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同学你好,底部行业了解一下?

2018年03月28日17:21 来源:搜狐媒体平台

  作者:光大证券 王威、车玺

  来源:EBS公用环保研究

  电力行业——走出“至暗时刻”:刚入行时是2006年,正赶上电力行业“光辉岁月”的尾巴,当时师傅教我一个秘诀:“秋粮丰收买电力”,通俗易懂、童叟无欺。后来在此基础上又衍生出“通胀下行买电力”、“战胜熊市买电力”等傻瓜式口诀。

  随着电力行业在我大A股的影响力日渐式微,有越来越多的机构投资者从来没在电力股上面赚过钱或者获得过相对收益,甚至压根儿就没买过电力股。私以为,有必要重申一下电力股的投资口诀了,不过世已易,时已移,不再是“秋粮丰收买电力”了,请大家跟我们默念三遍——“宏观偏弱买电力”。当然这有个前提——行业在底部。

  下面请跟我们来了解一下火电这个正在底部的行业,走起。

  1、核心结论—“至暗时刻”已过,配置价值提升

  多年以来,我国发电行业虽名为“公用事业”,但只有水电行业较为接近公用事业属性,火电行业则始终体现出强周期、逆周期行业的特点(风电、光伏等新能源发电行业不在本篇报告讨论范畴)。

  在经过2013-2016Q3约4年的高度景气周期后,火电行业在宏观、政策多重因素的影响下,景气度在2016Q4骤然下行并持续至今,已有约6个季度。

  2017年我们始终强调,火电行业面临的仅是煤价波动带来的偶发性、季度级别业绩改善,不足以使行业走出底部甚至周期反转,所谓“周期”亦绝无可能以1、2个季度为单位。压制火电景气度的“三座大山”并未出现松动迹象,在此期间,季度级别的业绩改善并不能给火电板块带来预期中的收益,包括煤电联动在内的事件仅能带来交易性机会。

  进入2018年,我们认为在宏观经济开局偏弱且未来预期并无显著亮点、国际贸易形势复杂化等宏观背景下,叠加火电行业的基本面、二级市场估值均已在底部这一现实,我们认为火电行业这一稀有的“逆周期”行业,将逐步走出“至暗时刻”、发挥对冲宏观经济风险的作用,建议增加配置,首选行业龙头华能国际(A、H)、华电国际(A、H),推荐浙能电力。同时,水电行业作为传统的近似无周期的行业,亦可较好抵御经济波动,建议增加配置。

  关于火电供给侧改革,请参见我们系列报告《火电供给侧改革:近忧着远虑,亡羊思补牢》、《火电供给侧改革:渐行渐近的火电“新常态”》;关于煤电联动,请参见我们的报告《又到一年联动时—电价调整与火电股投资机会梳理》。

  2、近期电力股走势的核心驱动力是什么?

  2015年年底以来,电力行业受到“三去一降一补”、“供给侧结构性改革”的影响日益深化。电价、机组利用率、燃煤成本这行业三项基础指标均不同程度受到政策的冲击,见下图。

  

  以“三去一降一补”中的“一降”为例,我们统计了部分相关政策,见下表。

  

  

  由以上分析可见,火电行业在宏观、产业多项政策的影响下,受到重重挤压,基本面已经连续6个季度(2016Q4至今)维持低位。但我们换个角度去看待行业目前的困境,则会有新的发现。

  我们知道,任何一个大型行业必然受到包括宏观背景、产业结构、产业链主体的行为等多重因素的影响,甚至各种短期因素也会对行业产生明显影响。电力行业相比大多数行业而言少了库存、进出口等重要影响因素,但经过梳理,其亦有为数不少的关注点。2017年至今,影响电力股基本面、股价走势的中长期因素如下:

  

  已经持续两年多的“三去一降一补”、“供给侧结构性改革”对于行业的影响已经被市场充分认识、预期,并体现在了相关行业的股价走势上。而2018年春节过后市场对于宏观经济开局偏弱的担忧、预期,则从两个方面提升了电力板块尤其是火电板块的配置价值。

  替代效应:经济处于下行周期时,传统的周期性行业及其它受益于经济上行的板块,其景气度能否持续上行甚至能否维持,将打上问号。上述行业的配置价值下降将使电力板块的相对配置价值提升;

