电力行业2020年度策略报告
1.1 2020 年度投资策略简述
2020 年全行业最大的变量以及矛盾点即是煤电标杆这一上网电价体系的核心由“标杆+联动”机制 转为“基准+浮动”机制，此外盈利模型中的另外两个关键要素——利用小时和成本也存在变数。结 合三要素以及潜在的市场关注热点，通过评分机制确认我们的投资策略——买入火电，持有水、核。
1.2 2019 年度投资策略回头看
行情回顾：截止 11 月 29 日，电力（申万）指数上涨 7.25%，跑输沪深 300 指数 19.92 个百分点， 在 102 个申万二级指数中排第 61 位。各子板块中热电表现最好，上涨 38.90%；光伏发电表现最差， 下跌 8.05%。板块年内涨幅前五的公司是岷江水电、深南电 A、西昌电力、富春环保、联美控股；跌幅前五的是东旭蓝天、*ST 科林、江苏新能、*ST 华源、华电国际。我们建议关注的重点公司中 有 3 家涨幅处于板块上游：华能水电（37.53%）、申能股份（25.78%）、 长江电力（18.63%）。
二、 回顾 2019：用电增速如期放缓，盈利持续提升
2.1 需求侧：用电增速如期放缓，三产及居民持续提升
受社会经济趋势下行的影响，叠加 2018 年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数 因素，各产业用电量增速全面回落。1-10 月份，全国全社会用电量 59232亿千瓦时，同比增长 4.4%， 比上年同期回落 4.3 个百分点，位于我们在上个年度策略报告中预测的保守假设区间内。分产业看：
第一产业用电量 647 亿千瓦时，同比增长 5.2%，比上年同期回落 4.6 个百分点；
第二产业用电量 39867 亿千瓦时，同比增长 3.0%，比上年同期回落 4.2 个百分点；
第三产业用电量 9941 亿千瓦时，同比增长 9.3%，比上年同期回落 3.8 个百分点；
城乡居民生活用电量 8777 亿千瓦时，同比增长 5.9%，比上年同期回落 5.2 个百分点。
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2.2 供给侧：火电占据过半装机增量，水电利用小时表现亮眼
需求侧增长放缓同步传导至供给侧。1-10 月份，全国规模以上电厂发电量 58472 亿千瓦时，同比 增长 3.1%，比上年同期回落 4.1 个百分点。其中：
全国规模以上水电发电量 10013 亿千瓦时，同比增长 6.5%，比上年同期提高 1.5 个百分点；
全国规模以上火电发电量 42041 亿千瓦时，同比增长 1.1%，比上年同期回落 5.5 个百分点；
全国核电发电量 2826 亿千瓦时，同比增长 19.3%，比上年同期提高 4.3 个百分点；
全国规模以上风电发电量 3250 亿千瓦时，同比增长 9.7%，比上年同期回落 13.4 个百分点。
2.2.1 装机容量：火电占据过半增量
1-10 月全国主要发电企业新增装机容量 7117 万千瓦，比上年同期少投产 1867 万千瓦。五大电源 类型中，火电、风电装机增长加快。1-10 月全国新增水电装机容量 292 万千瓦、火电新增 3237 万 千瓦、核电新增 409 万千瓦、风电新增 1466 万千瓦、光伏发电新增 1714 万千瓦，与上年同期相比， 分别减少 416 万千瓦、增加 539 万千瓦、减少 63 万千瓦、增加 20 万千瓦、减少 1937 万千瓦。截 至 2019 年 10 月底，全国规模以上电厂发电设备容量 18.69 亿千瓦，同比增长 5.8%，比上年同期 提高 0.6 个百分点。其中，
水电装机容量 3.09 亿千瓦，同比增长 1.3%，比上年同期回落 1.9 个百分点；
火电装机容量 11.74 亿千瓦，同比增长 4.8%，比上年同期提高 1.9 个百分点；
核电装机容量 4874 万千瓦，同比增长 20.3%，比上年同期提高 7.1 个百分点；
风电装机容量 1.99 亿千瓦，同比增长 12.2%，比上年同期提高 0.6 个百分点；
光伏发电装机容量 1.38 亿千瓦，同比增长 12.3%。
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2.2.2 利用小时：水电亮眼，火、核下滑
