。到2017年4月，國家能源局發(fā)布《2020年煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警的通知》中僅湖南、江蘇、海南為綠色等級。

電力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革穩(wěn)步推進。2017年1月，國家能源局下發(fā)《關(guān)于銜接各省“十三五”煤電投產(chǎn)規(guī)模的函》，取消、緩核、緩建煤電機組1.48億千瓦。2017年9月，國家發(fā)改委印發(fā)《2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》，停建煤電項目3520萬千瓦，緩建5517萬千瓦。2016和2017年分別淘汰、關(guān)停煤電機組491.8和779.5萬千瓦。《2018年能源工作指導(dǎo)意見》要求，2018年煤電投產(chǎn)規(guī)模較2017年更進一步減少，淘汰高污染、高能耗的煤電機組約400萬千瓦。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)停煤電機組將大于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11.06億千瓦，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3714萬千瓦，其中煤電2700萬千瓦，燃氣發(fā)電814萬千瓦，其他200萬千瓦。2018-2020年火電裝機增速分別為3.4%、4.0%、5.2%，煤電裝機增速為2.7%、3.8%、3.6%。

2017年火電基本建設(shè)投資完成額為740億元，同比下降33.9%，下滑幅度為歷年之最。主要原因是《2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》停建、緩建了一批煤電機組，導(dǎo)致在建項目大幅減少。2018年一季度，火電基本建設(shè)投資完成額為113億元，同比下降5.7%。

我們預(yù)測，2018-2020年火電利用小時數(shù)分別為4224、4227、4195。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4%和4.2%，基本保持平衡，利用小時數(shù)將維持穩(wěn)定。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4224、4227、4195，同比增加15、4、-33小時。

（四）煤電點火價差觸底回升，盈利能力有望提升

1、近年煤價受電量-煤量增速差影響較大，發(fā)改委促煤價回歸綠色區(qū)間

2018年煤電標桿電價大概率不會調(diào)整，一般工商業(yè)電價下調(diào)有助于刺激經(jīng)濟發(fā)展，提振用電需求。今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%，按照國網(wǎng)測算，約有800億元的降價空間。2018年3月底《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。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)。在降成本，刺激經(jīng)濟發(fā)展的大環(huán)境中，電價也大概率不會上調(diào)。

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/噸漲到2016年11月最高點741元/噸，電量-煤量增速差由2015年的0.78%增到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。

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%。原煤產(chǎn)量11億噸，同比增長3.8%；進口煤炭9768萬噸，同比增長9.3%；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。如果2018年全年電量-煤量增速差與去年保持基本一致，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。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%。

政府多項措施促市場煤價回歸綠色區(qū)間。4月份火電發(fā)電量同比增長7.3%，助推煤價上漲。2018年5月22日秦皇島山西產(chǎn)5500大卡動力煤價格652元/噸，較4月底上漲63元/噸，較去年同期上漲93元/噸，同比增長16.6%。為防止煤價過快增長，國家發(fā)展改革委經(jīng)濟運行調(diào)節(jié)局負責(zé)人近期表示將采取：增產(chǎn)量、增產(chǎn)能、增運力、增長協(xié)等9項措施，以進一步穩(wěn)定煤炭市場、促進市場煤價回歸合理區(qū)間。國家發(fā)改委21日召開會議商定具體措施：（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)。要求各方執(zhí)行相關(guān)措施，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)。對此，市場反應(yīng)強烈，5月23日，7月份交割的動力煤期貨合約，跌幅達5.03%。

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我們預(yù)測2018年電廠燃煤成本較去年下降約2.5%。華能國際、國電電力、華電國際、大唐發(fā)電的長協(xié)煤占比分別約為60%、70%、60%、40%，其中年度長協(xié)和月度長協(xié)基本維持1：1，長協(xié)煤占比較《關(guān)于推進2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》要求的75%有一些差距。據(jù)此，我們假設(shè)全國范圍年度長協(xié)、月度長協(xié)和現(xiàn)貨煤比例約為3：3：4。如果下半年5500大卡動力煤平倉價能維持在570元/噸，我們測算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，按照2017年全國平均供電煤耗309.06克/千瓦時計算，煤電燃料成本有望相應(yīng)下降0.46-0.53分/千瓦時。

2、點火價差回升助火電業(yè)績改善

2018年4月煤電全國平均點火價差為0.1275元/千瓦時，同比增長1.4%。度電利潤則主要由上網(wǎng)電價和燃料成本決定。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%。煤電的盈利能力可以用點火價差來衡量，點火價差是指煤電的上網(wǎng)標桿電價與度電燃料成本的差值。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。

火電發(fā)電量前五名省區(qū)除山東外點火價差均高于全國平均水平。2018年4月，全國平均點火價差排名前五位省區(qū)分別為：蒙東（0.1634元/千瓦時）、廣東（0.1572元/千瓦時）、海南（0.1536元/千瓦時）、黑龍江（0.1500元/千瓦時）、冀北（0.1488元/千瓦時）。2018年1-4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：0.1218元/千瓦時、0.1292元/千瓦時、0.1487元/千瓦時、0.1572元/千瓦時、0.1451元/千瓦時。