  逆周期性:作为一直以来的“逆周期”行业,火电行业在经济下行阶段,将受益于成本敏感性高于电量敏感性这一特性,进而展现出对冲宏观经济下行的特质。

  通过基金季报统计数据可见,电力板块近年来始终处于低配状态,这为上述“替代效应”奠定了一定基础。

  

  

  以下两图是我们构建的一个简单的火电收入、成本结构图,可以较为直观的观察到“逆周期”效应。

  

  

  综上所述,我们认为,2018年火电行业配置价值提升的根本性原因在于宏观经济自2016年以来的一些趋势出现了放缓或逆转的信号、征兆。短期的市场煤价格走势只是提供了增加配置电力股的信号而非核心驱动力。

  

  

  

  

  

  3、火电行业——见底了没有?

  2016年四季度,随着供给侧改革推进、宏观经济略超预期,煤炭价格迅速走强,火电行业遭遇成本大幅上升,同时面临着利用小时持续低迷、电力市场化交易比重持续提升等诸多不利因素,行业景气度迅速下行并持续至今。

  

  那么,火电行业景气度是否已经见底?我们对一系列数据进行了整理、分析,我们的结论分为两个层面:1、景气度已经见底;2、不排除短时段内出现更差的状况,但这种“更差的状况”将会危及到电力供应稳定,因此是无法持续的。

  3.1、PB—二级市场视角

  PB作为一种能够剔除盈利波动干扰的估值指标,在寻找、确认周期性行业底部时是一个较为有效的选择。我们统计了2000年至今火电、水电行业PB相对于全部A股PB的相对指标,见下图。

  2004年火电板块相对PB见高点,之后在2016年底见到低点。2004出现年高点的原因是当时在“电荒”影响下,火电行业机组利用率连年快速提升,带来业绩相应快速提升,但2004年煤价上行幅度较大,已经吞噬机组利用率提升带来的利润提升,而2003-2004年开工的大量火电项目给未来数年的火电机组利用率带来大幅下行的预期。2006年底低点的出现则源于市场整体估值中枢在2006年持续提升,而电力板块作为最后启动的板块,其相对估值出现了低点。目前火电板块的相对PB已经接近2006年底时的历史低点水平。

  同时,我们也计算了周期性行业(钢铁、有色、建材、化工、机械)的相对PB历史走势。见下图。

  

  如果将火电板块相对PB进行大周期的划分,我们认为:

  A-C阶段:是一个完整下行周期。A点即我们前述“电荒”带来的“五朵金花”行情;C点则是在机组利用率连年下降、煤炭价格连年高位共同作用下出现的,C点过后,机组利用率开始回升,煤炭价格则由于经济“下台阶”而出现持续低迷。A、C之间出现的2006年低点和2008年高点则分别是由2006年和2008年的单边市场行情造成的。

  C-D阶段:火电企业盈利大幅回升并持续高位。沪港通、电改等因素主导了这一阶段的波动。D点开始,小时数出现大幅下滑(供给增长过快、需求疲弱),同时,煤炭行业供给侧改革开始萌芽。

  E点即目前,在经历了6个季度的煤价高位运行以及小时数持续低迷之后的行业相对PB水平。

  3.2、重置成本—产业资本视角

  重置成本又称现行成本,是指按照当前市场条件,重新取得同样一项资产所需支付的现金或现金等价物金额。我们一般使用重置成本来寻找公司股价底部。这种方法的优势在于可以剔除负债率、机组利用率等指标对估值指标的干扰。

  以华能国际A股及H股为例,经过测算,我们得到了其历年来重置成本数据。观察可知,目前该项指标亦处于历史低点附近。

  

  3.3、机组利用率—技术视角

  我们对于火电行业机组利用率的结论是:已经见底,但持续、大幅反转仍未可及。

  从有统计数据至今约20年时间,我们观察到火电行业机组利用率经过了2.5个完整周期:

  1995-2004:该周期内的主要驱动力包括亚洲金融危机导致的电力供应过剩、“三年不建火电”+“加入WTO”带来的供需失衡以及2003-2004年为缓解“电荒”上马的大量新项目导致供需再度失衡;

  2005-2011:该周期内主要驱动力包括2003-2005年大量新项目投产与重化工业增速放缓、电力需求弹性系数下行之间的矛盾;次贷危机、“四万亿”对国内电力需求的相继影响、电力行业固定资产投资增速开始负增长等。如果不是2012年经济“增长方式转换”的出现,本周期应该还能持续2-3年;

