电力行业2018年投资策略：用电量景气增长，砥砺前行中各赴前程-20171214-信达-50页-1mb

电力行业2018年投资策略总结

核心内容

2018年电力行业整体将保持中速增长，预计全社会用电量增速为5.3%，2019-2020年年均增速为4.1%，至2020年全社会用电量将达到约7.2万亿千瓦时。电力供应将继续保持宽松状态，非化石能源发电装机比重将从2017年的38%上升至2020年的42%。火电、水电、风电和光伏将各自面临不同的市场环境和政策影响。

主要观点

用电量与电力结构

• 用电量增长：2018年全社会用电量将保持平稳增长，但增速较2017年有所下降，主要受宏观经济增速放缓及第二产业用电量增长放缓影响。
• 电力结构优化：非化石能源发电装机容量将持续增长，火电装机比重将从62%降至55%。2020年全国发电装机总量将超过20亿千瓦，其中非化石能源占比将达42%。

火电行业

• 盈利触底反弹：火电行业盈利状况有望改善，主要得益于煤电去产能、特高压通道建设、燃煤上网电价上调、燃料成本下降及供给侧改革等多重利好。
• 装机增速放缓：2017-2020年煤电装机增速将维持低位，年均复合增速约3.5%。
• 利用小时数提升：随着特高压通道的建成，火电利用小时数有望逐步回升，但受清洁能源消纳影响，增速有限。

风电行业

• 弃风率下降：2017年弃风率同比下降6.7个百分点，预计2018年弃风问题将逐步改善。
• 装机增长稳定：2018年风电新增装机预计为40GW，主要集中在中东部及海上风电。
• 成本下降趋势：风电造价持续下降，2018年预计为7,500元/千瓦，2020年为6,800元/千瓦。
• 布局转移：风电项目逐渐从“三北”地区向中东部地区转移，以提高消纳能力。

光伏行业

• 装机量受限：2018年光伏新增装机预计为40GW，但由于电价下调和成本下降幅度有限，投资回报率下降。
• 平价上网趋势：光伏发电逐渐实现平价上网，但短期内仍需依赖政策补贴。

水电行业

• 电价与电量双提升：2018年水电电价有望上调，同时来水情况良好，将提高利用小时数和盈利能力。
• 特高压改善消纳：特高压输电通道的建设将改善水电消纳能力，提升发电量。

关键信息

• 2018年用电量：预计达到66,555.61亿千瓦时，增速为5.3%。
• 火电盈利改善：预计2018年燃煤上网电价将上调1-2分/千瓦时，提升火电企业盈利水平。
• 风电装机增长：2018年新增装机预计为40GW，2020年风电装机将达220GW。
• 水电发展：预计2018年水电电价上调，利用小时数有望提升，发电量增长。
• 政策支持：煤电去产能、特高压建设、电价联动机制等政策将对行业产生重要影响。

行业评级与建议

• 行业评级：2018年电力行业整体评级为“中性”。
• 建议关注的公司：华能国际（600011）、广州发展（600098）、川投能源（600674）、国投电力（600886）。

风险因素

• 经济增长不达预期：可能影响电力需求增长。
• 煤电联动搁置：若电价调整机制未能实施，将影响火电盈利。
• 水电来水量低：可能影响水电发电量和盈利。

电力供需格局

• 电力供需宽松：2018-2020年电力供应将继续保持宽松，利用小时数逐步下降。
• 区域差异：华北、华中电力供需基本平衡，华东、南方电力供应富余较多，东北、西北电力供应富余较多。

电力投资与政策

• 火电去产能：2017年煤电去产能政策延续，预计到2020年全国煤电装机控制在11亿千瓦以内。
• 特高压建设：2018年将有多个特高压项目投运，改善电力输送能力。
• 电价调整机制：煤电价格联动机制可能在2018年实施，提升火电盈利。

行业发展趋势

• 新能源发展：风电和光伏发电将继续发展，但增速放缓。
• 技术进步：风电和光伏技术进步将降低成本，提高经济性。
• 政策调控：政府将通过政策调控和市场手段，提升清洁能源消纳能力。

总结

2018年电力行业将面临电力需求平稳增长、供应持续宽松、火电盈利改善、风电弃风率下降、水电电价电量双提升的局面。行业整体处于结构优化升级的新常态，各细分领域将根据政策导向和技术进步逐步改善。