【平安电力行业2020年度策略报告】不破不立，除旧迎新

摘要

回顾2019：用电增速如期放缓，盈利持续提升。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5.92万亿千瓦时，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。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5.85万亿千瓦时，同比增长3.1%，比上年同期回落4.1个百分点。水电表现亮眼、火电持续修复，全行业营收、利润持续提升。

展望2020：电价新政暗潮涌动，浮动机制打开想象空间。已经沿用了十六年的煤电标杆电价+联动机制如期谢幕，2020年起“基准+浮动”机制登场，开启电价新时代。虽然市场对于2020年只降不升的政策压制持悲观态度，但我们认为浮动机制有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局，打开电价的想象空间。通过观察广东和江苏这两个市场化交易规模最大的火电大省的价差和让利情况，可见市场化对于发电企业的影响并不会大到难以控制的地步。

火电：倒春寒难改行业复苏。除了类似“涨跌停板”的上、下幅度限制外，电价新政适用电量有限，且在环保电价、容量电价方面构成长期利好。2019年电煤价格走势前高后低、回归绿色区间，浮动电价机制打通了电煤价格在上网电价中的传导路径，2020年仍有进一步下行的空间。虽然上半年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，但三季度起水电出力回落、火电出力提升。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。

核电：看点在增量。电价新政明确核电标杆电价体系平稳过渡，打消不确定性的预期。新增装机大幅增长及部分核电大省用电需求疲软导致利用小时同比下滑，但三季度起，粤、苏、浙、沪、闽的发、用电需求开始回暖，2020年利用小时有望进一步回升。“华龙一号”首堆即将投产，新机组审批提速。华能、大唐等传统火电企业对核电牌照及控股权的追求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。

水电：蛰伏。2019年是水电大年，但丰水期来水不佳，2020年出力大概率趋缓。电价新政同样实现大水电外送电价体系的平稳过渡，但在“十四五”新协议的商讨过程中或会出现博弈局面。川云地区部分在建大型水电项目将从2020年起陆续投产，“十四五”将迎来新一轮增长。

投资建议：2019年水电出力增长、火电盈利修复，行业景气度持续提升。虽然连续两年下调用户侧电价使发电侧持续承压，但采用市场化浮动机制的新煤电上网电价政策在涨价预期、定价权利、联动范围、涨价空间、降价限制、调整频率方面颇具看点；即使2020年电价暂不能上浮，但未来有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局，打开了电价的想象空间，因此我们上调行业评级至“强于大市”。2020年，火电盈利三要素中电价风险可控、利用小时和煤价的改善趋势不变，推荐全国龙头华能国际，以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份；核电的利用小时有望回升，华龙新机组的提速、竞争格局的变化值得关注，推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电，建议关注国内装机规模最大的中广核电力（H）/中国广核（A）；水电的利用小时大概率回落，川云地区新电站陆续投产将带来新一轮增长，推荐水火共济、攻守兼备的国投电力，以及坐拥两座龙头水库、西电东送大湾区的华能水电，建议关注全球水电龙头长江电力。

风险提示：1、上网电价降低：电力市场化交易可能拉低平均上网电价。2、利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时数。3、煤炭价格上升：以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润。4、降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。5、政策推进滞后：政策对于电价的管制始终存在，仍有可能因为经济发展不及预期等原因调整电价政策；电力供需状态可能影响新机组的开工建设。

01

2020年度投资策略：买入火电，持有水、核

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%）。

02

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

2019年前三季度国内生产总值69.78万亿元，按可比价格计算同比增长6.2%，比上半年回落 0.1额百分点。分季度看，一季度同比增长6.4%，二季度增长6.2%，三季度增长6.0%；分产业看，第一产业同比增长2.9%，比上年同期回落0.5个百分点；第二产业增长5.6%，比上年同期回落0.3个百分点；第三产业增长7.0%，比上年同期回落0.7个百分点。

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：

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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。

从用电增量的构成来看，2019年前10月全社会用电量同比增长的2680亿千瓦时中，第一产业贡献了32亿千瓦时的用电增量，占比1.2%；第二产业贡献了1292亿千瓦时，占比48.2%；第三产业贡献了863亿千瓦时，占比32.2%；城乡居民生活贡献了492亿千瓦时，占比18.4%。

从需求结构上来看，三产和居民生活用电量的占比进一步提升。对比2019年与2018年前10月的分产业用电量情况，可以发现：一产占比基本持平，二产占比下滑0.9个百分点，三产和居民生活用电量占比分别上升了0.7、0.2个百分点。

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：

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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。

与上年同期相比，2019年1-10月火电发电量在总发电量中的占比下降1.3个百分点，水电、核电、风电分别上升了0.2、0.6、0.2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，

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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；

