2018 年一季度：营收延续高增长，业绩启动反弹
2018 年一季度，全社会用电量达到 15878 亿千瓦时，同比增长 9.8%。分产业看，第一产业用电量 219 亿千瓦时，同比增长 10.3%;第二产业用电量 10583 亿千瓦时，同比增长 6.7%;第三产业用电量 2504 亿千瓦时，同比增长 16.7%;城乡居民生活用电量2572 亿千瓦时，同比增长 17.2%。受需求影响，一季度全国规模以上火电机组发电量同比增长 6.9%，利用小时同比提升 52 小时。
一般的燃煤电厂在所有电源种类中发电优先级最低(调峰调频、热电联产机组除外)，在其他电源的利用小时和消纳都具备一定政策保障的环境下，电力供需的改善对于火电行业影响最大，一季度旺盛的需求助力火电企业发电量实现同比增长。此外， 2017 年 7月 1 日起，全国 25 个地区上调燃煤发电标杆上网电价，全国平均上调约 1.08 分/千瓦时， 量价齐升助力火电板块营收提升。 2018 年一季度，火电板块实现营业收入 1957.74亿元，同比增长 16.68%。
虽然煤价仍处于高位运行状态，但是一季度极寒天气影响下供热需求增加，火电企业电力和热力业务规模提升有效摊薄了固定成本，联合一季度旺盛的用电需求，助力一季度火电板块业绩同比增长。 2018 年一季度，火电板块实现归母净利润 81.55 亿元，同比增长 33.18%。
表 10： 火电板块分季度营收及归母净利润同比变化
火电板块重点公司跟踪
华能国际： 高煤价压低 2017 年业绩，非电业务助一季度增长
量价齐升提振营业收入，煤价高企压低全年业绩。公司作为全国性的火电龙头公司，发电量受益电力供需关系改善而较 2016 年实现提升。 2017 年，公司完成发电量 3,944.81亿千瓦时，同比增长 25.76%;完成售电量 3,713.99 亿千瓦时，同比增长 25.56%。电价方面，2017年7月1日全国火电标杆上网电价调升，公司平均上网结算电价为 0.41401元/千瓦时，同比提升 0.01741 元/千瓦时，增幅约 4.39%。然而， 2017 年公司单位燃料成本为 0.22592 元/千瓦时，较 2016 年同期上升 34.39%。从绝对值上看， 2017 年燃料成本较 2016 年同期增加 244.63 亿元。受燃料成本大幅提升的影响， 2017 年公司实现业绩 17.93 亿元，同比下降 82.73%。
公司提高分红比例，保障部分股息率。公司每年都有现金分红，自 2010 年以来 A 股历史股息率平均约为 4.09%(股息率按分红预案披露日当天收盘价计算)，一般情况下分红比例维持在 50%左右。 2017 年，公司年报中披露拟按每股 0.1 元的标准进行分红，而公司 2017 年 EPS 仅有 0.11 元左右，公司的分红比例达到 88.14%。以预案公告日股价的股价(6.99 元)计算，公司 2018 年提供的股息率约为 1.43%。 2017 年公司大幅度提升分红比例，部分保障了投资股息率。
多方因素利好，公司业绩同比大幅增长。 2018 年第一季度，公司营业收入同比增长15.11%。 2018 年第一季度，受益于用电需求增长、极寒天气导致供暖用电增加，以及新机组投产，公司发电量同比增长 8.67%。此外受益于 2017 年 7 月 1 日起电价调升，公司 2018 年一季度平均电价同比增长 4.33%。此外，我们判断公司热力业务收入大幅增长，主要原因或有二： 1)一季度极寒天气导致热力需求同比显著提升; 2) 2017 年公司新投产的热电联产机组贡献热力收入。此外，影响公司业绩的因素还有： 1、 投资收益。或因公司参股公司多数为电力公司，受益于当前旺盛的电力需求，参股公司利润高于去年同期使得公司投资收益同比增长; 2、 所得税费用，公司 2018 年一季度综合所得税率约为 26.18%，逼近火电厂的理论所得税率 25%，而 2017 年同期约为 33.70%;3、 少数股东损益。计算公司少数股东损益占比发现， 2018 年一季度少数股东损益占比同比下降，或因公司持股比重高的子公司收入占比提升。 受到主营业务规模提升、投资收益增长、综合所得税率和少数股东损益同时下降的影响， 2018 年一季度业绩同比大幅增长 86.96%。