2019 年 1-10 月，全国发电设备累计平均利用小时为 3157 小时，比上年同期减少 55 小时。其中，
全国规模以上水电设备累计平均利用小时 3244 小时，比上年同期增加 162 小时；
全国规模以上火电设备累计平均利用小时 3495 小时，比上年同期减少 100 小时；
全国核电设备累计平均利用小时 6040 小时，比上年同期减少 44 小时（公布值同比减少 159 小时，与 1-9 月及上年同期累计利用小时对比分析可知数据有误，故采用上年同期数据推算同 比减少 44 小时）；
全国规模以上风电设备累计平均利用小时 1688 小时，比上年同期减少 36 小时；
全国规模以上光伏发电设备累计平均利用小时 1117 小时，比上年同期增加 57 小时。
2.3 业绩：盈利持续提升
2019 前三季度，电力行业 73 家上市公司中，实现归母净利润同比增长的有 38 家，另有 4 家公司扭 亏为盈；有 23 家公司归母净利润同比下降，另有 3 家出现亏损、5 家持续亏损。2019 年第三季度， 有 39 家公司实现归母净利润同比增长，另有 4 家扭亏为盈；归母净利润同比下降的有 17 家公司， 另有 3 家出现亏损、10 家持续亏损。
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三、 展望 2020：电价新政暗潮涌动，浮动机制打开想象空 间
3.1 标杆+联动如期谢幕，基准+浮动登上舞台
2019 年 9 月 26 日，李克强总理主持召开国务院常务会议，会议决定：从明年 1 月 1 日起，取消煤 电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
3.1.1 十六载起伏，煤电上网电价标杆+联动机制如期谢幕
3.1.2 “基准+浮动”机制登场，开启电价新时代
2019 年 10 月 21 日，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（ 发 改价格规[2019]1658 号），正式取消已使用了十六年的煤电标杆上网电价+煤电联动机制。意见决定， 自 2020 年 1 月 1 日起，执行新的“基准+浮动”电价机制。
3.2 市场的悲观：电价再度承压
电价机制调整的相关新闻报道自 9 月中下旬陆续流出，市场关注点主要集中在“实施‘基准价+上下 浮动’价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”这一条之上，认为这是 继 2018、2019 年连续两次降低一般工商业电价政策后，国家层面再一次对电力行业施压以呵护下 游电力用户；整个电力行业的收入端持续承压，火电首当其冲、业绩修复受阻。
因此，二级市场的火电以及电力指数经历了一波跌势， 9月16日至9月30日分别跌幅分别达到6.09%、 4.55%；在 10 月 21 日方案正式公布后至 11 月 15 日再次下跌 5.21%、2.61%；9 月 16 日至 11 月 15 日两个月内累计跌幅分别达到 9.57%、8.00%，跑输沪深 300 指数 7.18pct、5.60pct。
3.3 我们的乐观：电价想象空间打开，一切皆有可能
3.3.1 浮动机制打开电价想象空间，一切皆有可能
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通过观察政策面的顶层设计和地方试点，我们认为：长期以来“无形之手”对于电价的控制力度终 于开始减弱，有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局，想象空间已被打开。主 要看点有六：
释放涨价预期：自 2011 年 12 月 1 日最后一次明确执行煤电联动上调电价、以及 2017 年 7 月 1 日变相上调电价以来，决策层首次准许电价上调。
下放定价权利：将顶层决策、自上而下、多方博弈的煤电联动电价制定权责部分下放，定价权 利由发、用电双方自主决策、双方博弈。
扩大联动范围：十六年的煤电联动，上网电价只能与上游的电煤价格联动，受政策管制影响， 价格弹性较小、政策不确定性较高；未来可与下游用户联动，政策管制程度弱化后，价格弹性 增强、执行确定性提高。