Ø  光伏发电装机容量1.38亿千瓦，同比增长12.3%。

虽然新增装机同比减少，但装机容量增速提高，我们认为这主要是因为前期煤电停建、缓建机组在2018、2019年陆续以应急调峰机组的名义投产，统计口径不一致造成了统计数据出现较大出入。对比同期装机容量，2019年前10个月全国新增规上电厂装机10339万千瓦，其中火电新增5416万千瓦，占比52.4%。

与上年同期相比，在总装机结构中，水电、火电占比下降0.7、0.6个百分点，核电、风电、光伏上升0.3、0.6、0.4个百分点。

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，

Ø  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；

Ø  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；

Ø  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）；

Ø  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；

Ø  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。

在各个子板块中，前三季度火电（含热电）板块39家公司有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；水电板块板块的22家公司中有12家实现同比增长、1家扭亏为盈、9家同比下滑；新能源（核电、风电、光伏发电）板块12家公司中，有2家实现净利润同比增长、1家扭亏为盈，另有7家同比下降、2家出现亏损。其中，3Q19火电板块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；水电板块实现归母净利润同比增长的有14家，同比下降的8家；新能源板块3家实现增长，有4家同比下降、2家出现亏损、3家持续亏损。

前三季度，全行业实现营业收入8520.78亿元，同比增长15.1%；营业成本6571.01亿元，同比增长11.4%；归母净利润746.98亿元，同比增长28.3%；毛利率22.9%，比上年同期提高了2.6个百分点。第三季度营收、利润的增速环比均有提升，毛利率环比提高1.6个百分点。

03

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

根据5号文等电改政策的要求，上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成，最终目标是要建立电力调度交易中心，实行发电竞价上网。2005年的《电价改革实施办法》中提出：“在竞价上网前，除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。”其中“同一价格”就是标杆上网电价。而标杆上网电价在2004年即已面世。2004年4月16日，国家发改委发布了《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》（发改价格[2004]610号），通知要求规范上网电价管理，对同一地区新投产的同类机组（按水电、火电、核电、风电等分类），原则上按同一价格水平核定上网电价；对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。当年6月，发改委先后印发了《关于疏导华北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036号)、《关于疏导南方电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1037号）、《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1038号）、《关于疏导华东电网电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2004]1039号）、《关于疏导东北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1124号)、《关于疏导西北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1125号)这六大区域电网的电价调整通知，规定了各省（区、市）统一调度范围内新投产燃煤机组（含热电机组）、以及部分水电机组的标杆上网电价，并对安装脱硫设备的燃煤机组给予电价奖励。自此，标杆上网电价正式成为电力产业的关键指标之一。

同年年底，与燃煤标杆电价配套的煤电联动机制也随之出台。2004年12月15日，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，要求加强电煤价格监测工作，稳妥实施煤电价格联动，适当调控电煤价格，加强对电煤价格的监督检查。自2004年首次建立煤电联动机制以来，在2004至2015年这十二年间，十次执行联动、四次搁浅，其中六次上调、三次下调煤电标杆上网电价。通过对比可以发现，煤电联动的执行与否并不取决于当期经济运行状况，两者并无强关联性，主要取决因素除了煤价变化以外只有部分视实际情况灵活调整的非政策因素。但政策调整的时效性愈发滞后，在电力体制改革不断深入的大趋势下，也愈发显得不合时宜。

2015年12月31日，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格[2015]3169号），对已经执行了十二年的煤电价格联动机制进行了调整。自2016年中开始，电煤价格迅速上涨且连续两年居高不下，根据测算，2018年的联动理论上应上调约3.67分/千瓦时；2018年未执行联动情况下，累计到2019年的联动应上调约4.40分/千瓦时。但2018、2019年连续两次下调下游销售环节的一般工商业电价，打乱了现有的价格传导机制，在达到触发条件的情况下却并未执行联动，煤电联动即已名存实亡。而与之同根而生的燃煤发电标杆上网电价机制也到了退场的时刻。

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

2018年7月16日，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行[2018]1027号），首次提出“基准电价+浮动机制”。通知提出：

Ø  促进输配以外的发售电由市场形成价格，鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同，在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。

Ø  协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场竞价等方式形成。

Ø  鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。

Ø  探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制。生产成本中电费支出占比较高的行业，交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、随产品价格联动的电价调整机制等，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响。

Ø  交易双方签订年度双边合同后，可探索建立与月度集中竞价相衔接的价格浮动调整机制，根据月度竞价结果，由双方自主协商，对双边合同价格进行调整确认。

Ø  探索建立高峰用电市场化机制。积极推进电力现货市场建设，通过市场化机制形成不同时段价格，补偿高峰电力成本；现货市场建立前，参与市场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策，合理体现高峰用电的成本和价值差异。

Ø  2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，通过市场化交易满足用电需求，建立市场化价格形成机制。