  2012至今:2012至2016年,火电机组利用率经历了一轮前所未有的下行。驱动力主要是:1、2012年经济“增长方式转换”、“三期叠加”导致电力需求弹性进一步、超预期下降;2、2015-2016年火电项目审批权限下放至地方后,大量火电新项目的出现。由于2017年火电供给侧改革的出现,我们基本认定2016-2017年是本轮火电机组利用率的底部。即便如此,利用率短期内明显回升仍然非常困难,请参见我们2017年的供给侧改革系列报告《火电供给侧改革:近忧着远虑,亡羊思补牢》、《火电供给侧改革:渐行渐近的火电“新常态”》。

  

  

  3.3.1、各类装机作用差异明显,火电对电力系统稳定仍意义重大

  各类装机在电力电量平衡中所起的作用不尽相同,火力发电机组、核电机组是支撑电力电量平衡的主要发电类型之一,同时也是支撑电力平衡的最主要因素,同时需要为系统提供备用(备用率一般为20%);水力发电机组在支撑电量平衡的同时,也在电力平衡中起一定作用,但作用小于火电机组;非水可再生能源目前仅参与系统的电量平衡,并不能参与(或极少量参与)系统的电力平衡。纵观近十年装机累计增速,可以看到为了满足电力平衡,可控装机增速需要与最高负荷匹配。

  

  一般情况下,火电出力变化是针对系统负荷变化而产生的主动相应;而风电、光伏等非水可再生能源的变化是由于自然环境(风速、光照)的变化而发生的被动变化,实际上加大了系统稳定的负担。对此,我们设置了一个年度累计装机增速的新指标,从一个稍长的时间范围来考察装机增速、负荷增速、可控装机增速、用电量增速等的关系。

  

  

  我们引入了年度的累计增速指标,对自2006年以来我国装机增长情况、负荷增长情况、用电量增长情况进行复合增速分析,可以看出:

  总装机增速明显高于发电量增速(也高于负荷增速),主要原因是多种发电形式发展,新能源、可再生能源装机量近年(2010年后)提升明显。

  在扣除不可控的风电、光伏发电装机后,可控装机(由于统计数据难以获得,且总量较小,此处未考虑其它类型不可控装机)增速与最高发电负荷持平。

  由于节能环保问题日益成为社会关注的重点,对煤电机组的建设管理者进行了一定的限制,煤电机组装机增速低于负荷增速(被同样可以参与电力平衡的核电、水电、气电等代替)。

  由此不难看出,虽然利用小时数达到历史最低水平,但作为可控装机的主力,火电(主要是煤电)其作用依然不可忽视,其发展水平决定了系统的负荷平衡与安全稳定,在相当长的一段时间周期内,只要负荷持续增长,火电机组依然存在其发展空间。

  3.3.2、“4”字头常态化——“十三五”期间煤电发电小时预测

  电力负荷与用电量增长与经济发展直接相关,通过前面的判断,我们基本上可以得到一个初步结论,即未来装机的发展方式,以及火电的发展前景。国家电力行业“十三五”规划是一项耗时、复杂、精密、科学,同时又高度概括的工作,对其中电力装机发展的规划极具参考意义。

  根据国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》中2020年发展目标,以2020年装机、用电量指标作为约束条件,考虑经济发展不确定性,分别按照用电量发展高(7.2万亿千瓦时)、中(7.0万亿千瓦时)、低(6.8万亿千瓦时)三个方案计算对2017-2020年电源装机比例、用电小时数进行预测。预测基于以下假设条件:

  1.各类机组装机增长符合电力发展“十三五”规划;

  2.风电、光伏发电利用小时数稳定,满足2020年三北地区弃风、弃光率改善且不超过10%;

  3.核电、水电等机组发电小时不发生较大变化;

  4.生物质发电、垃圾发电等新能源火电机组增长稳定。

  

  

  

  

  按照电力发展“十三五”规划,至2020年,煤电装机达到11亿千瓦,占比较“十二五”末期进一步下降3-4个百分点。根据预测结果,按照全社会用电量7.2、7.0、6.8万亿千瓦时高、中、低3个方案考虑,2017~2020年高方案煤电机组平均利用小时数为4079小时,中方案煤电机组平均利用小时数约为3897小时,低方案煤电机组平均利用小时为3715小时。“十三五”期间,煤电机组装机在国家有关部门的管理之下稳步增长,同时发电小时将在4000小时左右波动,形成煤电机组运行的“新常态”。