提升涨价空间：2004-2015 年间的 10 次联动以及 2017 年的调价，除个别省份涨幅超过 10% 外，大部分地区和全国平均涨幅从未达到 10%。以 2018 年全国煤电平均上网电价 370.52 元/ 兆瓦时计算，10%对应的最大涨幅达到 3.71 分/千瓦时；按照 2018 年火电企业约 15%的毛利 率、营业成本中 70%的燃料成本粗略估算，10%的电价涨幅对于利润的影响大约相当于 17% 的煤价降幅。
限定降价幅度：目前，中西部地区部分省份因可再生能源装机占比较高，煤电竞价压力较大， 限定 15%的降幅空间，可以在一定程度上缓解当地火电企业的经营压力。
提高调整频率：江西省的试点按照 1027 号文配套文件《全面放开部分重点行业电力用户发用 电计划实施方案》中的推荐进行季度浮动调整，而 1027 号文甚至提出将浮动机制与月度竞价 衔接。未来价格反馈的时效性将得以提高。
3.3.2 样本观察，市场化并不可怕
2020 年以后、即“十四五”的涨价预期已经具备可能性，但 2020 年、即“十三五”收官之年的降 价压力仍然存在，那么这个将煤电计划电量通过市场化进行让利的压力到底有多大？我们或许可以 从目前已经存在的电力市场化交易情况进行观察。考虑到各省装机结构情况，主要选取了广东和江 苏两个火电大省、同时也是目前市场化交易电量全国前二的省份，作为观察的样本。
广东：交易价差趋稳，让利收窄
江苏：市场化电量全国领先，年度长协稳定价格
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通过对广东、江苏两省的观察，可见电力市场化交易让利对于发电企业的影响并没有大到难以控制 的地步。考虑到收入端电量以及成本端煤价的因素，电企在竞价时基本能保持理性，将让利程度控 制在自身条件允许的范围内；相互间的博弈并不会以邻为壑，出现损人不利己的局面。
四、 火电：倒春寒难改行业复苏
4.1 核心要素：电价让利可控，浮动机制传导压力
4.1.1 电价：让利可控，容量机制呵护亏损机组
除了前面分析的类似“涨跌停板”的上浮与下浮幅度限制外，1658 号文还有三点有利于合理控制煤 电电价让利程度，并对电价构成长期利好：
新机制适用电量有限：政策明确了已经市场化的电量仍采用原有的电价形成方式，“基准+浮动”机 制只适用于原有计划电量中具备交易条件和交易用户的部分。根据中电联的统计，2018 年在全国大 型发电集团参与市场化交易各类电源中，煤电上网电量的市场化率已经达到 42.8%，计划电量的占 比约 57.2%；以一产及城乡居民用电量在全社会总用电量中的占比 15.2%推算，计划电量中可以采 用“基准+浮动”机制的部分占比约 42.0%。根据我们调研了解到的情况，部分地区的煤电机组除供 热等特殊机组外，基本上已经全部进入电力市场，新的电价机制对其几无影响。
环保电价补贴延续：政策明确了市场化电量的上网电价中除了脱硫脱硝除尘电价外，还要包含超低 排放电价，这对之前已经市场化电量的电价结构进行了明确。11 月 15 日，安徽省电力交易中心发 布通知，允许已经签订 2020 年交易合同且合同价格未包含超低排放电价的发、用电双方重新协商。此后，多家电企要求将直接交易电价上调 1 分/千瓦时。
容量电价机制提上日程：中西部的一些省份，因水电、风电、光伏等可再生能源装机占比较大，严 重压制了当地火电机组的出力，利用小时大幅低于设计的盈亏平衡点，造成电企常年亏损；而中东 部的一些省份，虽然火电利用小时较高，但部分老旧机组因技术参数落后、煤耗高，在电力市场化 交易中竞争力不足，叠加巨大的环保排放压力，逐步被边缘化，常年停机、甚至提前破产退场，这 对电网调峰、保供能力造成了不利影响。对于此类煤电机组，未来转为类似于气电的调峰机组是一 种能够平衡多方诉求的可行方式；而江浙沪地区气电机组所执行的容量电价+电量电价的“两部制” 电价政策，可以确保调峰机组的盈利能力，实现可持续发展。
4.1.2 煤价：回归绿色区间，浮动机制传导压力
虽然 2019 年初因接连出现产地生产事故导致煤价出现反弹，但在以下四重因素的作用下，全年电煤 价格呈现前高后低的走势：
煤炭供给侧改革接近尾声，产能持续释放；
全年未出现极端天气，用电需求疲软；