煤价同比偏低利好成本优化，公司表现有望持续向好。 2 月中旬以来，秦皇岛煤炭平仓价和环渤海煤炭价格均出现一定幅度的下降，从秦皇岛港动力煤平仓价来看， 2018 年 4月份大同优混、山西优混和山西大混的平均价格同比下降。 虽然 4 月 23 日大同优混价格环比上一期略有上升，但考虑到 3 月以来的高降幅，以及国家引导煤炭供需关系改善，
我们判断煤价即便略有回升，仍将低于去年同期水平。
浙能电力： 业绩持续受限煤价高位运行， 部署核电有望长期受益
受益供需改善收入同比增长，难抵高额成本业绩表现不佳。 2017 年公司完成营业收入同比增长 30.67%， 主因系用电需求旺盛叠加新机组投产，助力公司发电量同比提升。2017 年全年公司完成累计发电量 1153.31 亿千瓦时，同比增长 11.14%。公司发电量同比增长主要受益于浙江省旺盛的用电需求。 2017 年浙江省全社会累计用电量同比增长8.25%，用电量的同比增速高于全国平均水平。此外， 2017 年公司新增火电装机容量184.1 万千瓦，光伏装机容量 11.7 万千瓦，为公司贡献额外增量。公司全年发电利用小时达到 4264 小时，同比增加 333 小时。成本方面， 由于 2017 年煤价高位运行，公司燃料成本大幅提升。 2017 年公司燃料成本同比增长 47.10%，公司营业成本因此同比增长 48.52%。在成本猛增的压力下，公司全年业绩同比减少 30.34%。从单季度看， 2017第三季度受益于旺盛的用电需求，电量基数较大，有效摊薄了公司其他固定成本，毛利率为 2017 年单季度最高值。
燃料成本大涨，公司业绩受限。 受益于浙江省用电需求持续旺盛且公司新投产机组贡献电量， 2018 年一季度公司全资及控股发电企业实现发电量 295.45 亿千瓦时，同比增长15.31%， 2018 年一季度公司实现营业收入 129.13 亿元。同比增长 17.69%。成本方面，一季度浙江省电煤价格指数平均值为 633.26 元/吨，同比增长 15.28%，公司营业成本达 120.87 亿元，同比增长 24.86%。燃料价格同比上涨，一季度毛利率为 6.4%，同比降低 5.37 个百分点，导致一季度公司实现业绩 5.73 亿元，同比大幅减少 41.65%。 公司业绩同比下滑 41.65%(减幅绝对值为 4.09 亿元)的原因主要来自于营业利润的同比下滑 38.99%(减幅绝对值为 4.81 亿元)。营业利润的下滑则主要由营业成本的增幅大于营业收入的增幅导致，燃料成本是制约公司业绩的主要因素。
煤价或将环比下降，利好公司成本改善。 2 月以来，秦皇岛煤炭平仓价出现一定幅度的下降。对浙江而言， 2018 年 3 月份电煤价格指数环比 2 月份降低 12.26 元/吨。此外国家发改委引导重点产煤省和煤炭企业保持煤矿连续生产和稳定供应，引导优质煤炭产能加速释放。虽然 4 月 23 日大同优混价格环比上期略有上升，可能会带动浙江煤价有所增加， 但考虑到 2018 年一季度浙江煤价居高，季度平均电煤价格指数创下指数发布以来的新高，以及国家引导煤炭供需关系改善，我们判断煤价即便略有回升，仍将低于2018 年一季度水平，利好公司燃料成本环比改善。
积极投资核电，有望长期受益于核电发展。公司积极布局核电，参股了一批优质的核电企业，并成为中国核电第二大流通股东，核电或成为未来利润的主要增长点，公司有望长期受益于核电项目的投资与发展。
国投电力：煤价和电价因素压低年度表现，产能扩张需求旺盛助力一季度业绩改善