  

  3.4、产业链利润分配——一个另类的视角

  产业链利润分配是我们一直使用的一个指标。见下图。从这个角度来看,火电行业景气度处于底部区间无疑,但走出底部的过程,却没有可以完全参照的历史阶段。每个阶段都有各自不同的内、外部经济环境以及上下游产业政策趋势。

  

  由上图可见,煤-发电-电网产业链利润分配符合我们对于火电行业是“强周期”、“逆周期”行业的判断和定位,且目前发电行业尤其是火电行业处于产业链相对弱势地位,“处于底部区域”这一结论在逻辑上没有问题。

  4、底部区域,业绩敏感性几何?

  4.1、测算基数与假设说明

  我们统计了如下火电公司2015年、2016年、2017年前三季度的度电盈利情况,伴随供给侧改革、煤价上行,火电企业度电利润显著下滑,2017年前三季度总体已逼近微利,由于四季度煤价高位运行,2017全年更是雪上加霜。2015年是近年来火电行业盈利较好的年份,下面章节我们将在2015年和2017年前三季度一好一差的盈利基数上分别测算火电企业盈利对于电价和煤价的弹性。

  

  

  敏感性计算说明:

  1.分析标的选择:我们主要针对有电量数据披露的火电公司进行电价、煤价的敏感性分析。

  2.关于煤机占比的处理:由于主营为火电的公司发电量不完全来自煤机,定期报告中营业收入、营业成本在电力科目下没有再进一步细分,所以计算度电收入、度电成本、度电利润等数据时,我们使用全部电量平均,只有计算收入、利润绝对值影响时考虑煤机占比的影响。

  3.关于税项:由于城市维护建设税、教育费附加等税费以企业实际缴纳的流转税计缴,由于实缴流转税难以计算,故采用税金及附加与营业收入的比例进行整体计算,在利润计算中扣减;我们选择的分析标的公司中,增值税率和企业所得税率大多以17%和25%执行,大唐发电京能电力内蒙华电的个别子公司享受增值税或企业所得税率的优惠政策,因难以拆分计算,暂时忽略税率优惠的影响。

  4.关于煤耗假设:分地区供电标准煤耗采用最新披露的2017年1-11月累计平均值。

  4.2、电价上调敏感性分析

  在平均含税电价上升1分/千瓦时的条件下,我们测算火电公司的盈利弹性,相比2017年前三季度这一基数时,盈利越差则弹性越强,例如:华电国际京能电力华电能源;而相比于火电公司2015年的盈利稳态,弹性显著的公司除华电能源大唐发电外,包括:内蒙华电国电电力华能国际华电国际等。考虑到火电公司煤机比重不同,煤机电价上调对于度电盈利的拉升与净利润绝对增量、每股收益增厚情况不尽相同,EPS增厚显著的公司包括:华能国际华电国际长源电力大唐发电等。

  

  

  4.3、煤价下行敏感性分析

  煤价下行的敏感性分析结论与电价上调相近。在到厂标煤单价下降20元/吨的条件下,测算火电公司的盈利弹性,相比2017年前三季度这一基数时,同样盈利越差弹性越强,例如:华电国际京能电力华电能源;相比于火电公司2015年的盈利稳态,弹性显著的公司除华电能源大唐发电外,包括:内蒙华电国电电力华能国际华电国际等。考虑到火电公司煤机比重不同,煤机电价上调对于度电盈利的拉升与净利润绝对增量、每股收益增厚情况不尽相同,EPS增厚显著的公司包括:华能国际华电国际长源电力大唐发电等。

  

  

  5、投资建议

  进入2018年,我们认为在宏观经济开局偏弱且未来预期并无显著亮点、国际贸易形势复杂化等宏观背景下,叠加火电行业的基本面、二级市场估值均已在底部这一现实,我们认为火电行业这一稀有的“逆周期”行业,将逐步走出“至暗时刻”、发挥对冲宏观经济风险的作用,建议增加配置。维持电力行业“增持”评级,首选行业龙头华能国际(A、H)、华电国际(A、H),推荐浙能电力。同时,水电行业作为传统的近似无周期的行业,亦可较好抵御经济波动,建议增加配置,推荐川投能源