水电出力达到近十年峰值，火电出力不振；
电厂坚持高库存策略，大量采购长协及进口煤。
中国电煤价格指数（CTCI）1-10 月均值降至 496.59 元/吨，比上年同期下滑 6.8%；而走势基本稳 定的环渤海动力煤（Q5500K）综合平均价格指数进入 11 月后迅速跳水至 560 元/吨，已经进入《关 于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》（发改运行[2016]2808 号）中规定的绿色价格区间内。
11 月 25 日，国能投（神华）、中煤、同煤、兖煤、伊泰等 11 家煤企联名上书，要求保供、稳价、 守约。三十年河东三十年河西，煤与电的跷跷板关系使得不到三年的时间内即已发生主客易位的转 变。在经济增长放缓的趋势下，作为供给侧的煤炭面临着需求和价格同步下行的风险，作为需求侧 的火电话语权也有望逐步增强。
同样按照 2018 年火电企业约 15%的毛利率、营业成本中 70%的燃料成本粗略估算，假设电企毛利 润不变，则电价上涨 10%的电价涨幅对于利润的影响大约相当于 17%的煤价涨幅；15%的电价降幅 对应的煤价降幅约为 25%。1027 号文和 1658 号文理顺了电煤价格在煤电上网电价中的传导机制， 在将计划电量转为市场化定价、且 2020 年不允许上涨的政策导向下，电煤价格仍有进一步下行的空 间。我们预计 2020 全年价格中枢将处于绿色区间内，且有可能运行至 535 元/吨的基准价之下。
4.1.3 利用小时：水、核高出力压制渐消，盈利能力持续修复
上半年大部分地区用电需求疲弱，叠加水电高出力、核电装机大幅增长带来的强势表现，压制了火 电的出力。但 8、9 两个月水电增速大幅下滑标志着自 2018 年夏季以来的水电高出力期暂时告一段 落。水电出力的回落带来了火电出力的提升，火电单季度发电量增速由Q2的0.8%提升至Q3的3.8%， 推动火电板块营收增速由 Q2 的 5.8%提高至 Q3 的 12.6%；且电煤价格持续下行，Q3 营业成本的 增速 9.0%低于营收增速，归母净利润同比增长 68.2%。2019 年夏季全国主要流域的来水及蓄水情 况不佳，如果用电需求回暖，则火电出力有望进一步增长。
火电（含热电）板块 39 家公司中，前三季度有 24 家实现归母净利润同比增长，另有 2 家扭亏为盈；同比下降的有 7 家，另有 1 家出现亏损、5 家持续亏损。其中，3Q19 实现净利润同比增长的有 22 家、扭亏为盈的有 4 家；同比下滑的有 5 家、出现亏损的 1 家、持续亏损的 7 家。
4.2 推荐标的：华能国际、申能股份、浙能电力
4.2.1 华能国际：全国火电龙头
公司前期受其他电源出力压制、机组所在地区用电需求疲弱等因素的影响，盈利修复进度略低于预 期；且电价新政使得市场对整个火电行业的前景产生疑虑。但通过对火电盈利三要素的分析可知， 2020 年电价风险总体可控、煤价下行趋势有望持续、利用小时大概率改善，公司作为火电龙头，将 受益于火电行业整体复苏。
4.2.2 申能股份：综合能源运营商
公司电力业务多元化，控、参股包括煤电、气电、核电、水电、风电、光伏在内的多种电源类型， 控股机组以煤电、气电为主。虽然上半年公司在沪机组出力下滑，但仍优于地区平均水平。增值税 调整、电煤价格下行等因素共同作用，提升了公司电力、油气两大主业的盈利能力。奉贤热电、平 山二期将陆续投产，结合风电、光伏项目的收购，将带来公司装机容量的持续增长和装机结构的不 断优化。
4.2.3 浙能电力：省级电企龙头，核电重量级玩家
公司是浙江省规模最大的火力发电企业，管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右。对 比 A 股电力板块中的 16 家省级电企的装机容量和发电量情况，公司均高居榜首，是全国最大的地 方性发电企业。公司深度布局核电领域，虽未直接控股运营核电站，但通过与中核集团的紧密合作， 从前期即开始参股其在浙江省境内的核电项目。公司通过将对中核的股权投资由以公允价值计量改 为以权益法核算，消除了中核股价波动对于公司利润的影响。浙江地区用电需求复苏，有望推动公 司营收、利润进一步增长。
五、 核电：看点在增量
5.1 核心要素：电价预期维稳，电量仍有提升空间