2018年12月20日，江西省能源局印发《江西省2019年度电力直接交易实施方案》（赣能运行字[2018]183号），以水泥行业进行试点，要求年用电量4000万千瓦及以上的用户与发电企业按照“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制直接购电。其中，基准电价的选取基本采用1027号文的建议；浮动机制主要推荐了两种：参考水泥行业主要产品价格、参考电煤价格。此外，规定浮动周期原则上按季调整。

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：

Ø  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。

Ø  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。

Ø  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。

Ø  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。

Ø  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。

Ø  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。

Ø  广东：交易价差趋稳，让利收窄

广东作为全国最活跃的省级电力市场，已建成较为成熟的双边协商、集中竞价、挂牌交易和发电权转让等一二级衔接、场内外互补的中长期交易品种，建立了较为完善的结算体系和市场服务体系，搭建了公开、透明、稳定的交易平台。2014年11月7日即已成立了广东电力交易中心。2017年，广东电力交易中心新增发电合同电量转让交易和全年度合同电量集中交易品种，确立了统一出清、全电量交易、月清月结、偏差考核在内的交易机制。2018 年8 月31 日，南方（以广东起步）电力现货市场在全国范围内率先启动试运行，标志着我国电力市场化改革迈出了关键一步。

在经过2016、2017两年的波动调整后，2018年广东省市场化交易电量平均价差全年加权平均值6.55分/千瓦时，与2017年的全年均值6.57分/千瓦时基本一致；但2018年各月的价差基本围绕全年均值呈小幅波动态势，最大波动幅度未超过3.0%，这与2016、2017两年中各月价差大幅震荡的状况完全不同，更接近于2015年市场启动初期的价差走势。2019年1-11月，省内市场化交易价差走势与2018年相似，均呈小幅波动状态，但价差中枢大幅下行至约4.03分/千瓦时左右，比2018年同期减少了2.53分/千瓦时，降幅38.6%；虽然前11个月市场化交易电量同比增长21.1%，但市场化让利总额同比下降25.6%。

Ø  江苏：市场化电量全国领先，年度长协稳定价格

2016年4月18日，江苏电力交易中心在华东地区率先成立，并于2017年正式建立了直接交易月度市场定期开市机制。2017年全省电力直接交易规模达到1265亿千瓦时，居全国首位，其中双边协商交易电量1037亿千瓦时、平台集中竞价交易电量228亿千瓦时。

与广东相比，江苏省市场化电量中年度长协的占比更高，2018年年度协商及挂牌交易电量在全年市场化电量中的占比接近75%，2019年可能接近78%，因此年度长协价格对全年交易价差的影响更大。2018年年度长协价差约2.04分/千瓦时，2019年约2.18分/千瓦时，总体基本持平。虽然因竞价策略调整导致月度价差出现了一些波动，但全年总体平均价差预计在2.50分/千瓦时左右，相比2018年的1.90分仍在可控范围内。

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。

04

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：

Ø  煤炭供给侧改革接近尾声，产能持续释放；

Ø  全年未出现极端天气，用电需求疲软；

Ø  水电出力达到近十年峰值，火电出力不振；

Ø  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。

05

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。

Ø  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。

Ø  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。

06

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。

07

投资建议

7.1 行业评级

2019年水电出力增长、火电盈利修复，电力行业景气度持续提升。虽然连续两年下调用户侧电价使发电侧持续承压，但采用市场化浮动机制的新煤电上网电价政策在涨价预期、定价权利、联动范围、涨价空间、降价限制、调整频率方面颇具看点；即使2020年电价暂不能上浮，但未来有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局，打开了电价的想象空间，因此我们上调行业评级至“强于大市”。

7.2 盈利预测

2020年，火电盈利三要素中电价风险可控、利用小时和煤价的改善趋势不变，推荐全国龙头华能国际，以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份；核电的利用小时有望回升，华龙新机组的提速、竞争格局的变化值得关注，推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电，建议关注国内装机规模最大的中广核电力（H）/中国广核（A）；水电的利用小时大概率回落，川云地区新电站陆续投产将带来新一轮增长，推荐水火共济、攻守兼备的国投电力，以及坐拥两座龙头水库、西电东送大湾区的华能水电，建议关注全球水电龙头长江电力。推荐/建议关注标的盈利预测如下表：

08

风险提示

1）利用小时下降

电力工业作为国民经济运转的支柱之一，供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响，将直接影响到发电设备的利用小时数。

2）上网电价降低

下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导，导致上网电价降低；随着电改的推进，电力市场化交易规模不断扩大，可能拉低平均上网电价。

3）煤炭价格上升

煤炭优质产能的释放进度落后，且环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应；用电需求的大幅增长提高了煤炭生厂商及供应商的议价能力，导致电煤价格难以得到有效控制；对于以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润。

4）降水量减少

水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况，而来水情况与降水、气候等自然因素相关，可预测性不高。

5）政策推进不及预期

政策对于电价的管制始终存在，仍有可能因为经济发展不及预期等原因调整电价政策；国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态，可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开工建设。

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