  6、重点公司推荐

  6.1、华能国际(600011.SH):2018年看业绩弹性及改革契机

  ◆2017年装机规模上一台阶,度电净利下降3分:2017年末,公司可控装机容量突破1亿千瓦,同比增加24.4%。2017年境内电厂累计发电量同比增加25.8%,平均上网结算电价同比提高4.4%,交易电量折价空间收窄。2017年公司境内电厂售电单位燃料成本同比上升34.39%,度电净利0.6分,同比下滑3分,盈利水平下滑明显。

  ◆盈利修复指望煤价下行,业绩弹性最抢眼:2018年春节后,5500大卡动力煤价格指数下行120(元/吨)或15.58%。煤价走低是供需两端共同作用结果,展望下一阶段,煤价仍有一定下行空间。在“三去一降一补”仍为政策主基调的形势下,电价上调的空间非常有限,火电盈利修复正是指望煤价下行。敏感性分析结果显示,煤价下行或电价上调,华能国际EPS增厚最为显著。

  ◆行业供给侧改革继续推进,优质龙头将受益:2018年《政府工作报告》提出淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组,供给侧改革持续推进,整个煤电行业新增投资也在压缩,2017年全国火电投资完成额同比下滑20.93%。华能国际2017年末在建工程规模保持稳步增长,剔除资产收购部分后的资本开支同比有所下滑。公司发电装机资产优质,近年也在主动进行电源结构调整,待供给侧改革效果显现,公司将受益。

  ◆期待央企整合带来新契机:继国电与神华、中电投与国核之后,市场对于电力央企重组仍有所期待。从供给侧改革主要目的出发,我们认为电力央企整合路径在单纯扩大规模之外,更加注重业务布局优化。华能集团在规模上已立于行业之首,期待央企整合带给公司新的发展契机。

  ◆盈利预测及投资评级

  我们维持对公司的盈利预测,2018-2020年EPS分别为0.33、0.42、0.45元,每股净资产分别为5.20、5.39、5.56元;对应21、16、15倍PE,1.3、1.3、1.2倍PB。由于华能国际17年盈利同比大幅下滑,采用PE估值存在一定失真,我们采用PB估值法。火电行业的历史PB均值为1.7倍,我们给予公司2018年1.6倍PB,提高目标价至8.32元,上调至“买入”评级。

  

  ◆风险提示

  动力煤价格超预期上行吞噬火电主业利润,社会用电需求超预期下滑拖累公司发电量等。

  

  6.2、华电国际(600027.SH):发电央企上市平台,业绩弹性待释放

  ◆华电集团上市发电公司,深耕火力发电:华电国际是五大发电集团之一——华电集团旗下的上市公司,是中国最大型的综合性能源公司之一。公司核心业务为以火电为主的发电业务,发电资产遍布全国十四个省、市、自治区。2017年公司营业收入790亿元,截至2017年底总资产2163亿元;公司控股发电厂60家,控股装机容量4918万千瓦,火电装机占比达88%(燃煤机组占79%,燃气机组占9%)。

  ◆火电龙头企业,在建发电资产丰富:作为全国型火电龙头企业之一,公司拥有优质发电资产。截至2017年底,公司火电机组中30万千瓦及以上等级机组装机占比90%以上,单机60万千瓦及以上等级燃煤机组装机占比约51%。截至2017年底,公司在建发电资产共1202万千瓦;预计随着上述发电资产建成投运,公司控股装机可增长约24%。

  ◆逆周期性质凸显,高弹性待释放:由于公司以火电为主的营业结构,燃料(主要为燃煤)成本对营业成本的贡献较大。受制于“市场煤、计划电”的上下游结构,公司盈利水平与煤价波动呈反方向变化,逆煤价周期特征凸显。我们以2016年公司经营数据和财务数据为基数测算,当煤价分别下降5%、10%、15%时,公司对应毛利增厚10%、20%、30%。2017年以来煤价高企致公司业绩低迷,但近期煤电价格矛盾逐步缓解,若煤价进入下行区间,公司业绩将显著提升。

  ◆盈利预测及投资评级

  公司主营业务包括发电、供热、售煤等,其中核心业务为以火电为主的发电业务。考虑到煤电供给侧改革、新机组投产、火电用电小时数回暖等因素,我们假设2018-2020年发电量分别增长7%、7 %和1%,煤价分别下降5%、3%、0%。