5.1.1 电价参照系平稳过渡
核电标杆电价的制定准则主要是参考所在地区煤电标杆电价，通常情况下新投产机组上网电价不高 于当地煤电标杆，体现了核电对于煤电的替代能力。目前，全国 47 台在运核电机组中，有 26 台机 组上网电价低于当地煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价），有 19 台机组高于煤电 标杆，另有 2 台持平。
1658 号文明确规定核电价格形成机制参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。这实现了核 电标杆电价体系的平稳过渡，打消了市场前期对于核电上网电价调整的不确定性预期。但核电市场 化电量存在进一步扩大的可能性，平均电价水平或被拉低。
5.1.2 利用小时有望回升
2018 年是核电投产大年，全年共有 7 台机组投产，其中 6 台在下半年实现商运；2019 年海阳 2 号、 阳江 6 号、台山 2 号先后投产。新增装机大幅增长导致的消纳问题难以避免；且广东、浙江、福建、 江苏这 4 个核电大省，以及新投产两台 AP1000 机组的山东省、消纳秦山核电部分电量的上海市， 上半年的用电量增速均低于全国平均水平。受此影响，前 7 个月全国核电平均利用小时比上年同期 减少了 129 小时，同比下降 3.1%。自三季度起，广东省的发、用电需求率先回暖并持续提升，四季 度苏、浙、沪、闽也开始陆续出现回暖迹象。我们预计，随着中美贸易争端的缓和，东南沿海省份 的生产用电需求将逐步回归正常水平，2020 年的核电利用小时有望进一步回升。
5.2 关注热点：华龙有望再提速，竞争格局或有变
5.2.1 2020 首堆投产，“华龙一号”再提速
2020 年核电行业最大的看点就是采用国产三代核电技术的“华龙一号”首堆示范工程——福清 5 号 机组的投产商运。2018 年 10 月 11 日，美国能源部（DOE）发布《关于防止中国非法转移美国民 用核技术用于军事或其他未经授权目的的措施》。在技术转让方面主要包括禁止轻水小堆、非轻水先 进反应堆（例如第四代核反应堆等）、2018 年 1 月 1 日以后的新技术转让，以及相关软件系统的源 代码、工程设计技术等转让；在设备和部件方面，禁止与美国有直接经济竞争的出口申请，例如“华 龙一号”、以及 CAP1400 的美国专有设备。决策层对于自主知识产权的考量是核电这一“中国制造 2025”代表在未来发展规划中的关键因素；而是否具有自主知识产权决定了是否具有独立出口权， 即决定了其能否成为“走出去”战略中像高铁一样的“国家名片”。因此，“华龙一号”也取代了此 前全球瞩目的 AP1000，成为国产三代核电技术的主力堆型。
2019 年 1 月 30 日，中核集团漳州核电一期、中广核集团惠州太平岭核电一期共 4 台机组获得核准。3 月 18 日，生态环境部正式受理福建漳州核电厂 1、2 号机组及中广核广东太平岭核电厂一期工程 的环境影响报告书（建造阶段）；10 月 9 日，生态环境部发布《关于福建漳州核电厂 1、2 号机组环 境影响报告书（建造阶段）的批复》；10 月 16 日，漳州核电 1 号机组 FCD。在首堆投产前即批复 新机组，表明了决策层对于“华龙一号”乃至中国核电发展的支持和希冀。此外，同样采用“华龙 一号”技术的海南昌江核电二期工程目前已经开始前期施工，有望在 2020 年内获批开建。
5.2.2 基建投资稳增长需求推动核电加码
核电具有建设周期长、投资规模大的特点；核电建设既可以发挥稳定投资的作用，又不会增加近 5 年内的供应能力，但对于推动未来能源结构优化具有重要作用。2018 年以来，因国内投资增速放缓， 为了保持有效投资力度，促进内需扩大和结构调整，确保经济运行在合理区间，10 月 31 日，国务 院办公厅发布《关于保持基础设施领域补短板力度的指导意见》（国办发[2018]101 号）。意见要求， 着力补齐铁路、公路、水运、机场、水利、能源、农业农村、生态环保、公共服务、城乡基础设施、 棚户区改造等领域短板，加快推进已纳入规划的重大项目。一方面，在煤电去产能政策导向未变、 水电开发缓滞、风电及光伏发电受补贴限制的情况下，电源工程投资大幅放缓；另一方面，在特高 压建设减速的趋势下，电网工程投资也面临增长乏力的局面。2019 年上半年，电网工程投资完成额 同比下降 19.3%；依靠水电投资加码的带动，电源工程投资完成额同比增长 3.3%。
