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根据澎湃、新浪等多家媒体报道，国务院国资委近日下发了《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》。

行业观点

首批资产整合 6 月 30 日前完成，涉及 40 户煤电企业合计 3262.9 万千瓦。除《通知》显示，根据《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，五大发电集团目前已就甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏 5 个试点区域 48 户煤电企业(或项目)整合达成一致意见，其中 40 户划转(38 户于 2020 年 6 月 30 日前划转、2 户于发电项目竣工后一年内划转)，8 户暂不划转(5 户煤电一体化项目、2 户自备电厂、1 户已签订股权转让协议)。五大区域煤电资源整合首批划转企业装机量合计共 3262.9 万千瓦，其中甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏分别涉及 14/8/13/2/3户，对应装机容量 1261.5/908/629.4/130/334 万千瓦，分别划入华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团；对应华能国际、大唐发电、国电电力所属装机容量 36/66/328 万千瓦。

利用小时数下行叠加煤价上涨，导致西北五省煤电企业经营困难。中电联《中国电力行业年度发展报告 2019》指出，2018 年火电企业利润 365 亿元，ROE 为 4%；其中五大发电集团旗下燃煤电厂亏损比例达 54.2%，累计亏损 379.6 亿元，负债率高达 88.6%。分省来看，东北、西南、西北地区亏损较为严重，首轮整合的西北五省中，除陕西盈利 17.7 亿元外，青海、甘肃、宁夏、新疆分别亏损 7.3/13.7/15.9/16.2 亿元。火电巨亏的背后是火电利用小时的持续下行，其中陕西、青海、宁夏下滑严重，5 年复合增速-1.7%/-14.4%/-4.0%，远低于全国的-0.2%。利用小时下滑主要系：1）需求侧整体用电需求趋缓，西北五省合计增速连续下滑，2019 年五省合计用电量增速 3.6%，低于全国平均水平 4.5%，其中甘肃、青海、宁夏受工业增长放缓影响，用电量增速降幅 11.0/10.4/7.1pct，高于全国增速降幅 5.1pct。2）供给侧新能源与火电装机双增拖累利用率，陕西、青海、宁夏风光合计装机 5 年 CAGR 达 67.7%/26.9%/15.8%，为配合新能源调峰需求以及特高压配套电源建设，火电装机不断扩张，陕西、宁夏、新疆火电装机 5 年 CAGR10.5%、12.9%、12.7%，五省合计复合增速10.3%，远高于全国的 5.0%。3）成本端因煤价大幅上涨承压，尽管西北五省煤炭成本绝对值全国内相对较低，但近年来五省电煤价格增速远高于 CCI 平均值增速，同时低电价、低点火价差导致西北五省煤价波动承受能力差。陕甘青宁新五省 14-18 年平均上网电价 0.35/0.28/0.28/0.26/0.23 元/千瓦时，远低于全国的 0.38 元/千瓦时，且仍趋于下行；点火价差 0.22/0.15/0.12/0.13/0.16 元/千瓦时，低于全国的 0.24 元/千瓦时。

反市场化合并方案提高电企集中度与话语权，只为提升电企合理回报是鼓励投资保供应。针对前述亏损困局，国资委提出西北五省煤电整合方案。尽管合并方案实际提高了市场集中度，有悖于电力市场化改革要求，国务院仍然批准方案体现了政府开始考虑煤电在电力系统中承担的调峰调频等不可或缺的作用，如一直任由电厂亏损，导致大量电厂破产退出市场，将引起电力系统供电能力不足，造成缺电及电价高企隐患。因此，从中长期供电安全考虑，政府不得不同意电企合并这一反市场化行为。我们认为，五省煤电整合将通过以下途径改善盈利：1）话语权提升，向市场要电价，提高本地及外送电价；2）电企集中购煤，有利于更好制定煤炭采购策略，与地方煤企博弈降煤价；3）进一步提高新能源辅助服务费用，为调峰成本获取合理回报。

投资建议

我们认为煤电央企区域整合有望从电价、煤价、辅助服务费等方面改善亏损电厂盈利情况，长期利好火电企业业绩与估值修复。建议关注华电国际、华能国际、建投能源、皖能电力、长源电力。