这三大要素如何推进火电行业再走高？

    我国是煤炭大国，煤炭储存量和可采储量都处于世界前列，2018年全国煤炭查明资源储量达17085.73亿吨，煤炭产量位居世界第一，据2019年统计公报显示，2019年中国原煤产量达38.5亿吨。作为我国主要能源和重要原料，煤炭在一次能源的生产和消费构成中始终占据一半以上比重，由此奠定了火力发电在国内电力行业中的重要地位。长期以来，火力发电成为国内主要的供电方式，2019年火电约占国内电力装机容量的59.2%。

    受产业升级、环保措施等多个因素影响着传统的火力发电行业,产品的利润取决于其收入和成本，从火电的收入端和成本端来看，收入主要受电价的影响，其中下游电力需求量对火电企业的发电量有直接影响。成本端则主要受原料煤炭价格的影响。所以电价、发电量和煤价是影响火电盈利的三个核心要素。

市场化电价受政策波动较小

    2019年1季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为每千瓦时0.3406元，较去年同期单位增涨0.0099元。自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续5个季度保持上涨，市场电价基本稳定。

    本次疫情对全球经济产生严重影响，国家出于为企业减负降本的角度，决定下半年仍延续上半年的阶段性降低用电成本政策，对除高耗能以外的制造业和一般工商业用户5%的电费。业界基于实际情况和全局考虑并认为，此次的损失多由两大电网承担，否则政策将大打折扣。同时目前发电侧一半以上的电量是市场化电价，即“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。政策的实施对市场化电价影响不会太大，基准电价也基本不会调整。

复工复产、夏季高温带动用电需求

    在众多种能源发电中，我国火力发电技术发展得更早更成熟。2019年中国火力发电量达51,654亿千瓦时，占全国发电总量的72%。受疫情影响，2020年1月至3月全社会用电量呈现同比下滑态势，据统计今年1-3月份全国火力发电量达11,746亿千瓦时，与2019年同期相比下降8.2%，其中二产及三产用电同比分别下滑8.8%、8.3%。伴随后续复工复产的有序推进，用电量逐渐恢复，电力行业形势向好。

    中国社会常态化疫情防控中全面推进复工复产。5月用电量大幅增长，5月1日至17日日均用电量同比增长5.9%。五大发电集团日均耗煤量快速增长，同比增幅达18%，5月最高增幅31%；浙电日均耗煤量超过去年同比水平25%，5月最高增幅38%；粤电日均耗煤量超过去年同比水平16%，5月最高增幅65%。

    炎夏带动用电需求提升，预计全年用电量增速3%。据国家气候中心预测，2020已正式形成一次弱厄尔尼诺事件，2020年夏季全国大部分地区气温或偏高1℃左右，预计夏季制冷用电需求继续上升。据统计我国夏季使用空调制冷占比40%以上，一线城市已近60%。综合考虑赶工、夏季气温升高带来的用电量增长，我们预计2020年全年用电量增速接近3%。同时考虑到风电光伏处于抢装期，发电量增速较高，预计火电全年发电量增速2.0%，增长高峰在夏季。

厄尔尼诺事件为火电提供增长突破口

    厄尔尼诺致中部降水少，不及预期的水电供应为火电腾出增长空间。弱厄尔尼诺事件将使得降水总体呈“南北多、中间少”的空间分布，湖北、四川等多个中部地区城市，降水量或将回落至平均水平，水力发电同比增速低，不及以往规模。在发电量增长的情况下，这无疑为火电发电量提供更大的增量空间。

煤价逐月环比降低

    今年以来煤价逐月环比降低，目前入炉标煤价在每吨610元左右。一季度入炉标煤不含税价格是每吨650元，二季度环比继续下降，目前的价格在每吨610元左右。我们预计2020年全年煤价中枢为每吨520元。2020第二季度均价每吨515元，相比去年Q2动力煤均价每吨614元同比单位下降98元，降幅达16%，有望成为2020年季度平均煤价最大下降幅度。

    可见，在市场化电价基本不变的情况下，火力发电量和煤价的降低为整个火电行业发展提供新的生机。弹性大的华电国际和建投能源营业成本下降幅度更大，实现2020年第一季度营收负增长、归母净利正增长。弹性较大的湖北能源、长源电力因受区域性影响严重，企业业绩被驱散，待乌云过后公司将有反弹机会。

    目前，我国电力工业已由高速增长阶段转向高质量发展阶段，与此同时，随之而来的有新的问题与困难。火电行业属于传统的发电行业，行业基础牢固，整体来看，火电在当前和今后仍然具有许多独特的优势，这些都是其他非化石能源在相当长时期内无法替代的。加上我国火电技术围绕环保、高效主题不断推陈出新，为优化我国火电结构和技术升级做出了贡献。技术上的驱动为我国火电行业的升级转型提供硬件支撑。面对如今日益严格的绿色发展要求，我们相信发电企业的绿色发展成为未来火电行业的主流。

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