按照单个核电站每一期 2 台机组约 250 万千瓦以及三代机组 1.8 万元/千瓦的单位造价预估，每一期 工程将拉动约 450 亿元的项目投资额。核电已成为整个电力行业在当前政治经济形势下大基建政策 的最好发力点之一。根据统计，目前还有 29 台机组已开展前期工作（包括已与俄罗斯签约的田湾 7、8 号机组和徐大堡 3、 4 号机组），合计装机容量 3484 万千瓦。中期假设 29 台机组全部开建并商运， 国内在运核电机组数将达到 93 台，合计装机容量将超过 1 亿千瓦。
按照每个核电厂址 4-6 台机组的可承纳容量以及 2台机组的扩建裕量，国内核电发展潜力巨大。WNA 统计数据显示，中国大陆规划核电项目机组数 170 台，合计装机容量近 2 亿千瓦。根据我们的统计， 除前述 64 台机组外，现有核电厂址储备尚有可建机组数 116 台，合计装机容量 1.43 亿千瓦。即使 不考虑其中的内陆核电厂址，沿海厂址仍有可建机组数 48 台，装机容量 6084 万千瓦。根据我们的 测算，2019 年已获批、待批复和已开展前期工作的 34 台机组投资预算金额合计约 7200 亿元；其 他 48 台沿海厂址可建机组投资预算金额合计约 1.12 万亿元。
5.2.3 新玩家蠢蠢欲动，剑指控股权
2016 年 9 月 19 日，国务院法制办公室就《核电管理条例（送审稿）》公开征求意见。该条例自 2008 年 10 月国家能源局组织开展立法研究和法规起草工作开始，酝酿了 8 年时间，反复博弈、讨论和修 改，其中最大的争议之一就是核电牌照准入门槛的设置。而条例送审稿中明确提出鼓励核电项目投 资主体多元化的原则，并在第四章首次明确了核电项目投资主体的准入条件。2019 年 2 月 1 日，国 家能源局印发《能源行业深入推进依法治理工作的实施意见》，要求大力推进《核电管理条例》的立 法审查工作。
除中核、中广核、国电投三家拥有核电运营牌照以外，五大发电集团的其余四家、地方能源集团等， 只能通过参股的方式参与核电站开发建设，并不能占据主导地位。但是在传统煤电发展基本停滞、 新能源规模上量速度较慢的局面下，各家发电企业对于核电牌照的追求仍孜孜不倦。
华能：2019 年 4 月 17 日，中国华能集团有限公司与中国广核集团有限公司在集团公司总部签 署战略合作协议。根据协议，双方将重点在核电、信息化建设、新能源、核燃料、金融、海外 电力项目等领域开展全方位战略合作。6 月 11 日，华能核电开发有限公司和中国核能电力股份 有限公司在北京华能总部签署投资协议，根据协议，双方将共同投资开发、建设和运营管理华 能海南昌江核电二期工程#3、#4 两台“华龙一号”机组，华能海南昌江核电有限公司是本次项 目的投资、建设和运营管理主体。
大唐：大唐与中广核合作的宁德核电一期项目已建成投产，持股比例穿透后可见大唐权益占比 最高，但因没有资质只能与中广核成为一致行动人，由中广核控股、并表；而成立于 2016 年 底的宁德第二核电由大唐集团核电公司控股，计划建造#5、#6 两台“华龙一号”机组。2019 年 11 月 23 日，大唐集团旗下核心上市平台大唐发电发布公告，董事会已审议通过《关于成立辽宁庄河核电有限公司的议案》、《关于对大唐国际核电有限公司进行吸收合并的议案》，辽宁庄 河核电有限公司由公司控股，持股比例 46%。
按照《核电管理条例（送审稿）》的相关细则要求，五大发电中的大唐、华电、华能三位巨头已基本 满足控股核电站的要求。结合三代核电重启审批的预期，将逐步改变现有的核电运营商竞争格局， 带来新的变量和新的动能。
5.3 推荐标的：中国核电
中国核电：核电明珠，得天独厚
公司控股股东中核集团在核电技术开发等方面处于国内领先地位，是唯一拥有完整核燃料循环产业、 能够实现闭式循环的特大型中央企业，国家授权中核集团对核燃料、铀产品的生产经营和进出口实 行专营。三门 2 号机组停堆检修对 2019 年业绩的拖累超过预期，但公司通过调整折旧政策释放利 润进行对冲；电价新政明确了核电上网电价体系的平稳过渡，稳定了市场预期；公司机组所在地区 用电需求开始回暖，利用小时有望逐步提升。
