火電長期仍將作為主力電源，火電成本仍具優(yōu)勢。大火電機組燃煤效率高，具備成本低、效率高、穩(wěn)定性強等多重優(yōu)勢。

用電保持景氣

經(jīng)濟(jì)增長、電能替代、新能源車普及，這三駕馬車驅(qū)動用電量穩(wěn)步提升。

經(jīng)濟(jì)增長是用電量增長第一驅(qū)動力：對1991-2016年歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行線性擬合顯示，不變價GDP每增加1億元，驅(qū)動發(fā)電量增加約0.08億kWh。而電能替代加速，新能源車普及改變交通能源消費，貢獻(xiàn)電力消費邊際增量。

結(jié)合近三年庫存周期、房地產(chǎn)周期和信用周期來看，當(dāng)前至2018年將處于下行周期。

基于對宏觀經(jīng)濟(jì)整體走勢及對后續(xù)GDP增速的預(yù)測，我們預(yù)測傳統(tǒng)發(fā)電量保持較高增速：其中，“十三五”期間預(yù)計將保持在6%左右，“十四五”期間保持在5.5%左右。

與此同時，電能替代穩(wěn)步推進(jìn)，貢獻(xiàn)用電需求增量。發(fā)改委規(guī)劃到2020年實現(xiàn)電能占終端能源消費比重達(dá)到約27%，電力“十三五”規(guī)劃進(jìn)一步明確，到2020年電能替代新增用電量約4500 kWh。2017上半年已完成替代電量717億kWh，全年實現(xiàn)替代電量1500億kWh可期。以2017年電能替代完成率為基準(zhǔn)，預(yù)計2017-2020年替代電量每年新增約1000億kWh，CAGR達(dá)44%;由于“十三五”期間電能替代普及度較高，“十四五”增量空間減少。

新能源汽車市場2015年正式啟動，未來十年發(fā)展空間廣闊。

基于對新能車增長及年用電量的假設(shè)，預(yù)計2017-2020年新能源汽車每年新增用電量約100億kWh，2020年年用電量達(dá)400億kWh。預(yù)計“十四五”新能源汽車用電量年均增速將達(dá)到36%， 到2025年年用電量超過1300億kWh，新能車后續(xù)電能需求持續(xù)釋放。

2017-2020年，電能替代穩(wěn)步推進(jìn)，新能源汽車加速推廣，二者共同驅(qū)動全國發(fā)電量增速逐年增加。2017年，全國發(fā)電量增速預(yù)計為6.2%，2020年達(dá)到7.1%。預(yù)計“十四五”期間發(fā)電量增速將逐漸下滑，但仍高于5%。

水火基礎(chǔ)電源地位穩(wěn)固

“十二五”期間大型水電集中投產(chǎn)，裝機實現(xiàn)跨越式增長。不過，受水電開發(fā)資源有限、生態(tài)環(huán)保等原因限制，“十三五”水電增量顯著回落。預(yù)計2017-2020年每年新增常規(guī)水電裝機分別為1000、570、454和1435萬kW。

結(jié)合對常規(guī)水電和抽水蓄能裝機的預(yù)測，我們認(rèn)為，截至2020年，中國常規(guī)水電裝機達(dá)3.4億kW，抽水蓄能裝機0.4億kW，裝機總體穩(wěn)步增加，增速回落。

水電“十四五”期間仍有增長空間，考慮可供開發(fā)流域減少，我們對新增水電裝機保持中性估計。

截至2016年年底，中國在運核電機組35臺，裝機總量3363萬kW。

“十三五”期間全國核電投產(chǎn)約0.3億kW，到2020年中國核電裝機達(dá)0.58億kW。根據(jù)在建核電機組目前情況及擬建項目的推進(jìn)速度，預(yù)計2020年核電裝機將達(dá)0.48億kW，低于規(guī)劃要求。電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃提出期間核電新開工0.3億kW以上，根據(jù)目前項目核準(zhǔn)和開工進(jìn)度，保守估計不到0.2億kW核電機組可在“十四五”期間投產(chǎn)。

中國核電利用小時數(shù)在2014年及以前均維持在7700小時以上，2015-2016年電力需求增長放緩以及發(fā)電裝機過剩導(dǎo)核電利用小時下降。2017年1-9月，核電利用小時數(shù)為5379小時，同比提升144小時。由于中國用電需求回暖、裝機增速放緩以及核電積極參與市場化電量交易，預(yù)計未來幾年利用小時數(shù)有望實現(xiàn)持續(xù)回升。

“十二五”期間風(fēng)電高增長，裝機總量從2010年的30GW增加至2015年年底的128GW。電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃：2020年，全國風(fēng)電裝機將達(dá)210GW以上;截至2017年9月，風(fēng)電裝機已達(dá)157GW，預(yù)計2020年風(fēng)電并網(wǎng)裝機將達(dá)230GW，超過規(guī)劃標(biāo)準(zhǔn)。

2015年搶裝造成棄風(fēng)限電嚴(yán)重，加之市場對于風(fēng)電補貼下發(fā)存在擔(dān)憂情緒，2016、2017年風(fēng)電裝機投產(chǎn)較少，預(yù)計2018年起風(fēng)電裝機增速恢復(fù);平價上網(wǎng)實現(xiàn)后裝機增長有望提速，目前預(yù)測偏謹(jǐn)慎。

“十二五”期間風(fēng)電新增9800萬kW，新增裝機集中在“三北地區(qū)”，當(dāng)?shù)叵{能力低疊加外送電通道配套不足導(dǎo)致棄風(fēng)率高企，2016年西北五省(除西藏外)合計棄風(fēng)率達(dá)到33.34%。“十三五”期間多舉措改善棄風(fēng)率，國家電網(wǎng)公司規(guī)劃2020年將棄風(fēng)率控制在5%以內(nèi)。