  预计公司2018-2020年营业收入分别为844、892、929亿元,毛利率分别为12.2%、14.5%、17.7%;归母净利润分别为14.5、13.4、21.7亿元,EPS分别为0.15、0.14、0.22元。

  

  预计公司2018-2020年的每股净资产分别为4.36、4.43、4.59元,对应PB分别为0.83、0.81、0.78倍。考虑到公司核心业务为以火电为主的发电业务,我们选择火电行业代表公司华能国际大唐发电国电电力申能股份作为可比公司。可比公司2018年PB均值为1.1倍,考虑到公司2017年盈利能力相对较差,给予部分估值折价,我们给予公司2018年1.0倍PB,对应目标价4.36元,首次覆盖“买入”评级。

  

  ◆风险提示

  煤价超预期上涨,上网电价下行的风险;公司发电机组投产进度低于预期,火电供给侧改革导致公司部分机组关停的风险;火电机组发电利用小时数下行的风险等。

  

  6.3、浙能电力(600023.SH):受益区域市场,发电小时弹性显现

  ◆高ROE低PB/PE的火电公司:公司是浙江省规模最大的火电企业,得益于省内电力需求较快增长,以及区域内电力供需环境的改善,公司下属发电企业的发电量近两年呈现较快增长。火电板块中,ROE水平高于公司且PB/PE相对较低的公司仅有一家穗恒运。公司当前的估值水平相对于较好的资产质量和盈利能力是偏低的。

  ◆浙江省电力供需环境改善的受益者:浙江省在“十二五”时期推动产业转型升级,电力消费增速在2012、2014和2015年呈现出骤降,2016年起重回较快增长。为改善生态环境质量,浙江省严控煤炭消费总量和新建燃煤发电项目,省内新增有效装机明显减少。加之省外输入电量增量有限,公司得益于此,火电机组发电小时数显著上升。

  ◆煤电价格矛盾缓解,发电小时优势显现:一直以来,公司度电盈利水平高于一般火电公司,近期动力煤市场价格回落,公司盈利水平也伴随提高,发电小时的敏感性得以显现。我们以公司2016年运营及财务数据为基础,进行敏感性分析,当年度发电小时数增加100h时,摊薄单位售电的固定成本0.25分/千瓦时(2.8%),度电毛利增加2.4%,度电净利增加2.6%。相应的,同步增加发电量、收入和利润,归属母公司所有者净利润的绝对增量为8.60亿元,增厚公司EPS0.06元。

  ◆盈利预测及投资评级

  我们假设2017-2019年上网电量同比分别增长11.2%、12.0%、10.0%,上网电价在2017.07.01之后不再做调整,单位供电标准煤耗分别为296、295、294克/千瓦时,5500大卡综合煤价分别为585、585、589元/吨。

  预计公司2017-2019年营业收入分别为511、585、644亿元,毛利率分别为14.5%、16.6%、17.2%,归母净利润分别为43.2、59.5、67.7亿元。

  

  

  预计公司2017-2019年EPS分别为0.32、0.44、0.50元,对应PE分别为17、13、11倍。考虑到公司核心业务为火力发电,我们选取火电行业全国性和地方性代表公司华能国际大唐发电皖能电力申能股份作为可比公司。可比公司2018年PE均值为16倍,给予公司2018年15倍PE,对应目标价6.60元,首次覆盖“买入”评级。

  

  ◆风险提示

  动力煤市场价格超预期上行且火电上网电价调整不达预期将压缩公司的度电盈利空间;浙江省经济发展低于预期导致省内电力需求增速下滑,或者外来电量超预期增加将拖累公司机组利用小时数,影响营业收入增长等。

  

  7、风险分析

  价格风险:近年来随着市场化交易电量占比提升,实际上网电价低于标杆标杆上网电价;若上网电价下行,火电行业的营业收入存在下滑的风险。火电行业燃料成本(主要是燃煤成本)是主营成本中最重要的部分,若煤价超预期上行,主营成本将相应提升,从而拖累业绩。

  利用小时数风险:受环境约束、政策扶持等因素影响,新能源装机和利用小时数逐步提升。在当前电力供给过剩的形势下,新能源利用小时数的增长可能进一步侵蚀火电利用小时数。

  机组投产进度风险:受火电供给侧改革的影响,在建和拟建的火电项目存在延后或取消的风险,从而影响火电产能的释放等。