六、 水电：蛰伏
6.1 核心要素：电价风险暂消，电量大概率趋缓
6.1.1 大水电电价风险暂消
水电上网电价呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执 行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。2015 年 5 月 5 日，国家发改委发布了《关于完善跨 省跨区电能交易价格形成机制的通知(发改价格[2015]962 号)》，以向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水 电站为例，确定了按照落地省燃煤发电标杆上网电价和输电价格和线损倒推确定上网电价的跨省跨 区送电价格形成机制。
前期市场忧虑大型水电站的上网电价可能会因为高利润率而被打压，但与核电情况类似，1658 号文 明确规定跨省跨区送电价格形成机制参考燃煤发电标杆上网电价的改为参考基准价，打消了市场的 部分疑虑。我们认为，作为“十三五”的收官之年，2020 年水电跨省区外送电价应能维持现有水平；但在“十四五”新协议的商讨过程中，或许会出现博弈局面。
6.1.2 潮起潮落，电量大概率趋缓
虽然 2019 年是水电大年，但 5、6 两月全国降水量均接近常年同期水平，而云南、四川、西藏等水 电大省降水量较常年偏少；8 月湖北大部、湖南北部、江西北部、安徽南部等地普遍有中到重度气 象干旱，湖北东部局部有特旱，长江中下游地区降水量普遍不足 100 毫米；9 月全国平均降水量 62.4 毫米，较常年同期偏少 4.4%、较上年同期 71.6 毫米下降 12.8%，东北地区西部、华北东南部、黄 淮大部、江淮、江南大部、华南大部及内蒙古东部、新疆东部等地降水量较常年同期偏少 2 至 8 成；10 月份全国平均降水量接近常年同期，但四川省在历史同期最多降水量的情况下水电出力仅略有增 长，而云南、湖北两省的水电出力继续下滑。受此影响，Q3 水电出力持续承压，且上年同期高基数 效应导致增速出现大幅下滑，单季度发电量同比增长 2.5%，与前两个季度 12%左右的增速相比明 显回落。受来水情况不佳的影响，Q3 水电板块归母净利润同比增长 3.8%，大幅低于前两个季度 20% 左右的同比增速。我们预计，2020 年水电出力大概率趋缓。
6.2 关注热点：新一轮水电投产高峰将至
虽然水电高速发展的时期已经过去，但四川、云南等省部分在建大型水电项目将从 2020 年起陆续投 产，“十四五”初期行业将迎来新一轮增长。目前，金沙江下游四大电站中，装机容量 1020 万千瓦 的乌东德和 1600 万千瓦的白鹤滩两大电站预计将于 2020 年前后开始投产；雅砻江中游规划电站中装机容量 300 万千瓦的两河口电站和 150 万千瓦的杨房沟电站预计将于 2021 年前后开始投产。相 关特高压线路陆续获批开建，为即将到来的川云水电投产高峰准备好消纳送出通道。
6.3 推荐标的：国投电力、华能水电
6.3.1 国投电力：水火共济，雅砻江中游有序推进
公司手握雅砻江这一黄金水段，是一家以水电为主、水火并济、风光互补的综合电力上市公司。雅 砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，兼具消纳和 移民优势，经济技术指标优越。雅砻江干流规划开发 22 级电站，规划可开发装机容量 3000 万千瓦，在全国规划的十三大水电基地中，装机规模排名第三。2019 年公司受益于偏丰的水量，发电量稳中 有增；部分火电机组所在地区用电需求旺盛，推动营收增长；煤价下行减轻成本压力，带来了利润 的显著提升。
6.3.2 华能水电：一衣带水联滇粤，西电东送大湾区
国内水电企业中，公司的水电装机容量仅次于长江电力，发电量略低于国投电力居行业第三。公司 坐拥小湾、糯扎渡两座电站具备多年调节能力的龙头水库，可以平滑丰枯季出力、增发电量、提升 上网电价，是公司的核心竞争力之一。立足云南西电东送广东的市场布局，使得公司的电量、电价 将同时受益于两省供需格局的改善以及电力市场化改革的深化。
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