受益棄風(fēng)限電持續(xù)改善，預(yù)計風(fēng)電利用小時數(shù)在2021年之前將小幅抬升。

光伏電站主要分為集中式光伏電站和分布式光伏電站兩種。集中式光伏長期為國內(nèi)光伏裝機主力，分布式光伏裝機2017年開始爆發(fā)。截至2016年年底，國內(nèi)集中式光伏電站裝機達(dá)6710萬kW，分布式光伏裝機為1032萬kW，集中式光伏電站為國內(nèi)光伏裝機主力。分布式光伏成本持續(xù)下降，用戶側(cè)經(jīng)濟(jì)性凸顯。

2016年，火電利用小時創(chuàng)新低，煤電裝機過剩亟待緩解。16部委聯(lián)合發(fā)文，“十三五”期間停建和緩建煤電1.5億kW，淘汰落后產(chǎn)能0.2億kW以上。電力“十三五”規(guī)劃指出，到2020年力爭煤電裝機控制在11億kW之內(nèi)，占比降至55%。

考慮煤電供給側(cè)改革進(jìn)展，預(yù)計2017-2020年煤電裝機增速顯著回落，每年新增容量約為0.25億-0.3億kW，截至2020年，煤電裝機總量控制在10.56億kW，實現(xiàn)規(guī)劃目標(biāo)。

再考慮部分“十三五”期間停建、緩建項目被推遲到“十四五”投產(chǎn)，我們判斷2021年、2022年投產(chǎn)迎來小高峰，之后幾年新增容量將穩(wěn)定在0.3億kW。

“十三五”規(guī)劃2020年燃?xì)獍l(fā)電裝機達(dá)到1.1億kW，預(yù)測氣電裝機年均增速為10%-11%;2025年氣電裝機達(dá)到1.77億kW。

火電主力電源地位不變，受益用電需求回暖發(fā)電量穩(wěn)步增長。“十三五”期間火電發(fā)電量年均增速約6%，2020年，火電發(fā)電量預(yù)計達(dá)到55000億kWh。“十四五”期間火電發(fā)電量年均增速約5.2%， 2025年，火電發(fā)電量將超過70000億kWh。

發(fā)電量增長裝機增速放緩，火電利用小時逐年抬升。預(yù)計2018-2020年每年火電利用小時數(shù)年均增加超過100小時，“十四五”利用小時數(shù)增速放緩，但仍保持上升勢頭，2025年，火電利用小時數(shù)重回4800小時以上。

火電成本仍具優(yōu)勢

2016年，煤電平均標(biāo)桿電價0.3644元/度。煤電平均標(biāo)桿電價與水電基本相當(dāng)，略低于核電，比氣電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等具有明顯價格優(yōu)勢。

大火電機組燃煤效率高，具備成本低、效率高、穩(wěn)定性強等多重優(yōu)勢。

參考煤電聯(lián)動公式，測算全國煤電電價上調(diào)幅度在0.73-2.29分/度。

預(yù)計煤電聯(lián)動帶來的上網(wǎng)電價上漲不傳導(dǎo)至終端銷售電價，煤電電價上調(diào)部分或由中間環(huán)節(jié)消化。

發(fā)改委發(fā)布“關(guān)于全面深化價格機制改革的意見”中，提出將健全煤電聯(lián)動機制;當(dāng)前的煤電聯(lián)動機制只考慮了煤炭和電力之間的聯(lián)動關(guān)系。有效的長效機制有利于解決電力企業(yè)長期盈利穩(wěn)定性的問題，這可能建立在電力供給側(cè)改革、煤電一體化、電力市場化改革等一系列改革基礎(chǔ)上。

假設(shè)燃料成本占火電發(fā)電成本的64%，估算不同煤價及供電煤耗情景下的煤電發(fā)電成本區(qū)間約0.26-0.33元/度。五大發(fā)電等上市公司60萬kW以上燃煤機組占比超過50%，具備成本競爭優(yōu)勢。

神華集團(tuán)與國電集團(tuán)重組為國家能源投資集團(tuán)，其煤炭、電力資產(chǎn)均占全國總產(chǎn)量的15%，煤電聯(lián)營有望穩(wěn)定集團(tuán)內(nèi)部火電資產(chǎn)盈利能力。

水電、核電高分紅維持類債特性

長期看，水電企業(yè)新增在建工程規(guī)模減小，預(yù)計資本金支出減少，進(jìn)入現(xiàn)金回流期，有望維持高比例分紅。

隨著市場電占比的提升，水電平均上網(wǎng)電價呈下降趨勢;下半年火電電價上行預(yù)期將為水電電價提供較強支撐。

水電標(biāo)的推薦：長江電力、湖北能源、桂冠電力、華能水電。

中國核電在運營17臺機組裝機容量1434萬kW，在建8臺機組合計裝機容量928.8萬kW;“十三五”期間資產(chǎn)規(guī)模64%增長空間，年均約20%業(yè)績增速。

新能源設(shè)備、運營雙增長

風(fēng)電、光伏裝機大幅增長。1-9月，全國新增風(fēng)電并網(wǎng)容量970萬kW，累計容量同比增長13%;新增光伏裝機容量3800萬kW，較2016年年末新增46%，其中分布式電站增長400%。

2017年前三季度棄風(fēng)棄光大幅緩解，棄風(fēng)率同比下降6.7個百分點;棄光率同比下降3.8個百分點;11月，國家能源局印發(fā)《解決棄水棄風(fēng)棄光問題實施方案》,推動解決風(fēng)光消納。

從新增裝機布局看，光伏由西北地區(qū)向中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移的趨勢更加明顯，分布式光伏就地消納，盈利能力有望進(jìn)一步增強。

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